Aндepc Дюрелунд, Главный советник, RAMBOLL (Дания)

Тарифы на централизованное теплоснабжение (ЦТ) — любимая тема дискуссии экспертов ЦТ, возможно потому, что сюда вовлекаются интересные технические, институциональные, экономические, политические и психологические аспекты, а не точное математическое решение. В западноевропейских странах, где развито централизованное теплоснабжение, тарифы продолжают совершенствоваться, и делаются соответствующие выводы. В условиях молодой демократии в Центральной и Восточной Европе, когда происходит поворот к рыночной экономике, разработка тарифов действительно носит первостепенный характер. Первый опыт выявил ряд фундаментальных проблем в тарифообразовании, требующих решения, при условии, что ЦТ будет играть важную роль в будущем. Совершенно очевидна необходимость использовать последний западноевропейский опыт в области тарифов и адаптировать этот опыт к условиям переходного периода. Взгляд на тарифы как на средство общения может оказаться ключом к успешной разработке тарифов по ЦТ.

Тарифы как коммуникативное звено

Сектор теплоснабжения включает ряд действующих лиц, например, владельцев квартир и зданий, жилищные компании, компании ЦТ, энергетические компании, промышленные предприятия, мусоро-сжигающие компании, владельцев котельных и т.д. Очевидно, что в интересах жителей коммуны, а, следовательно, и политических деятелей, которых они выбрали, обеспечить всех необходимым тепловым комфортом по самой низкой цене и при возможно низком воздействии на окружающую среду, но как? В условиях свободной рыночной экономики достичь этого сложно, т. к. каждый участник хочет использовать возможности рынка для получения личной выгоды, а частные собственники или монополисты могут пытаться злоупотребить своим положением. Для достижения поставленной цели наряду с регулированием естественных монополий требуется сильная политика и планирование в энергетике. Кроме того, этому могут помочь информационные кампании, но этого недостаточно. Гораздо более важно, чтобы тарифы, являющиеся единственным реально связующим звеном между всеми действующими лицами, давали правильную информацию и ценовые стимулы. Это может служить мотивом, побуждающим каждого отдельно взятого участника действовать самым оптимальным образом в интересах всех: минимизировать общую стоимость ограждающих конструкций, систем отопления и горячего водоснабжения, распределительных систем ЦТ и теплогенерирующих установок.

Ниже обсуждается ряд тарифов, при этом главный упор делается на коммуникативные аспекты и важность ценовых стимулов.

Тарифы интегрированы в исторические, институциональные и технические основы

Системы централизованного теплоснабжения различны, поэтому не может быть универсального тарифа для всех компаний централизованного теплоснабжения. Соответственно для разработки тарифа должны быть выявлены все базовые допущения, относящиеся к техническим, институциональным аспектам, а также к истории вопроса. Прекрасным примером может служить продажа тепла жилому дому. Обычно системы отопления и горячего водоснабжения встроены в здание. Традиционно точкой, в которой происходила продажа тепла от ЦТ, считалась наружная стена здания. Это означало, что владелец здания отвечает за свою часть системы, начиная от тепловой подстанции (ТП) до счетчика и запорных клапанов.

В условиях новой демократии выявилось, что компании ЦТ предпочитают заключать контракты с каждым отдельно взятым квартировладельцем, что обусловлено недостатками организационного порядка. Проблемы возникают потому, что невозможно отключить квартиры неплательщиков. Наилучшим решением было бы наведение порядка в организации и управлении жилыми домами, а также в системе социальной защиты. Это является одной из наиболее жизненно важных проблем ЦТ в этих странах.

Новое направление, прослеживаемое во вновь образованных компаниях ЦТ, заключается в том, что компания ЦТ предлагает оплачивать за ТП и продавать тепло, начиная со второго контура теплообменника, естественно по более высокой цене, включающей стоимость теплового пункта.

Благодаря большим объемам и квалифицированному персоналу, обслуживающему ТП, подобное решение кажется наиболее разумным с точки зрения затрат. В странах молодой демократии это решение представляется интересным еще и потому, что большое количество ТП нуждается в модернизации. Кроме того, банки, например ЕБРР, могут предоставить льготные кредиты компаниям ЦТ, а не частным лицам, при этом гарантами кредитов выступают муниципалитеты.

Свежим решением в новых зданиях является то, что трубопровод системы ЦТ распределяет тепло непосредственно в квартиру, тем самым снабжая каждую квартиру децентрализованными системами отопления и горячего водоснабжения. В новом техническом решении имеются два варианта точек отпуска тепла. Либо компания ЦТ продает тепло жилищной компании, которая берет на себя ответственность за распределительные линии внутри здания, либо она продает тепло непосредственно каждой квартире, например, по тарифам продажи тепла в одноквартирные дома. Такой технический и институциональный подход соответствует некоторым очень жестким индивидуальным требованиям к выставлению счетов потребителю, но в целом может оказаться более дорогостоящим, чем интегрированное решение, и необязательно будет самым справедливым решением, т. к. в любом случае само здание делится между квартирами.

Собственность компании ЦТ

Практически во всех западноевропейских странах с развитой системой ЦТ компании централизованного теплоснабжения принадлежат либо потребительским кооперативам, либо общественным энергоснабжающим компаниям, принадлежащим муниципалитетам, в которых ответственность от имени потребителей несут политики. Главной задачей компаний этого типа, в конечном итоге, является минимизация тарифов на благо потребителей. Другие компании, являющиеся акционерными, ставят перед собой цель получения прибыли для владельца. Теоретически эти важные различия должны нейтрализовываться за счет регулятора цены, который не позволяет владельцу злоупотреблять правами монополиста в ЦТ и получать необоснованную прибыль. Другими словами, защитить интересы потребителя от интересов акционеров. Теоретически это возможно, но требует мощного ценового регулятора и армию квалифицированных аудиторов.

При проведении реструктуризации энергетического сектора в странах развивающейся демократии западноевропейский опыт, когда компании ЦТ принадлежат потребителям или муниципалитетам, не был принят по довольно странной причине. Большинство компаний ЦТ учреждались в виде акционерных обществ с различными формами частного владения. Тот факт, что новые законы, регламентирующие планирование и регулирование, не выполняются должным образом, а также то, что потребители испытывают трудности с оплатой, способствует возникновению странной ситуации. Трудно стимулировать потребителя, предлагая тариф, включающий необъяснимо высокую прибыль, на которую он не может влиять.

Для компаний, владельцами которых являются потребители или общественные энергоснабжающие компании, проще представить потребителям прозрачный расчет тарифов, служащий пояснительной информацией для тарифов на тепло. Показывая потребителям точное распределение всех расходов, а также источники соответствующих доходов, необходимо убедить потребителя, что он находится в «одной лодке» с другими потребителями. Потребитель должен получить максимально полное представление о структуре реальных затрат, хотя сделать это на основе существующего простого тарифа сложно. Другими словами, если потребитель не платит или злоупотребляет тарифом, он должен знать, что его соседям-потребителям придется платить за это, а не государству или иностранному владельцу компании ЦТ.

Тарифы при комбинированном производстве тепла и электроэнергии

Централизованное теплоснабжение, использующее низкотемпературную горячую воду, полученную в комбинированном цикле производства тепла и электроэнергии на ТЭЦ, является, пожалуй, наиболее эффективным способом экономии энергии в секторе теплоснабжения. Комбинированное производство тепла и электроэнергии является доминирующим в Дании, Финляндии и некоторых странах развивающейся демократии. Существует огромный потенциал развития комбинированного производства тепла и электроэнергии. Во всех энергосистемах, где эксплуатируются электростанции конденсационного типа на твердом топливе, существует возможность более широкого использования энергоэффективных ТЭЦ.

