Главная страница -> Переработка мусора

Об эффективности энергетического использования попутного нефтяного газа. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. Строительство

А. А. Баранов,инженер,
Н. И. Рябцев, канд. техн. наук,
ГУП, Агентство по энергосбережению, Москва

Реализация потенциала энергосбережения - приоритетное направление политики Правительства Москвы, где годовое промышленное потребление тепловой энергии превышает 29 млн. Гкал. Кроме ТЭЦ Мосэнерго, более 500 промышленных котельных работают на покрытие этой нагрузки, половина которой или 18-20 млн. тонн пара, поступает в системы пароиспользования (СПИ) предприятий.

Анализ многих энергетических обследований, в том числе проведенных специалистами Агентства но энергосбережению, показывает, что без значительных капитальных затрат на предприятиях химической, пищевой и легкой промышленности, строительных материалов и машиностроения можно устранить от 10 до 40% непроизводительных потерь пара за счет упорядочения организации сбора конденсата, правильным подбором и установкой конденсатоотводчиков (КО).

По оценке Мосгосэнергонадзора суммарная величина возможной экономии потребляемых городом энергоресурсов за счет малозатратных энергосберегающих мероприятий составляет около 14%.

Комплекс предлагаемых Агентством энергосберегающих мер включает схемные решения.

В подсистеме парораспределения - потенциал энергосбережения составляет 5-15% (от балансовой суммы поаппаратного потребления теплоты):
поступающий к соответственно сгруппированным аппаратам греющий пар необходимо разделять по давлению на два - четыре рабочих уровня (рабочее давление ограничивается термостойкостью продукта или прочностью аппарата). Рабочее давление в группе отличается не более чем на 30% от принятого уровня;
уровни давления на распределительных гребенках следует поддерживать с помощью редукционно-охладительных установок (РОУ). Для этого необходимы РОУ малой производительности (200-2 000 кг/ч), типовое конструирование и применение которых экономически оправдано, так как дросселирование связано с большими потерями;
гидравлический режим в раздающих магистралях и подводящих трубопроводах должен быть настолько интенсивным, чтобы транспорт пара осуществлялся при незначительном (5-10°С) его перегреве, когда охлаждение за счет теплоотдачи от ограждения компенсировалось бы перегревом от падения давления;
перепад давления на регуляторе тепловой нагрузки аппаратов должен быть возможно меньшим;
для устойчивости потоков теплоносителя, распределенных по параллельным ветвям, необходимо, чтобы наибольшее падение давления приходилось на КО;
следует установить КО для дренажа участков раздающих магистралей внутренних сетей перед разделяющей запорной арматурой, подъемными участками, присоединительной арматурой аппарата. Расчетный режим отвода - перегретый пар (паросодержание конденсата - X1>1). На случай отклонения от расчетного режима устанавливается механический КО малой (до 10 кг/ч) пропускной способности с периодическим сбросом конденсата, например, модели Армстронг N1011 Dy=1/2 с опрокинутым ковшом (США).

1 - пар от ТЭЦ или котельной, 2-4 - распределительные гребенки высокого, среднего и низкого давления, 5 - распределительная магистраль высокого давления, 6 - РОУ, 7 - эжектор, 8 - сепаратор, 9 - манометр, 10-12 - аппараты высокого, среднего и низкого давления, 13 - аппарат-источник «условно чистого» конденсата, 14 - конденсатоотводчик, 15-17 - сборные магистрали высокого, среднего и низкого (вакуумированная) давления, 18 - сборная магистраль для «условно чистого» конденсата, 19, 20 - баки-сборники «чистого» и «условно чистого» конденсата, 21 - насос вытеснения периодического действия, 22, 23 - утилизационные теплообменники на полный и частичный потоки конденсата, 24 - конденсатор выпара, 25 - конденсатный насос, 26 - термометр.

