Отраслевая конференция 
«Теплоснабжение-2019»
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

Проблемы резервного топлива

В. В. Маркин, руководитель группы компаний «Энергоэффективные технологии» ООО «СУ 25», г. Санкт-Петербург (Доклад на второй ежегодной научно-практической конференции «Системы теплоснабжения. Современные решения», 16-18 мая 2006 г.)

Постепенно наступает то долгожданное время, когда уже не требуется никого убеждать, что энергосбережение жизненно необходимо и выгодно всем. Рынок с разных сторон подталкивает промышленные предприятия к внедрению энергоэффективных систем и технологий. Рост цен на энергоносители, борьба за снижение себестоимости продукции и услуг заставили многих руководителей и владельцев предприятий обратить внимание на проблему снижения затрат, повышения надежности и качества энергоснабжения. Однако вне зоны пристального внимания компаний, внедряющих энергоэффективные проекты, остается вопрос резервного топлива. На наш взгляд, при правильном подходе к решению этой проблемы открываются немалые резервы энергосбережения для промышленных предприятий, имеющих собственные энергетические установки.

Как же сегодня выглядит ситуация с резервным топливом для типичного промышленного предприятия? Почти как в известной логической цепочке: или резервное топливное хозяйство отсутствует, или оно есть. Если есть, то или оно практически не рабочее, или находится в рабочем состоянии. Далее, если оно в рабочем состоянии, то опять существует два варианта, от которых зависит его работа: или топливо не завезли, или завезли. Если завезли, то можно будет «перетерпеть» в случае перебоев с природным газом (ПГ).

Почему речь идет именно о ПГ? Потому что, с одной стороны, основной вид топлива в Северо-Западном регионе - это ПГ (более 80% сжигаемого топлива), а с другой стороны, ПГ - единственный вид топлива, поставляемый централизованно по единой системе трубопроводов, не представлен в свободной рыночной продаже, и его наличие или отсутствие не зависит от усилий потребителей. Можно заранее запастись мазутом или дизельным топливом, дровами или углем - ПГ впрок на котельной не запасешься.

За долгие годы система газоснабжения нас приучила к мысли о постоянном присутствии газа в «трубе». Несмотря на то, что при получении разрешения на использование газа в качестве топлива всем потребителям рекомендуют создать систему резервного или аварийного топлива, заказчики при строительстве энергетических объектов стараются избежать вложения средств в резервирование топлива, считая подобные рекомендации прихотью контрольных и надзорных органов.

Проблема резервного топлива делится на несколько основных вопросов:

■ почему резервное топливо все-таки необходимо;

■ как сейчас решается проблема резервного топлива;

■ каким должно быть эффективное резервное топливо;

■ какова стоимость решения проблемы.

В данной статье рассматриваются варианты эффективного решения проблемы резервного топлива для промышленных предприятий, имеющих ПГ в качестве основного топлива. За рамками данной работы остаются крупные ТЭЦ и газопотребляющие установки у населения. Например, в Москве и Московской области (по отзывам коллег) невозможно сдать новый объект без системы резервного или аварийного топлива, в то время как в Северо-Западном регионе можно отписаться обязательством сделать это позже или принять ответственность на себя за последствия в случае отключения газа.

Почему резервное топливо все-таки необходимо?

Если проанализировать ситуацию с поставкой ПГ, то у его потребителей действительно на памяти не много было примеров, когда падало давление газа в распределительных сетях или подачу газа отключали вообще. Если и случалось ЧП на крупном газопроводе, то его устранение по негласным нормативам занимало не более трех дней.

Сложился четкий стереотип: газ в «трубе» всегда есть и так будет продолжаться долго. Но, если просмотреть статистику аварий на газопроводах, трудно не увидеть, что износ и магистральных газопроводов, и распределительных сетей крайне высок, а нагрузки по транспортировке газа постоянно возрастают. О высокой вероятности возможных аварий на газовых сетях сегодня говорят уже публично. К сожалению, обычно это происходит в связи с очередной аварией.

Так, в конце сентября 2003 г. из-за аварии на газопроводе «Урал - Бухара» без газа остался третий по величине город Свердловской области Каменск-Уральский. При этом промышленные предприятия потребовали возместить понесенный ущерб, а «Госгортехнадзор» (в настоящее время «Ростехнадзор» - прим. ред.) рекомендовал подать в суд на газовиков. Дирекция

000 «Уралтрансгаза» в свою очередь заявила, что кроме населения все потребители должны иметь резервное топливо.

Стало общеизвестно, что аварийный газопровод эксплуатируется фактически 37 лет (при сроке службы подобных газопроводов 20-25 лет). Оказалось, что на этом участке еще до 5 тыс. км трубопровода находится в аварийном состоянии и средств на скорейший восстановительный ремонт нет, как нет и возможности его осуществить, т.к. такой крупный город как Каменск-Уральский не имеет резервной ветки. Вскрылся целый комплекс проблем и не нужно считать, что подобная ситуация существует только на одном газопроводе или в одном конкретном городе. Это скорее типичная картина для многих регионов России, ставшая следствием скудных инвестиций последнего десятилетия в поддержание газотранспортной системы страны.