Однако, ТЭЦ и соответствующие системы ЦТ смогут оптимально развиваться лишь при условии, когда цены на тепловую и электрическую энергию, произведенные в комбинированном цикле, будут устанавливаться, исходя из реальных затрат. Фактически это важнейший ключевой момент в определении цен на тепло, который должен быть решен одновременно как для Западной Европы, так и для стран молодой демократии. Некоторые экономисты и эксперты в области энергосбережения, не понимая самого процесса комбинированного производства тепла и электроэнергии, считают, что не существует правильного определения цены, например, ссылаются на теорию разделения затрат от одной отдельно взятой ТЭЦ. В новых демократических странах определение цен на тепло является реликтом, доставшимся от прежней системы. В прежней системе он срабатывал, но в условиях рыночной экономики — это катастрофа. Цена тепла рассчитывается так, как будто оно произведено в котельной (хотя при этом потребление тепла может быть в 2-3 раза меньше), при этом цена электроэнергии, соответственно, самая низкая.

Чтобы понять схему правильного определения цены необходимо посмотреть на связь тарифов и потребителя. Потребитель должен сделать выбор. Что ему выбрать? Электроэнергию (100 кВт.ч для производства горячей воды) или тепло, произведенное на современной ТЭЦ конденсационного типа с отбором тепла? Только тариф может помочь определиться в выборе.

Для производства дополнительных, для нужд теплоснабжения, 100 кВт.ч электроэнергии, произведенной на электростанциях конденсационного типа, потребуется примерно 300 кВт.ч ископаемого топлива, при этом увеличиваются потери в распределительных сетях.

100 кВт.ч тепла с ограниченными тепловыми потерями, дополнительно выработанного на электростанции, снизит производство электроэнергии на ней на 12 кВт.ч. На производство указанного количества электроэнергии потребуется 30 кВт.ч ископаемого топлива, выработанного на электростанции.

Зная физическую разницу между механической энергией и энергией низкотемпературной горячей воды, разница в цене с коэффициентом 10 не кажется абсурдной. Если только ТЭЦ отпускает тепло при более высокой температуре горячей воды или при температуре пара, дополнительный расход топлива на выработку того же количества электроэнергии составит не 30 кВт.ч, а приблизится к60-90кВт.ч.

Налоги на топливо следует применять с учетом реального расхода топлива, допуская, что центральным властям следует использовать налогообложение не только в фискальных целях, но и в целях энергетической политики.

Расчеты капитальных и эксплуатационных затрат показывают низкую стоимость тепла и высокую стоимость электроэнергии. Электрическая мощность должна иметься в наличии в любую минуту, в то время как потребность в тепловой мощности может аккумулироваться, откладываться или перекладываться на другие источники.

Подобные расчеты могут быть проведены для электростанций с противодавленческой турбиной, учитывая, что производство дополнительной электроэнергии в режиме противодавления снижает производство электроэнергии в конденсационном режиме в энергосистеме и таким образом снижается потребность в охлаждении.

Тариф ТЭЦ, вариант 1. Энергоснабжающая

компания владеет крупной ТЭЦ конденсационного типа с отбором тепла

Тариф на продажу тепла, отпускаемого крупной ТЭЦ конденсационного типа с отбором тепла в Копенгагене, может служить прекрасным примером прозрачного реально затратного тарифа, содержащего достаточно информации для компаний ЦТ. Тариф состоит примерно из 10 составляющих компонентов, включающих переменные и фиксированные затраты на инвестиции, эксплуатацию, техобслуживание и топливо (2). Особая составляющая издержек, рассчитываемая на основе еженедельного моделирования работы энергосистемы, учитывает снижение прибыли ТЭЦ, если существует избыток дешевой электроэнергии, получаемой от ГЭС. Следовательно, весной в выходные дни для компаний ЦТ более экономичным может быть использование одного из собственных котлов, чем оплата работы блока ТЭЦ. Эта составляющая затрат гарантирует, что ЦТ оплачивает все расходы на производство тепла.

Однако, как политическое соглашение системы ЦТ после 12 лет эксплуатации могут приносить энергокомпании меньшую прибыль (дополнительно к реальным затратам). К сожалению, эта прибыль выражается искусственно в виде дополнительно потребляемого топлива, что может внести путаницу и представить реальный расход топлива наивысшим.

Тариф ТЭЦ, вариант 2. Небольшая ТЭЦ в собственности компании ЦТ

Другим примером тарифа, несущим важную информацию, является определение цены на тепло и электроэнергию, выработанных на небольших ТЭЦ (ниже 80 МВт), например в Дании или соседних городах Швеции. Эти ТЭЦ обычно принадлежат компаниям ЦТ, а электроэнергия продается национальной энергосистеме (на уровне 10-50 кВ). Цена близка к долгосрочным предельным затратам и составляет около 90% от отпускной цены города. Это очень важно для оптимального и сбалансированного развития энергетического сектора как с позиций потребления, так и снабжения. При этом компания ЦТ получает все преимущества комбинированного производства и имеет те же стимулы, что и крупные потребители электроэнергии при взаимодействии с энергосистемой и при оптимизации инвестиций в ТЭЦ и аккумулирование тепла.

Контрастом является деятельность некоторых крупных европейских энергетических компаний, которые, несмотря на все добрые намерения ЕС, злоупотребляют своим монопольным положением и препятствуют развитию местных энергоэффективных ТЭЦ. Одним из таких препятствий являются жесткие городские тарифы на электроэнергию, не отражающие реальные затраты.

Тарифы на централизованное тепло для потребителей

Как говорилось ранее, очень важно убедить потребителя, что он единственный, кто платит. Другими словами, ЦТ должно найти разумный способ распределения затрат между потребителями и в тоже время разработать правильные ценовые сигналы. Ниже приведены 3 интересных аспекта, включая долю фиксированных затрат, снижение температуры обратной воды и ежедневные колебания нагрузки.

Тариф на централизованное тепло. Вариант 3. Фиксированные и переменные составляющие

Норма фиксированных затрат обычно составляет 50% от общих затрат. Однако по политическим соображениям некоторые датские компании ЦТ решили, что тариф на 100% должен быть переменным, чтобы способствовать экономии энергии. Однако, если потребители инвестируют в энергосберегающие мероприятия, чтобы, например, сэкономить 20% тепла, то они вправе ожидать 20% снижения счета за тепло. И будут очень огорчены, если увидят, что последовательно цены на тепло вырастут на примерно 10%, а значит, экономия по счету составит только 10%. У них будут основания обвинить компанию ЦТ в предоставлении ложной информации. Следовательно, фиксированная часть счета за тепло должна в определенной степени отражать реальные издержки, или, по крайней мере, компания ЦТ должна четко информировать о структуре издержек, в том случае, если структура тарифа колеблется. Если колебания слишком велики, то компании ЦТ будет трудно определить бюджет для объявления тарифа раз в год. Именно этим объясняется решение ценового регулятора в Дании о том, что фиксированная часть тарифа должна покрывать не менее 20% от общего дохода.

В странах развивающейся демократии счетчики устанавливаются постепенно, и они наглядно демонстрируют, что с их введением тариф на централизованное теплоснабжение для потребителей прыгает от 100% фиксированного тарифа до 100% переменного. По указанным выше причинам, а также для ускорения процесса более разумного разделения затрат между двумя группами потребителей в переходный период, требуется ввести высокую фиксированную часть, которая в общих чертах отражает все фиксированные затраты, включая стоимость топлива для покрытия реальных постоянных тепловых потерь.