В подсистеме паропотребления - потенциал энергосбережения составляет 10-50%:
общее направление - дробление поверхности нагрева аппарата на как можно более малые части (см. табл. 1), что способствует достижению оптимальных показателей от использования суммарной поверхности. Справедливо и обратное: установка одного КО после группы поверхностей теплообмена всегда уменьшает их эффективность. Например, коэффициент теплопередачи уменьшается, если КО установлен после группы поверхностей, как бы они ни были соединены по теплоносителю - параллельно или последовательно. На рис. 1 показана рекомендуемая схема обвязки калориферной установки, в которой первая поверхность по потоку воздуха переохлаждает конденсат вторичного пара, поступающего от сепаратора, а последующие поверхности калориферов работают в режиме с пролетным паром ;
для аппаратов с широким диапазоном изменения тепловой нагрузки (возмущающего воздействия) следует применять особый способ управления, для реализации которого регулятор устанавливается на выходе греющего теплоносителя из аппарата (широта диапазона обеспечивается степенью затопления поверхности конденсатом);
групповое присоединение аппаратов к одному КО может применяться лишь как вынужденное исключение.

В подсистеме сбора и возврата конденсата потенциал энергосбережения составляет 15-45%:
аппараты, подсоединенные к сборной магистрали, необходимо группировать по давлению и вероятности загрязнения конденсата;
подъемные участки следует оснащать побудителями подъема конденсата;
вторичный пар после КО и сепаратора нужно направлять на подпитку раздающей магистрали пара низкого уровня давления;
при возникновении трудностей с утилизацией выпара из бака-сборника в сборной магистрали целесообразно с помощью эжекторного вакуум-насоса устанавливать давление Pк=0,5-0,7 ата, соответствующее температуре насыщения 80-90°С. При этом конденсат перекачивается в бак-сборник специальным устройством с попеременным подключением его сначала к вакуумируемой магистрали конденсата, а затем - к магистрали пара рабочего давления. Эжектируемый вторичный пар направляется к потребителям пара промежуточного давления.

Рекомендуемая схема системы пароиспользования, где учтены различные способы сокращения потерь теплоты, приведена на рис. 2.

Методологические рекомендации подбора КО также базируются на результатах энергообследования различных предприятий и сведены в табл. 1. Рекомендуемые конструкции для указанных условий обеспечивают эффективное использование теплоты пара, существенно снижая его расход на единицу выпускаемой продукции.

Таблица 1.
№ пп Задаваемые условия работы паропотребителя Назначение режима отвода конденсата, признак подбора КО Тип паропотребителя, где проводилась опытная проверка, оптимальные значения паросодержания конденсата,
Х1, % Рекомендуемый тип конденсато-
отводчика 1 Максимальный коэффициент теплопередачи при стабильной тепловой нагрузке Сокращение рабочей поверхности. ускорение разгона аппарата Калорифер тоннельной сушилки типа СТ Х11=+5...+8 Термодинамический двухсопловой 2 Максимальное использование рабочей поверхности при ее избытке Сокращение паропотребления при расчетной тепловой нагрузке Вертикальный кожухо-трубчатый подогреватель Х12=-4...-5 Термостатический биметаллический 3 Сокращение неравномерности обогрева до допустимого значения д6 Повышение качества продукции Длинные греющие цилиндры узла сушки Dq=7°C Х13=+2...+6 Термодинамический двухсопловой на 6-10 цилиндров 4 Вентиляция паровой полости от неконденсирующихся газов Повышение уровня температуры поверхности аппарата Периодические камеры вулканизации резины Х14=+2...+5 Термодинамические дисковые 5 Сокращение гидравлических потерь в конденсатной сети Ликвидация пульсаций потока на подъемном участке Подъем 3-4 м
Х15=+1...+4 Термостатический биметаллический плюс термодинамический сопловой

Примечание: Х11, Х12,...,Х15 - с двойными индексами в отличие от места измерения Х1

Многообразие форм поверхности нагрева оборудования и условий его работы обусловило и многообразие промышленных образцов КО. Действующая методика подбора КО, по которой он характеризуется только условным давлением Ру, ати, присоединительным размером Dy, мм и пропускной способностью Kv, т/ч холодного конденсата при перепаде давлений Р=1 кгс/см2, не позволяет принять однозначного решения, оценить эффективность применения КО и определить меры по улучшению его конструкции.

Предлагаемая методика отражает взаимодействие тепловых и гидравлических обменных процессов в паровой полости и на рабочей поверхности паропотребляющих аппаратов, а также форму потока в сети сбора конденсата. За количественный показатель режима отвода принято паросодержание Х1 конденсата при давлении при давлении Р1 на входе в КО. Значение Х1 определяется типоразмером Dy термостатических, термодинамических или механических (поплавковых) КО. Последние рассматриваются как местные (сосредоточенные) гидравлические сопротивления, пропускная способность которых падает с ростом Х1.

В свою очередь многие теплотехнические и технологические показатели работы паропотребителей (к их числу относятся участки дренируемых паропроводов, спутниковые линии и сепараторы) и других элементов СПИ также зависят от паросодержания отводного конденсата Х1. Изменяя Х1 можно управлять этими показателями для достижения и поддержания их требуемых значений.

Опыт показывает, что с увеличением Х1 происходит следующее:
коэффициент теплопередачи увеличивается, достигает максимума при заметной доле пролетного пара и затем падает. Аналогично изменяется скорость образования конденсата.
неравномерность обогрева поверхности монотонно уменьшается, приближаясь к некоторому асимптотическому значению. Точно так же изменяется концентрация неконденсирующихся газов в паровой полости.
гидравлическое сопротивление подъемного участка конденсато-провода достигает минимума при положительном паросодержании потока конденсата. Ближайшие к участку конденсатоотводчики должны работать с пропуском пролетного пара , при Х1>0.

Предлагаемый энергоэффективный путь развития и совершенствования систем пароиспользования так же, как и ряд других энергосберегающих проектов, зачастую не находят своего воплощения на практике.

Одной из причин такого положения, по нашему мнению, является низкая доля затрат на покупку энергоносителей. Результатами вышеупомянутых энергетических обследований по программе Правительства Москвы и ТУ Госэнергонадзора установлено, что стоимость потребляемых энергоресурсов на 1 рубль произведенной продукции (услуг) колеблется от 0,7 до 6,3 копеек, где большая цифра относится к предприятиям строительной индустрии. В то же время, очевидно, возросшая за последние годы энергоемкость производства должна была проявиться в значительно большей доле энергетики в цене товаров и услуг. С нашей точки зрения, противоречие объясняется двумя обстоятельствами:
возможностью компенсации увеличенного потребления энергии производственными потребителями за счет роста стоимости продукции и услуг;
искусственного снижения рядом предприятий энергетических затрат за счет оплаты потребляемых энергоресурсов арендаторами по не всегда обоснованным расчетным нагрузкам.

Такими приемами часто затушевывается до полного исчезновения экономическая мотивация к приведению в действие потенциала энергосбережения, вынуждая вновь возвращаться к проблемам учета теплоэнергии и теплоносителя теперь уже на уровне внутризаводского потребления субабонентами (арендаторами).

В.В. Литвак, М.И. Яворский,

Подготовка товарной нефти предусматривает освобождение ее от попутного нефтяного газа (ПНГ), обеспечивает технологическую безопасность, а его утилизация – экологические обязанности. Содержание нефтяного газа в добываемой нефти для разных месторождений существенно различается, лежит в пределах (для месторождений Томской области) от 30 до 80 м3/т.

Мировая практика нефтедобычи и высокие экологические требования довели уровень утилизации ПНГ до 98-99%. К сожалению, на многих месторождениях России такой уровень утилизации в настоящее время недостижим. Основная причина этого состоит в том, что разрабатываемые месторождения находятся в труднодоступных районах, удаленных от магистральных газопроводов, а высокие капиталозатраты, требуемые для обустройства компрессорных станций и газопроводов, как правило, не включаются в число первоочередных. В результате значительное количество попутного нефтяного газа сжигается в факелах, загрязняя атмосферу.