Тариф на централизованное тепло. Вариант 4. Фиксированные и переменные составляющие

Температура обратной воды является важным параметром продажи тепла, т. к. сравнительно небольшие инвестиции со стороны потребителей могут значительно снизить температуру обратной воды и привести к более значительной экономии со стороны снабжающей компании (удешевлению продукции ТЭЦ, снижению затрат на насосное оборудование и теплосеть, а также более низкую существующую мощность в сети). Некоторые датские компании представляют переменную часть тарифа как тариф на поток, т.е. на расход воды (Датские Кроны/м3 потока). Преимуществом этого простого и дешевого тарифа является то, что он побуждает потребителей к сокращению расхода и снижению температуры обратной воды. По ряду других причин многие датские компании для переменной части используют энергетический тариф (Датские Кроны/ГДж). Например, Copenhagen Energy использовала энергетический тариф в течение многих лет. В среднем температура обратной воды была слишком высока (около 65°С) и не соответствовала требованиям современной ТЭЦ. Потребители оставались равнодушными к призывам информационных кампаний по снижению температуры обратной воды. Тогда после детального анализа Copenhagen Energy ввела в тариф новый элемент, стимулирующий потребителей снизить температуру обратной воды (если температура обратной воды была на 10% ниже средней, потребителю предоставлялась скидка в 10%, и наоборот на 10% возрастала стоимость, если температура была выше средней) (1). Результат был поразителен. За несколько лет температура обратной воды снизилась на 10-15 ОС. Многие западноевропейские компании ЦТ имеют некие тарифные стимулы, побуждающие потребителей снижать температуру обратной воды, и, несомненно, это должно быть как можно скорее распространено на все тарифы централизованного теплоснабжения, включая новые тарифы в странах развивающейся демократии.

Тариф на централизованное тепло. Вариант 5. Стимулы для управления нагрузкой

Одним из недостатков системы с переменным потоком является то, что она позволяет потребителям резко изменять нагрузку, например, 100% ночной провал. Результатом могут быть резкие дневные колебания нагрузки (например, до 20%), что ведет к дополнительным затратам в системе ЦТ, в частности, в современных системах с базовой, средней и пиковой нагрузками станций. К сожалению, учитывать это при определении потребления и цены — дорогостоящее мероприятие как для компании ЦТ, так и для потребителей. Несколько лет назад строительный сектор в Дании запустил несколько больших энергосберегающих кампаний, выделял субсидии на проведение «энергосберегающих мероприятий», не обращая при этом внимания на сторону снабжения. Естественно многие обнаружили, что ночные провалы — очевидный путь экономии в расходах на тепло. При этом они основывались на простых тарифах на тепло, ничего не сообщавших о недостатках колебания нагрузки. Посредством проведения информационных мероприятий компании ЦТ пытались остановить ночные провалы, потребители прислушивались только к ценовым сигналам. В настоящее время некоторые теплоснабжающие компании рассматривают возможность внедрения дифференцированных по времени тарифов для крупных потребителей (которые могут работать даже с ночным провалом нагрузки), одновременно разрабатываются технологии по измерению. Однако, возможно, это не понадобится. Вышеупомянутый способ стимулирования снижения температуры обратной воды оказал положительное воздействие. Он стимулировал потребителей снижать ночной провал в нагрузке, а, следовательно, снизил общее колебание нагрузки во всей системе.

Тарифное предложение

Хотя не существует универсального тарифа на продажу централизованного тепла, предложение, приведенное ниже, описывает отпускной тариф в зданиях, который может быть использован как в Западной Европе, так и в странах развивающейся демократии, и который может постепенно эволюционировать от простого тарифа к более точному и совершенному. Принимается, что у каждого потребителя имеется централизованная подготовка горячей воды.

Литература

1). Дж. Кристоферсен (Copenhagen Energy) и Андерс Дюрелунд (Ramboll) «Действенные стимулы для тарифов централизованного теплоснабжения», Fjernvarment, 2 1993

2). DBDH Consult Poland, «Исследование тарифов для централизованного теплоснабжения в энергетическом секторе Польши», июль 1992 г.

Водоснабжение.

Водоснабжение совокупность мероприятий и сооружений, обеспечивающих забор, подготовку, аккумулирование, подачу и распределение воды для нужд населения и промышленности. В состав системы внутреннего водопровода входят: ввод, водомерный узел, разводящая сеть, стояки, подводки к санитарно-техническим приборам, технологическим установкам и оборудованию, запорная, регулировочная, предохранительная и смесительная арматура, различные соединительные и монтажные элементы для труб. В случае необходимости в систему включаются установки для повышения давления в сети, специальные емкости, создающие запас воды в системе на пожарные, аварийные и регулирующие нужды. По назначению системы водоснабжения здания подразделяются на: хозяйственно-питьевые, предназначенные для подачи воды, по ГОСТ Р 51 232-98 Вода питьевая» для питья, умывания, купания. приготовления пищи итд; производственные системы водоснабжения обеспечивают подачу воды для технологических процессов производства. Требования, предъявляемые к качеству подаваемой воды, разнообразны и определяются технологическими требованиями производства; противопожарные системы водоснабжения предназначены для тушения огня в здании при возникновении пожара. В этих системах может быть использована вода и не питьевого качества. Объединение всех видов систем внутреннего водопровода в одну хозяйственно-производственную-противопожарную с подачей воды питьевого качества на все нужды не всегда бывает оправдано с экономической точки зрения ввиду относительно высокой стоимости питьевой воды, большого расхода воды на производственные нужды и ряда других факторов. В этом случае проектируются либо раздельные системы, либо комбинации объединения водопроводных сетей: хозяйственно-питьевая и мы.

Холодное водоснабжение

Существует два способа холодного водоснабжения: централизованный и автономный. Автономное водоснабжение заключается в использовании скважины или колодца. Централизованное в подключении к городской сети водоснабжения. Современные технологии и материалы (полипропиленовые трубы) позволяют увеличить срок службы системы ХВС, а также обладают стойкостью к химическим веществам, к высоким давлениям и гидравлическим ударам. (ни просты и удобны в монтаже. Горячую воду получить просто, достаточно установить один из нескольких видов аппаратов, нагревающих воду, проточных или накопительных: электроводонагреватели; газовые водонагреватели; аппараты косвенного нагрева от теплоносителя системы отопления. В проточных водонагревателях холодная вода проходит через трубу, в которой находится нагревательный элемент, и постепенно нагреваясь, вытекает из водонагревателя уже горячей. Чтобы нагреть большой объем воды, например, для принятия душа или ванны, нужен прибор большой мощности. Накопительный водонагреватель отличается от проточного намного большим объемом запасаемой горячей воды, он в быту удобней, так как нагрев воды до заданной температуры происходит заранее. В нем горячая вода находится постоянно, а по мере расхода в него поступает холодная и подогревается до нужной температуры.

Горячее водоснабжение

Системы горячего водоснабжения могут быть местные и централизованные. В местных системах горячую воду приготовляют на месте ее потребления в газовых водонагревателях или колонках, индивидуальных нагревателях и т,д., рассчитанных на одну квартиру. В центральных системах воду приготовляют в одном центре, из которого она транспортируется по трубам к потребителям. Центральные системы горячего водоснабжения могут быть: с приготовлением горячей воды в водогрейных или паровых котлах, установленных в местных котельных; с приготовлением горячей воды в центральных тепловых пунктах (ЦТГ) по закрытой схеме; о непосредственным водоразбором из тепловых сетей. Централизованные системы приготовления горячей воды в водогрейных котлах применяют для одного или небольшой группы зданий. Недостаток такой системы вьщеление шлама на внутренней поверхности котлов, поэтому такие системы применяют ограниченно. для небольшой группы зданий применяют паровые котлы, пар из которых поступает в эмеевик емкостного водоподогревателя, где конденсируется, нагревая воду, а конденсат через конденсатопровод поступает обратно в котел.

Схемы систем центрального горячего водоснабжения

Рассмотрим основные виды классификации схем систем центрального горячего водоснабжения. 1. По обеспечению давления системы горячего водоснабжения могут быть работающими: под давлением холодного водопровода; под давлением тепловой сети; под давлением, создаваемым насосом, установленным на холодном или горячем водопроводе; под статическим давлением, создаваемым баком холодной или горячей воды. 2. По месту прокладки распредели- тельных трубопроводов системы могут быть: с нижней разводкой; с верхней разводкой. З. По наличию и способу обеспечения циркуляции: без циркуляции; с естественной циркуляцией; с насосной циркуляцией. 4. По наличию и месту расположения баков-аккумуляторов горячей воды: без аккумулятора; с нижним баком; с верхним баком. Общие требования к системам централизованного горячего водоснабжения Системы централизованного горячего водоснабжения следует предусматривать, как правило, с нижней разведкой. Верхняя разведка возможная на достаточном обосновании, например при одноместной прокладке с трубопроводами системы отопления. Трубопроводы систем горячего водоснабжения прокладываются с уклоном не менее 2% (2 мм на погонный метр) для опорожнения системы в случае необходимости. Конфигурация трубопроводов должна предусматривать компенсацию их температурного удлинения. Все трубопроводы должны иметь Свободный доступ и необходимые монтажные про- светы для осмотра и ремонта. Трубопроводы горячего водоснабжения обязательно теплоизолируются. Разрешается не изолировать стояки в отапливаемых помещениях. В помещениях с улучшенной отделкой допускается скрытая прокладка труб (подводка к водоразборным приборам за облицовкой стен или в полу). для систем горячего водоснабжения применяются стальные оцинкованные или полимерные трубы. При диаметрах более 150 мм и в системах с непосредственным водоразбором допускается применение не оцинкованных труб. Соединение трубопроводов — сварное, резьбовое и фланцевое (с фланцевой арматурой). В ванных и душевых комнатах предусматриваются постоянно действующие полотенцесушители. Полотенцесушители могут быть совмещены с циркуляционными трубопроводами. В системах с непосредственным водоразбором полотенцесушители могут подключаться к постоянно действующим системам отопления этих помещений. В верхних точках системы предусматривается воздуховыпускная арматура, а в нижних устройства для опорожнения системы. В качестве воздуховыпускных устройств разрешается использовать водоразборную арматуру верхних этажей. Запорная и регулирующая арматура предусматривается общего типа. Арматура диаметром до 50 мм включительно должна быть латунной, бронзовой или из термостойких пластмасс. диафрагмы должны быть полимерными, латунными или из нержавеющей стали. В местах водоразбора устанавливаются смесители с раздельной подводкой холодной и горячей воды. Смесители не устанавливаются в случае использования горячей воды без подмешивания холодной. Запорная арматура устанавливается: в квартальных или промышленных системах горячего водоснабжения на ответвлениях к каждому зданию; на ответвлениях к секционным узлам; в основании водоразборных и циркуляционных стояков в зданиях от трех этажей и более; на ответвлении в каждую квартиру или помещение с водоразборными приборами; на входе и выходе из водонагревателя. Обратные клапаны устанавливаются: на подводе горячей воды к смесителям групповых душей; в закрытых системах на подводке холодной воды к водонагревателю и на подключении циркуляционного трубопровода к водонагревателю; в открытых системах на ответвлении от обратного трубопровода тепловой сети к смесителю (регулятору температуры) и на подключении циркуляционного трубопровода к обратному трубопроводу тепловой сети. Счетчики расхода воды (водомеры,) устанавливаются: в закрытых системах на трубопроводе, подводящем холодную воду к водонагревателю; в открытых системах на общем подающем трубопроводе после регулятора температуры и на циркуляционном трубопроводе перед его подключением к обратному трубопроводу теплосети. При наличии счетчиков воды на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети счетчик воды в открытой системе горячего водоснабжения может не ставиться. во всех случаях, когда в общей системе горячего водоснабжения производится раздельный учет и оплата за потребление горячей воды. Счетчик ставится на головном участке каждого такого элемента системы.

Теплоснабжение

Теплоснабжение снабжение теплом жилых, общественных и промышленных зданий (сооружений) для обеспечения коммунально-бьгговых (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) и технологических нужд потребителей. Различают местное и централизованное теплоснабжение. Система местного теплоснабжения обслуживает одно или несколько зданий, Система централизованного жилой или промышленный район. В СССР наибольшее значение приобрело централизованное тепло- снабжение (в связи с этим термин теплоснабжение» чаще всего употребляется применительно к системам централизованного теплоснабжения). Его основные преимущества перед местным тепло- снабжением значительное снижение расхода топлива и эксплуатационных затрат (например, за счет автоматизации котельных установок и повышения их КПД); возможность использования низкосортного топлива; уменьшение степени загрязнения воздушного бассейна и улучшение санитарного состояния населенных мест. Система централизованного тепло- снабжения включает источник тепла, тепловую сеть и теплопотребляющие установки, присоединяемые к сети через тепловые пункты. Тепловые сети, являясь составной частью системы централизованного теплоснабжения современных городов, представляют собой сложные инженерные сооружения, предназначенные для транспортировки тепловой энергии от источников тепла к потребителям. Общая протяженность теплосетей в Российской Федерации составляет более 257 000 км. Срок эксплуатации источников тепла и объектов, к которым оно подается, составляет 50 100 лет. Поэтому теплосети, являющиеся связующим звеном между ними, должны надежно работать в течение этого же периода времени (за исключением случаев его морального старения, например, при необходимости увеличения его пропускной способности). Основными элементами систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети надземной и подземной (безканальной и канальной) прокладки. Более 85% общей протяженности составляют теплосети подземной прокладки в непроходных и проходных каналах. Тепловые сети подразделяются на магистральные, распределительные, квартальные и ответвления от магистральных и распределительных тепловых сетей к отдельным зданиям и сооружениям. Разделение тепловых сетей устанавливается проектом или эксплуатационной организацией. Источниками тепла при централизованном теплоснабжения могут быть теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), осуществляющие комбинированную выработку электрической и тепловой энергии; котельные установки большой мощности, вырабатывающие только тепловую энергию; устройства для утилизации тепловых отходов промышленности; установки для использования тепла геотермальных источников. В системах местного теплоснабжения источниками тепла служат печи, водогрейные котлы, водонагреватели (в том числе солнечные) и т. п. Теплоносителями в системах централизованного теплоснабжения обычно являются вода с температурой до 1 50 С и пар под давлением 0,7 1,6 Мн/м2 (7 16 ат). Вода служит в основном для покрытия коммунально-бытовых, а пар- технологических нагрузок. Выбор температуры и давления в системах теплоснабжения определяется требованиями потребителей и экономическими соображениями. С увеличением дальности транспортирования тепла возрастает экономически оправданное повышение параметров теплоносителя. Расстояние, на которое транспортируется тепло в современных системах централизованного теплоснабжения, достигает нескольких десятков км. Затраты условного топлива на единицу отпущенного потребителю тепла определяются в основном КПд источника теплоснабжения. Развитие систем теплоснабжения характеризуется повышением мощности источника тепла и единичных мощностей установленного оборудования. Тепловые мощности современных ТЭЦ достигают 2 4 Ткал/ч, районных котельных 300 500 Гкал/ч. В некоторых системах теплоснабжение осуществляется совместной работой нескольких источников тепла на общие тепловые сети, что повышает надежность, маневренность и экономичность теплоснабжения. По схемам присоединения установок отопления различают зависимые и независимые системы теплоснабжения. В зависимых системах теплоноситель из тепловой сети поступает непосредственно в отопительные установки потребителей, в независимых в промежуточный теплообменник, установленный в тепловом пункте, где он кагревает вторичный теплоноситель, циркулирующий в местной установке потребителя. В независимых системах установки потребителей гидравлически изолированы от тепловой сети. Такие системы применяются преимущественно в крупных городах в целях повышения надежности теплоснабжения, а также в тех случаях, когда режим давления в тепловой сети недопустим для теплопотребляющих установок по условиям их прочности или же когда статическое давление, создаваемое последними, неприемлемо для тепловой сети (таковы, например, системы отопления высотных зданий). В зависимости от схемы присоединения установок горячего водоснабжения различают закрытые и открытые системы теплоснабжения. В закрытых системах на горячее водоснабжение поступает вода ю водопровода, нагретая до требуемой температуры (обычно 0 С) водой из тепловой сети в теплообменниках, установленных в тепловых пунктах. В открытых системах вода подаётся непосредственно из тепловой сети (непосредственный водоразбор). Утечка воды из-за неплотностей в системе, а также ее расход на водоразбор компенсируются дополнительной подачей соответствующего количества воды в тепловую сеть. для предотвращения коррозии и образования накипи на внутренней поверхности трубопровода вода, подаваемая в тепловую сеть, проходит водоподготовку и деаэрацию (см. деаэратор). В открытых системах вода должна также удовлетворять требованиям, предъявляемым к питьевой воде. Выбор системы определяется в основном наличием достаточного количества воды, питьевого качества, ее коррозионными и накипеобразующими свойствами. В СССР получили распространение системы обоих типов. По числу трубопроводов, используемых для переноса теплоносителя, различают одно-, двух- и многотрубные системы теплоснабжения. Однотрубные системы применяют в тех случаях, когда теплоноситель полностью используется потребителями и обратно не возвращается (например, в паровых системах без возврата конденсата и в открытых водяных системах, где вся поступающая от источника вода разбирается на горячее водоснабжение потребителей). В двухтрубных системах теплоноситель полностью или частично возвращается к источнику тепла, где он подогревается и восполняется. Многотрубные системы устраивают при необходимости выделения отдельных видов тепловой нагрузки (например, горячего водоснабжения), что упрощает регулирование отпуска тепла, режим эксплуатации и способы присоединения потребителей к тепловым сетям. В СССР преимущественное распространение получили двухтрубные системы теллоснабжения. Регулирование отпуска тепла в системах теплоснабжения (суточное, сезонное) осуществляется как в источнике тепла, так и в теплопотребляющих установках. В водяных системах тепло- снабжения обычно производится так называемое центральное качественное регулирование подачи тепла по основному виду тепловой нагрузки отоплению или по сочетанию двух видов нагрузки отопления и горячего водоснабжения. Оно заключается в изменении температуры теплоносителя, подаваемого от источника теплоснабжения в тепловую сеть, в соответствии с принятым температурным графиком (то есть зависимостью требуемой температуры воды в сети от температуры наружного воздуха>. Центральное качественное регулирование дополняется местным количественным в тепловых пунктах; последнее наиболее распространено при горячем водоснабжении и обычно осуществляется автоматически, В паровых системах теплоснабжения в основном производится местное количественное регулирование; давление пара в источнике теплоснабжения поддерживается постоянным, расход пара регулируется потребителями.