Сегодня известно большое количество способов утилизации попутного нефтяного газа. Среди них:

· сбор, компренирование (?), транспортировка;

· сжижение;

· компренирование (?) и возврат в пласт (????);

· сжигание в энергетических установках;

· физико-химическая переработка в жидкое топливо.

Утилизация ПНГ является безальтернативной перспективой эксплуатации нефтяных месторождений, поскольку варварство его сжигания в факелах не будет далее терпимо обществом.

Энергетическое использование ПНГ может оказаться экономически эффективным в достаточно широком диапазоне объемов и состава. В связи с этим необходимо исследование экономической эффективности при действующих и перспективных тенденциях экономики в стране и регионе.

На экономическую эффективность энергетических установок влияют в общем случае две взаимопротивоположные тенденции:

· изменение стоимости капиталовложений (инвестиций) энергетической установки и установок по сбору и подготовке ПНГ;

· изменение тарифов на электроэнергию, налогов за выбросы загрязняющих газов в атмосферу и затрат на эксплуатацию.

Прогнозируемые тенденции на мировых рынках [?] дают возможность предположить возрастание тарифов на электроэнергию и возрастание налогов за нормативные и, особенно, сверхнормативные выбросы загрязняющих веществ, за недоиспользование недр и т.п.

В связи с этим возможно представить следующие экономические ситуации и стратегии по их разрешению:

Рисунок 1. Предельные ситуации и стратегии

1. При высокой стоимости капиталовложений и тенденции их роста, сопровождающейся низкими энергетическими тарифами, может быть принято единственное решение о невозможности энергетического использования ПНГ.

2. При высоких капиталовложениях и высоких тарифах с перспективой их дальнейшего роста эффективность выработки электроэнергии будет возрастать, но необходимы поиски других, менее капиталоемких технологий, в том числе и неэнергетических.

3. Низкие стоимости капиталовложений и высокие тарифы делают энергетическую утилизацию ПНГ внеконкурентной, и оценки экономической эффективности необходимы лишь для выбора мощности, типа, количества агрегатов и т.п.

4. Низкие капиталовложения и низкие тарифы на электроэнергию представляют неопределенную и ??? ситуацию, поскольку противоречат реально существующим тенденциям.

Отмеченные здесь предельные ситуации и стратегии оставляют широкое поле промежуточных случаев, в каждом из которых необходима выработка грамотных технических и особенно экономических решений. Основой этих решений является определение срока окупаемости инвестиций t, при котором чистая дисконтированная стоимость становится равной первоначальным инвестициям:

где k – размер инвестиций;

P(t) – номинальная годовая прибыль, получаемая в t-году;

- реальная годовая процентная ставка;

r – номинальная процентная ставка;

i – годовой коэффициент инфляции;

- коэффициент дисконтирования.

Для дальнейших рассуждений необходимо принять допущения о неизменности процентной ставки q=const и постоянстве номинальной ежегодной прибыли Pt=P. Эти допущения упрощают преобразования, но не являются обязательным условием вывода. Обозначив период освоения инвестиций как T0, можно получить выражение для прямого вычисления срока окупаемости t [2]:

(2).

Хотя критерий срока окупаемости t в такой форме является несколько упрощенным, но, безусловно, является уверенным ориентиром для многовариантных, сценарных расчетов. Именно к такой группе задач относится и рассматриваемая. Необходимо выявить и описать зону технико-экономической целесообразности утилизации ПНГ в энергетических установках. Такое описание может представлять собой линию разграничения, где критерий эффективности не превышает заданного значения.

Поскольку на разных месторождениях сосредоточены разные объемы ПНГ, что обеспечивает разную производительность, дальнейшие расчеты целесообразно вести исходя из затрат на единичную мощность 1 кВт. Тогда могут успешно сравниваться объекты, разные по мощности, производительности, отпуску электроэнергии и т.п.

Капитальные вложения в этом случае складываются из:

· капвложений на строительство, монтаж, оборудование электростанции;

· капвложений на устройства сбора, компренирования (?) и транспортировки газа.