Легенды и мифы современной теплотехники
или пластинчатые и кожухотрубные теплообменные аппараты
к.т.н Барон В.Г., директор ООО «Теплообмен», г.Севастополь

В настоящей статье предпринята очередная попытка осуществить объективное, без передергиваний и эмоциональной окраски, сравнение двух наиболее известных типов теплообменных аппаратов – пластинчатых и кожухотрубных. За последнее десятилетие благодаря массированной, причем зачастую необективной, рекламе пластинчатых аппаратов, в среде сотрудников, работающих в сфере теплотехники, в т.ч. коммунальной, сформировалось ложное мнение об абсолютном превосходстве пластинчатых теплообменников над кожухотрубными. Впрочем этому не стоит удивляться, т.к. рекламная кампания пластинчатых аппаратов осуществлялась по всем правилам воздействия – она была обширнейшей, постоянной и либо бездоказательной, на уровне заклинаний (например, встречались статьи с названием «Пластинчатые теплообменники – альтернативы нет»), либо псевдодоказательной, рассчитанной в этом случае на недостаток узкоспециальных знаний у специалистов-теплотехников широкого профиля. Настоящим предпринимается попытка восполнить пробел в доказательном ряду сравнений пластинчатых и кожухотрубных теплообменников.

Перечисляя преимущества пластинчатых аппаратов, их апологеты, как правило, выделяют следующие преимущества: небольшой вес, небольшой габаритный объем, тонкостенность теплопередающих пластин и высокий коэффициент теплопередачи, повышенный срок службы, легкость технического обслуживания. О цене предпочитают умалчивать, т.к. она, как правило, в несколько раз превышает цену кожухотрубных аппаратов (здесь и далее речь идет о разборных пластинчатых теплообменниках, т.к. неразборные в условиях СНГ, как правило, предпочитают не применять и, кроме того, они, имея меньшую стоимость, одновременно теряют ряд преимуществ разборных аппаратов – прим. авт.). Итак,

легенда №1 – небольшой вес

Тезис о незначительном весе пластинчатых теплообменников сформировался в начале 90-х годов прошлого столетия, когда западноевропейские фирмы, придя на рынок стран СНГ, в массовом порядке столкнулись с кожухотрубными аппаратами, использовавшимися в коммунальном хозяйстве Советского Союза и разработанными более полувека тому назад. Грешно было не использовать такой козырь. Но продолжать эксплуатировать эту легенду в настоящее время представляется просто непорядочным (ведь нельзя всерьез предположить, что абсолютно все представители фирм-поставщиков пластинчатых теплообменников совершенно не следят за событиями, происходящими на соответствующем сегменте научно-технического рынка). А в настоящее время на рынке есть кожухотрубные теплообменники фирмы САТЭКС [1], сравнение с которыми по весу уже не дает столь ошеломляющих преимуществ пластинчатым аппаратам, есть также теплообменники, разработанные ЦКТИ [2, 3], по сравнению с которыми выигрыш по массе у пластинчатых аппаратов становится еще более скромным, и, наконец, есть аппараты ТТАИ предприятия «Теплообмен» [4, 5], сравнивать с которыми пластинчатые аппараты по массе никогда не возьмется ни один представитель фирм-поставщиков пластинчатых теплообменников, т.к. вес пластинчатых аппаратов будет выглядеть просто пугающе большим.

Для примера приведем конкретные данные по одному из объектов, для комплектации которого были даны предложения по западноевропейским пластинчатым теплообменникам и аппаратам ТТАИ предприятия «Теплообмен».

Для нагрева воды в бассейне требовался теплообменник. Заказчик, выбирая наиболее устаивающий его вариант, выдал исходные данные различным поставщикам (в обоих случаях предусматривалось титановое исполнение): требуется нагревать морскую воду с расходом 9,4 т/ч от 4 оС до 27 оС пресной водой с расходом 10,8 т/ч и температурой на входе в теплообменник 70 оС. Предложенный для решения этой задачи пластинчатый теплообменник имел сухой вес, равный 120 кг, а теплообменник ТТАИ имел вес, равный 5 кг. Комментарии, наверное, излишни.

Таким образом становится очевидным, что малый вес пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубными не более, чем легенда.

Легенда №2 – небольшой габаритный объем

Рекламируя преимущества пластинчатых теплообменников, почти всегда подчеркивают такое их достоинство, как небольшой габаритный объем, что позволяет радикальным образом экономить площади, необходимые для размещения теплообменного оборудования и высвобождать их для использования по другому назначению. Для крупных городов, где каждый квадратный метр офисной или торговой площади в центре города стоит немалых денег, это действительно важное качество. Но всегда ли слово «пластинчатый» обеспечивает преимущество по этому показателю по сравнению со словом «кожухотрубный»? Или честнее было бы писать «современный пластинчатый по сравнению с устаревшим, без малого вековой давности разработки, кожухотрубным». Представляется, что последняя формулировка была бы намного точнее. Впрочем, читатель может судить сам на основании нижеприведенных данных.

Требуется осуществить 2-х ступенчатый нагрев воды горячего водоснабжения, при этом расход нагреваемой воды 8,4 т/ч, температуры нагреваемой воды (последовательно по ступеням) – 5 оС, 43 оС и 55 оС. По греющей среде были заданы следующие параметры: расход через 2-ю и 1-ю ступени соответственно 5,6 т/ч и 15,2 т/ч, температуры греющей среды на входе во 2-ю и 1-ю ступени соответственно – 70 оС и 52 оС.

Для решения стоящей задачи был предложен пластинчатый теплообменник одной из западноевропейских фирм, имеющий габаритный объем, равный 0,19 м3. Решение этой же задачи (при тех же потерях напора) с помощью теплообменников ТТАИ потребовало применения для 1-й ступени аппарата с габаритным объемом 0,03 м3, а для 2-й – 0,007 м3. Как видно, суммарный габаритный объем двух аппаратов ТТАИ в 5,1 раза меньше габаритного объема одного пластинчатого аппарата. Следует обратить внимание на то обстоятельство, что в данном случае осуществлено заведомо невыигрышное сравнение для аппаратов ТТАИ, т.к. 2-х ступенчатый нагрев конструктивно может быть выполнен в одном пластинчатом аппарате, но на данный момент требует двух аппаратов ТТАИ (сейчас разрабатывается модификация, позволяющая выполнять 2-х ступенчатый нагрев в одном корпусе теплообменника ТТАИ). В тех случаях, где не требуется 2-х ступенчатого нагрева, выигрыш по габаритному объему в случае применения кожухотрубных теплообменников ТТАИ достигает 10 и более раз. И при этом надо еще учесть, что аппараты типа ТТАИ зачастую удобнее компонуются в помещении, что также создает выигрыш по производственным площадям.

Совсем недавно удалось выделить дополнительно 63 м2 торговых площадей в одном из крупнейших торговых центров Киева только благодаря переходу к теплообменникам ТТАИ от предварительно предполагавшихся к установке пластинчатых аппаратов.

Исключительно малый габаритный объем аппаратов ТТАИ, т.е. их псевдоодномерность, открывает неожиданные возможности по радикальной экономии производственных площадей при создании индивидуальных теплопунктов (ИТП). Использование аппаратов ТТАИ позволило применить принципиально новую идеологию создания ИТП, т.н. «планшетные» ИТП. Такие ИТП вообще не занимают места в плане, а распределены по ограждающим конструкциям. Такая идеология по определению недоступна при использовании даже самых современных пластинчатых теплообменников. Для примера на фото 1 показан ИТП Киевской областной дирекции Укрсоцбанка, а на фото 2 – ИТП одного из промышленных объектов в Воронеже.

Приведенные цифровые и визуальные данные подтверждают, что небольшой габаритный объем пластинчатых аппаратов тоже относится к области пусть красивых, но все же легенд.

Легенда №3 – тонкостенность теплопередающих пластин

и высокий коэффициент теплопередачи

Описывая положительные потребительские свойства пластинчатых аппаратов, практически всегда отмечают их более высокий коэффициент теплопередачи, обосновывая это развитой турбулизацией потока и тонкостеностью теплопередающих пластин.

Здесь мы вообще сталкиваемся с подменой понятий. Действительно, какое дело потребителю до того, за счет чего необходимый ему предмет (в данном случае теплообменник) имеет те или иные выдающиеся свойства. Ведь покупая автомобиль, мы не интересуемся, например, степенью сжатия рабочей смеси в цилиндре двигателя. Нам важно, чтобы двигатель имел необходимую мощность, потреблял меньше горючего, был более экологически чистым и т.д. и т.п. А за счет чего этого удалось добиться, нас не интересует. Зачем же навязывать потребителю теплообменников информацию о том, за счет чего удалось добиться столь малых массо-габаритных характеристик пластинчатых теплообменников? Не для создания ли псевдонаучного обоснования недосягаемости этих аппаратов другими типами теплообменников?

Впрочем, раз уж тема обозначена и активно обыгрывается, есть необходимость осуществить предметный ее анализ. Итак, главный технический (подчеркнем еще раз – не потребительский) показатель – коэффициент теплопередачи. Сопоставительный анализ этого показателя для современных пластинчатых аппаратов и современных же кожухотрубных аппаратов, выпускаемых различными производителями (кроме аппаратов ТТАИ), уже не дает основания излишне оптимистично оценивать соответствующие значения для пластинчатых аппаратов [6]. Они, как правило, у пластинчатых аппаратов больше, но не настолько, чтобы придавать этому столь большое звучание. Но если же провести сравнение этого показателя пластинчатых теплообменников с теплообменниками ТТАИ, то ситуация и вовсе меняется на противоположную – коэффициенты теплопередачи пластинчатых аппаратов оказываются заметно меньше соответствующих величин аппаратов ТТАИ. Для наполнения этого утверждения конкретикой, приведем в качестве примера коэффициенты теплопередачи, характеризующие теплообменные аппараты для первого описанного в данной статье случая – с подогревом морской воды). Предложенный пластинчатый теплообменник имел значение 5854 Вт/(м2.оС), а аппарат ТТАИ имел значение 8397 Вт/(м2.оС). Превышение почти в 1,5 раза у аппаратов ТТАИ не оставляет никакого морального права говорить о более высоких коэффициентах теплопередачи пластинчатых теплообменников.

Что касается рассуждений о высокой степени турбулизации и малой толщине пластин, то это совсем уж очевидно искусственный прием набора положительных качеств. Во-первых, это еще более узкоспециальные вопросы, чем даже коэффициент теплопередачи, и поэтому никак не долженствующие выходить на уровень потребителя. Во-вторых, специалистам известно, что на сегодня методы турбулизации для труб разработаны не хуже, а даже лучше чем для пластин. Поэтому, в частности, в теплообменниках ТТАИ осуществляется оптимальная турбулизация потока, не уступающая турбулизации в современных пластинчатых аппаратах.

Говорить же об исключительно малой толщине пластин (к слову сказать, почти не влияющей в абсолютном большинстве случаев на коэффициент теплопередачи), достигающей 0,5 мм и даже, в пределе, 0,4 мм [7], тут же упоминая о достаточно высоких давлениях рабочих сред (на уровне 1,6 МПа), представляется даже не достаточно профессиональным. Ведь известно, что цилиндрическая оболочка лучше противостоит избыточным давлениям, чем плоская стенка. И действительно, аппараты ТТАИ уже более 10-ти лет выпускаются с трубками, имеющими толщину стенки 0,3 мм. Очевидно, что это меньше, чем 0,5 мм и даже чем 0,4 мм.

Таким образом, становится ясно, что мнение о высоком коэффициенте теплопередачи пластинчатых теплообменников и об исключительно малых толщинах пластин вероятнее всего осознанно формировалось, как научно-техническая легенда.

Легенда №4 – повышенный срок службы

К существенным преимуществам пластинчатых теплообменников относят их повышенный срок службы. В качестве аргументации используются в основном ссылки на то, что, во-первых, пластины изготавливают из специальной нержавеющей стали, благодаря чему они не корродируют, во-вторых, пластины имеют соответствующий профиль, турбулизирующий поток, что предотвращает образование отложений, и, в-третьих, аппараты снабжаются резиновыми уплотнительными прокладками из резины EPDM , способной выдерживать достаточно высокие температуры [8]. Но предприятием «Теплообмен», как было отмечено выше, уже более 10 лет выпускаются кожухотрубные теплообменники ТТАИ, в которых, во-первых, трубки изготавливаются тоже из нержавеющей стали, причем точно тех же марок, что и пластины в пластинчатых аппаратах, во-вторых, трубки имеют специальный профиль, обеспечивающий такой же эффект турбулизации и предотвращение образования отложений и, в-третьих, для уплотнения используется идентичная по составу силиконовая резина, работоспособная в том же температурном диапазоне. Информация об этом уже много лет дается на многочисленных выставках, семинарах, конференциях и т.д., где принимают участие представители ООО «Теплообмен», а также публикуется в научно-технической периодике [9,10,11].