Издержки эксплуатации при создании такой электростанции состоят из:

· расходов по эксплуатации;

· платежей по кредитам;

· платежей за выбросы загрязняющих газов;

· платежей за покупную электрическую и тепловую энергию;

· амортизационных отчислений;

· платежей за топливо (за потребляемый газ, если его цена будет установлена);

· арендной платы за использование сетей энергоснабжающей организации;

· зарплаты персонала и др.

В результате эксплуатации электростанции возникают доходы:

· поступления от продажи электрической и тепловой энергии;

· снижение платежей за выбросы загрязняющих газов;

· снижение платежей за получаемую энергию.

Сопоставление доходов, расходов и требуемых инвестиций позволяет сделать вывод об их эффективности. Действующие сегодня цены и тарифы делают в большинстве случаев энергетические проекты малоэффективными даже при нулевой стоимости топлива.

Пример. Электростанция стоимостью 30 тыс. руб. в течение года вырабатывает и отпускает 6 тыс. кВт.ч электроэнергии по цене 52,8 коп./кВт.ч. Определить, в течение какого времени окупятся капиталовложения, если пренебречь другими составляющими доходов и расходов. Срок освоения проекта принимается равным году. Годовой доход от продажи электроэнергии составит:

6*0,528*103=3,2 тыс. руб.,

а срок окупаемости равен:

r=0,25; i=0,14, q=(0,25-0,14)/(1+0,14)=0,096; a=1/(1+0,096)=0,912.

лет.

Таким образом, даже при отсутствии затрат на топливо, а это, по сути, главная составляющая себестоимости, такая электростанция экономически неэффективна.

Естественно, возникает вопрос о том, как должны измениться расходы и доходы, чтобы энергетические проекты становились экономически эффективными. Уменьшение стоимости капиталовложений весьма маловероятно, поэтому должны расти цены на электроэнергию и платежи за выбросы.

t=f(k)

4,5

3,4

2,4

6,5

5,2

2,9

4,9

3,4

12,7

9,1

4,5

7,5

5,2

P=4

P=5

P=7

P=10

I – Р=4 тыс. руб./год.

II – Р=5 тыс. руб./год.

III – Р=7 тыс. руб./год.

IV – Р=10 тыс. руб./год.

На рис. 2 показаны зависимости срока окупаемости от величины удельных капвложений при разных уровнях доходности. Очевидно, нынешние тарифы на электроэнергию (основная статья дохода) не обеспечивают быструю окупаемость капиталовложений, и только увеличение в 2,5 раза делает проект привлекательным для инвестиций.

t=f(P)

7,5

4,8

3,6

5,3

3,6

2,9

12,5

4,4

2,5

3,6

2,5

2,3

17,5

3,1

2,4

2,8

2,3

2,4

k=30

k=20

k=15

На рис. 3 показаны, по сути, те же зависимости срока окупаемости от доходности при разных величинах удельных капиталовложений:

I – k=30 тыс. руб./кВт

II – k=20 тыс. руб./кВт

III – k=15 тыс. руб./кВт.

Здесь проявляется тот же характер взаимосвязи: если вдвое снизить удельные капиталовложения, то срок окупаемости проекта быстро приближается к приемлемому уровню.

Линии постоянного уровня срока окупаемости в координатах «инвестиции-доходы» показаны на рис. 4.

t=4

t=5

t=6

3,3

2,5

7,3

11,3

9,1

7,8

13,4

9,5

Выводы:

1. Существующие соотношения стоимости капиталовложений и тарифов на электроэнергию определяют низкую инвестиционную привлекательность установок энергетического использования попутного нефтяного газа. Увеличение тарифов на электроэнергию в 2,5-3 раза (до уровня мировых цен) приводит к приемлемым срокам окупаемости.

2. Полученные зависимости сроков окупаемости….

Вывоз строительного мусора контейнерами и газелями: ознакомиться, быстро и качественно

Олонецкая теплостанция на биотоп.
Блочная градирня нового поколени.
Как бороться с экологическим спи.
С.
Об опыте внедрения когенерационных установок в украине.

Главная страница -> Переработка мусора

Реклама