Следовательно, активно распространяемая информация о повышенном сроке службы пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубными тоже не более чем легенда.

Легенда №5 – легкость технического обслуживания

В качестве одного из существенных преимуществ пластинчатых теплообменников выделяется такое его свойство, как легкость технического обслуживания. Это действительно важный показатель назначения теплообменников, т.к. не существует техники, которую не требовалось бы обслуживать, а обслуживание на месте эксплуатации, в условиях котельной или энергетического цеха, всегда создает дополнительные сложности. Поэтому возможность разобрать пластинчатый теплообменник и доставить пластины, например, в мастерскую, чтобы их там очистить или заменить, дает этим аппаратам преимущество по сравнению с кожухотрубными, но опять же необходимо подчеркнуть, более полувековой давности, аппаратами. Если не лукавить и осуществлять сравнение с современными кожухотрубными теплообменниками, в частности с аппаратами ТТАИ (кстати, тоже разборными вплоть до извлечения трубного пучка из корпуса [12]), то это преимущество пластинчатых аппаратов также из разряда конкретных переходит в разряд легенд. Дело в том, что при разборке и сборке пластинчатых теплообменников, что приходится выполнять на месте их эксплуатации, зачастую (а применительно к варианту использования клеевых уплотнительных прокладок – всегда) страдают многочисленные резиновые уплотнительные прокладки, имеющие сложную форму, и их требуется заменять. Однако стоимость комплекта таких прокладок сопоставима с ценой нового теплообменника (составляет порядка 30% полной стоимости нового пластинчатого теплообменника). В то же время в теплообменниках ТТАИ резиновые прокладки имеют исключительно простую кольцевую формы, их всего две штуки, да и менять их (если в этом возникнет необходимость) придется не на месте эксплуатации, а в приспособленном для техобслуживания помещении. Обеспечивается это тем, что, как отмечалось выше, теплообменники ТТАИ в среднем в 10 раз легче современных пластинчатых аппаратов. Поэтому всегда, когда возникает необходимость выполнить техобслуживание аппарата, имеется легко реализуемая возможность теплообменник ТТАИ целиком, не разбирая на месте, доставить в специально приспособленное для этого помещение (мастерскую, ремонтный участок и пр.). В соответствующих условиях осуществить необходимые работы и вернуть аппарат на место. Ведь самый тяжелый теплообменник ТТАИ, используемый уже не в ИТП, а в крупных ЦТП, весит порядка 60 кг. Очевидно, что такой теплообменник легко демонтирует и доставит к месту обслуживания бригада из 3-х и даже 2-х человек. Чего уж никак не скажешь про пластинчатый теплообменник весом более полутонны. Значит, его придется все же разбирать, а главное, потом собирать на месте. Это удается успешно сделать далеко не всегда даже специалистам, а штатному персоналу котельных тем более.

Таким образом, информация о легкости выполнения технического обслуживания пластинчатых теплообменников на поверку является тоже легендой.

Эпилог

Вышеперечисленные и ряд не названных, менее популярных легенд, активно пропагандируемых в течение последнего десятилетия, создали миф о выдающихся свойствах зарубежных пластинчатых теплообменников, породивший, с одной стороны, мнение о необходимости применения только таких аппаратов, а с другой стороны, вызвавший к жизни бум по организации сборочных или даже почти полномасштабных производств таких аппаратов. На самом же деле это действительно высокоэффективные и высококачественные теплообменные аппараты, но они не являются панацеей. В ряде случаев их применение оправдано и на сегодня является наиболее оптимальным. Но в большинстве случаев им есть достойная альтернатива и даже больше, зачастую современные кожухотрубные аппараты, превосходят современные пластинчатые теплообменники по всему комплексу потребительских свойств. Десятилетний опыт эксплуатации в условиях СНГ почти двух тыс. теплообменников ТТАИ, выпущенных за это время, позволяет с уверенностью сказать, что утверждение о безальтернативности пластинчатых аппаратов (такие пассажи доводилось встречать в научно-технической периодике) не более чем миф.

Располагая достоверной информацией о состоянии дел в этой области, хочется подчеркнуть, что если бы за минувшее десятилетие хотя бы 10% финансовых средств, ушедших в адрес западноевропейских фирм в оплату за пластинчатые аппараты, были адресованы фирмам, работающим в этом направлении и использующим задел еще советских научных исследований оборонного комплекса, то, может быть, и не родился бы тот миф, развенчанию которого посвящена настоящая статья и на сегодня применялись бы и высокоэффективные пластинчатые, и массово применялись бы не менее высокоэффективные кожухотрубные аппараты отечественной разработки Впрочем, еще не все потеряно.

Литература

1. «К вопросу выбора типа водо-водяных подогревателей для систем теплоснабжения», Пермяков В.А. и др., «Промышленная энергетика», М., 2000г., №4,стр. 37-44.

2. «Результаты испытаний головных образцов водо-водяных подогревателей для систем теплоснабжения», Балуев Б.Ф. и др., Труды НПО ЦКТИ, Санкт-Петербург, 2002г., стр. 163-175.

3. «Теплообменные аппараты ОПТО для систем снабжения теплом и горячей водой», Пермяков В.А. и др., Труды НПО ЦКТИ, Санкт-Петербург, 2002г., стр. 147-162.

4. «Тонкостенные кожухотрубные аппараты», Барон В.Г., «Вентиляция, отопление кондиционирование (АВОК)», М.,2000г., №3, стр. 62-64.

5. «Тонкостенные теплообменные аппараты интенсифицированные (ТТАИ). Общий анализ ситуации», Барон В.Г., «Энергосбережение», Донецк, 2002г.,№7, стр. 20-22.

6. «О некоторых проблемах создания высокоэффективных трубчатых теплообменных аппаратов», Дрейцер Г.А., Труды международного симпозиума по тепло-массообмену, Минск, 2004.

7. «Пластинчатые теплообменники Альфа Лаваль. Есть ли предел совершенству?», «Теплоэнергоэффективные технологии», Санкт-Петербург, 2003г., №1, стр.40-44.

8. «Некоторые вопросы проектирования автоматизированных тепловых пунктов», Баранов В.В., «Теплоэнергоэффективные технологии», Санкт-Петербург, 2002г., №2, стр.44-47.

9. «Кожухотрубные теплообменные аппараты конца ХХ века», Барон В.Г., «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии», Одесса, 2000г., №2(5), стр. 34-36.

10. «Теплообменные аппараты типа ТТАИ и специфические особенности индивидуальных тепловых пунктов», Барон В.Г., «Новости теплоснабжения», М., 2000 г., октябрь, стр. 24-27.

11. «Тонкостенные теплообменные интенсифицированные аппараты – альтернатива пластинчатым теплообменникам», Барон В.Г., «Теплоэнергоэффективные технологии», Санкт-Петербург, 2003г., №4, стр.52-55.

12. «Непривычные особенности привычных кожухотрубных теплообменных аппаратов», Барон В.Г., «Холодильный бизнес», М., 1999г., №6, стр. 27-29.

Исследование процессов тепло-и массообмена в поверхностных теплообменниках при глубоком охлаждении влажных продуктов сгорания

Д.т.н. А.П. Баскаков, д.т.н. В.А. Мунц., к.т.н. Н.Ф. Филипповский, Р.Н. Галимулин, аспирант, И. С. Пальчиков, аспирант, Уральский Государственный Технический университет — УПИ, кафедра ПТЭ

Увеличение стоимости газообразного топлива и лимитирование газоснабжающими организациями объемов его потребления делает выгодным более глубокое охлаждение продуктов сгорания в отопительных и энергетических котлах. Конденсация водяных паров, содержащихся в уходящих газах, на охлаждающих поверхностях интенсифицирует теплообмен, увеличивает теплосъем с поверхностей нагрева и при определенных параметрах охлаждающей среды позволяет осушить продукты сгорания, исключив выпадение росы на внутренних поверхностях газоходов и дымовой трубы.

В настоящее время газы выбрасываются из котлов с температурой 120 — 200 ОС (в некоторых случаях и выше), что приводит к повышенным ненормативным расходам топлива на выработку тепловой энергии. Между тем, при сжигании природного газа экономически целесообразно и технически возможно снижение температуры уходящих газов до 50 — 90 ОС в зависимости от конкретных условий.

Охладитель дымовых газов из стальных трубок с алюминиевым оребрением

Для снижения температуры уходящих газов за паровым котлом ШБ-А7 в котельной УГТУ-УПИ, использующей в качестве топлива природный газ, был установлен ребристый теплообменник, с габаритными размерами 1857x1575x180 мм.

Его поверхность теплообмена (с учетом ребер) составляет 91,8 м2.

Охладитель установлен в специально смонтированном обводном горизонтальном газоходе между воздухоподогревателем и дымососом. Для регулирования расхода уходящих газов через охладитель за последним установлен шибер. Максимальное количество газов, проходящих через охладитель, составляло 40% от общего количества уходящих из котла газов. Для отвода конденсата из газохода в его нижней части, за охладителем, врезан слив.

Целью проведения исследований было определение теплотехнических показателей охладителя при различных нагрузках котла, а также отработка практических аспектов глубокого охлаждения продуктов сгорания, прежде всего — предотвращение коррозии и забивания элементов охладителя при длительной эксплуатации.

Во время экспериментов производились замеры следующих параметров: температуры уходящих газов на входе и выходе из охладителя и перед дымососом (после смешения), расход воды через охладитель, температуры воды на входе и выходе из охладителя, количество водяных паров, сконденсировавшихся из уходящих газов (рис. 1).

На рис. 2 представлена полученная экспериментально зависимость коэффициента теплопередачи (отнесенного на оребренную поверхность) от температуры стенки охладителя и скорости дымовых газов (нагрузки котла).

Для сравнения, при испытаниях аналогичного теплообменного аппарата [1] при средней скорости газов 1,83 м/с и средней температуре стенки ~11 ОС коэффициент теплопередачи составил 48,9 Вт/м2 К при значительно большей скорости воды в трубках (в три раза), что сопоставимо с результатами наших исследований.

Результаты осмотра охладителя

После остановки котла 12.05.1999 г. на ремонт визуальный осмотр ребер и внутренних поверхностей (после вскрытия) распределительно-сборных коллекторов и трубок охладителя выявил следующее:

1. Как на входе газов в охладитель, так и на выходе газов из охладителя алюминий покрылся белым твердым налетом. Центральная часть труб (площадью около 0,25 м2) на входе выглядела как новая. Вероятно, это связано с завихрениями газового потока перед охладителем.

2. В местах стыка алюминия со стальными трубками следов подтеков и течей не наблюдалось.

3. На входе горячих газов в охладитель в первом и втором (по ходу газов) рядах труб наблюдались незначительные следы подтеков воды в местах сварки стальных труб с трубной доской. Места подтеков находились в нижней части охладителя (1÷8 ряд трубок), куда подавалась холодная вода.

4. Внутренняя поверхность распределительно-сборных коллекторов и труб была покрыта железо-окисными отложениями. Сплошные отложения внешне бугристые (1÷5 мм), прочносцепленные с поверхностью металла; нижний слой черный, верхний — коричневый. В составе таких отложений содержание окислов железа обычно достигает 80 ÷ 90 %.

Химические параметры водопроводной (недеаэрированной) воды, используемой в качестве теплоносителя в охладителе, следующие: общая жесткость ЖО= 1500 мкг-экв/л; общая щелочность ЩО =1,0 мг-экв/л; содержание хлоридов СГ = 11 ÷12 мг-экв/л.

Для предотвращения быстрого забивания охладителя возможны следующие варианты:

1. Использование теплопередающих трубок из нержавеющей стали, латуни, меди либо титана.

2. Применение трубок большего диаметра(хотя бы 0 16 мм вместо использованной нами в теплообменнике первого поколения 12×1,5 мм).

3. Использование воды лучшего качества, например сетевой.

Капитальные затраты на реализацию проекта на декабрь 1998 г. составили 70 тыс. руб. Установка теплообменника окупается за 4 мес. эксплуатации за счет получения дополнительной тепловой энергии на нужды отопления.

Теплофикационный экономайзер

В 2000 г. вместо описанного был установлен и успешно работает до настоящего времени теплофикационный экономайзер второго поколения. В теплообменнике подогревается обратная сетевая вода. Внутренней коррозии не наблюдалось, так как сетевая вода деаэрируется и обрабатывается антинакипином СК-110. Поскольку температура воды превышает температуру точки росы в продуктах сгорания (55 ОС), конденсации водяных паров из продуктов горения не происходило.

Охладитель из нержавеющей стали с алюминиевым оребрением на трубках

В настоящее время спроектирован и готовится к монтажу охладитель третьего поколения — с алюминиевым оребрением на трубках из нержавеющей стали. Такой выбор материалов позволяет охлаждать дымовые газы «сырой» водопроводной водой с температурой значительно ниже температуры точки росы (5-15 ОС) без опасения коррозии внутренних поверхностей нагрева. Конденсат собирается в нижней части газохода в специальный карман и после декарбонизации и деаэрации используется в качестве питательной воды для котлов. Разработанная нами специальная схема включения теплообменника позволяет охладить уходящие газы до 70 ОС, одновременно осушая их (температура точки росы снижается до 30 ОС).

Установка такого теплообменника позволяет повысить КПД котла до 106 % (по низшей теплоте сгорания) и окупается по расчету за 2 мес. эксплуатации за счет выработки дополнительного тепла.

Эксперимент по тепло- и массообмену

Параллельно с экспериментами с охладителем исследовался теплообмен между продуктами сгорания природного газа на выходе из котла ШБ-А7 и поперечно обтекаемой водоохлаждаемой трубкой.

Целью исследования было нахождение зависимости коэффициента теплоотдачи от глубины переохлаждения стенки трубки ниже температуры точки росы и сравнение расчетных данных с экспериментом. Поскольку разность концентраций водяных паров в объеме и у стенки трубки невелика и теплофизические параметры газа меняются по толщине пограничного слоя несущественно, для оценки интенсивности массообмена допустимо использование аналогии процессов с тепло- и массообмена [2]. Приведенный (с учетом теплоты конденсации водяных паров) коэффициент теплоотдачи увеличивается с уменьшением температуры стенки по мере увеличения количества конденсирующегося на ней пара. При постоянной температуре стенки и концентрации водяных паров в дымовых газах доля конденсационной составляющей в приведенном коэффициенте теплоотдачи не зависит ни от скорости газов, ни от диаметра трубки.

Среднеквадратичная ошибка эксперимента составила ± 8,25% (рис. 3).

Выводы

1. Коэффициент теплоотдачи от влажных продуктов сгорания природного газа к охлаждающей стенке трубы существенно увеличивается по мере снижения температуры стенки до 30 ОС.

2. Использование аналогии процессов тепло- и массообмена для расчета суммарного теплового потока дает достаточно надежные результаты, совпадающие с данными экспериментов.

3. Применение ребристых биметаллических экономайзеров, включаемых в поток по разработанной нами схеме, позволяет эффективно снизить температуру уходящих газов до 70 ОС и ниже с конденсацией большей части содержащихся в продуктах сгорания водяных паров.

ЛИТЕРАТУРА

1. Кудинов А.А., Антонов В.А., Алексеев Ю.М. Анализ эффективности применения конденсационного теплоутилизатора за паровым котлом ДЕ-10- 14ГМ // Промышленная энергетика. 1987, № 8. С. 47 — 49.

2. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент:Справочник/ Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. — М.: Энергоиздат, 1982. 512 с.

3. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергоиздат, 1981.