Наш опыт показывает, что заказчики бывают крайне удивлены простейшим обоснованиям эффективности вложений в резервирование топлива. Наиболее наглядно это демонстрируется при расчете убытков и упущенной выгоды в случае отключения газа. Например, на крупных пищевых предприятиях, где потребление пара на технологию составляет 7-10 т/ч, подобные издержки только вследствие простоя могут до-

ходить до 40-50 тыс. долл. США/сут., не считая сырья, испорченного в производственном цикле. Расчеты, выполненные для металлургических предприятий, показывают, что убытки будут в несколько раз больше.

Из анализа расчетов затрат на создание системы резервирования топлива следует, что стартовые затраты на нее не превышают величины убытков от 3-5 дней простоя без газа.

При этом необходимо предложить заказчику не только известный десятилетиями мазут с отечественными газомазутными горелками, но и современное топливо, близкое по потребительским свойствам к ПГ.

Как решается проблема резервного топлива?

В силу сложившихся стереотипов решение вопросов резервного и аварийного топлива чаще всего и ложится на плечи проектировщиков. Заказчик обычно не вникает в проработку подобных решений, считая это второстепенным, малозначимым и обычно его пожелания к проектной организации сводятся к минимизации затрат по этой статье. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешевые, с точки зрения стартовых затрат, варианты резервного топливного хозяйства

- мазут или дизельное топливо. Эти решения уже много десятков лет являются шаблонными, прямо указаны в устаревших СНиП.

Когда наступает время эксплуатации энергетического объекта и выясняется, что текущие затраты, например, на разогрев мазута, составляют не 7-10% (теоретически), а до 20% (фактически) от общей выработанной тепловой энергии, то уже поздно и дорого заниматься перепроектированием системы резервного топлива. Дизельное же топливо оказывается достаточно дорогим, да и цены на него скачут вслед за моторными видами топлива.

Это очевидные факты. Но для заказчика они становятся очевидными после первого опыта эксплуатации, а для проектировщиков эти факты удобнее не видеть - не осложнять себе жизнь. Кроме названных, есть еще ряд минусов подобных решений, например, у двухтопливных горелок: разная эффективность при переходе с одного вида топлива на другой (если одно топливо - газ, а второе - тяжелые нефтепродукты), низкий уровень автоматизации процесса, особенно для отечественного оборудования.

Каким должно быть эффективное резервное топливо?

Сегодня, имея опыт строительства энергетических объектов с автономным газоснабжением, где газ используется как основное и как резервное топливо, можно говорить о насущной необходимости ломать стереотипы в обсуждаемом вопросе. Следует учитывать, что по потребительским свойствам газообразное резервное топливо имеет много положительных сторон, и прежде всего, это экономическая эффективность и экологическая чистота.

Вероятно, есть необходимость рассмотреть эти доводы более подробно.

Почему газ? Потому, что его потребительские свойства неизмеримо выше, чем у других видов топлива. Благодаря применению газа в качестве резервного топлива обеспечивается полная автоматизация работы энергоустановок. Ряд технологических процессов в различных видах производств не позволяет использовать иные виды топлива. Например, газовая сушка в скоростных печатных машинах для глянцевой печати или процесс переработки лома цветного

металла, при котором газ используется в качестве резервного топлива, и др.

Другой характерный пример резервирования топлива - газотурбинная электростанция (ГТЭС). Никакое другое топливо в качестве резервного не обеспечивает настолько высокую надежность и экономическую эффективность, кроме сжиженного углеводородного газа или сжиженного ПГ. В г. Екатеринбурге проектируется строительство ГТЭС, на которой два газотурбинных агрегата по 9 МВт каждый будут использовать в качестве резервного топлива пропан-бутан. Такое решение по применению газа в качестве резервного топлива вероятно станет типичным и для других регионов страны.

Если на предприятии для отопления промышленных помещений большой высоты применяются прогрессивные газовые инфракрасные отопительные системы или газовоздушные завесы прямого действия, то единственно правильный выход с точки зрения выбора резервного топлива - сжиженный газ.

Уровень потребительского и технологического комфорта при использовании газообразных видов топлива сегодня является одним из важнейших аргументов при разговоре с заказчиками. Потенциал этого рынка топлива достаточно велик.

О каких видах газового топлива для использования в качестве резервного может идти речь? Прежде всего, сжиженный углеводородный газ (СУГ), известный всем как пропан-бутан, возможно применение и сжиженного природного газа (СПГ) - сжиженного метана (из-за низкой температуры хранения (-164 ОС) применение его в качестве резервного топлива весьма ограничено). Для одного из проектов выполнены проработки по эффективному использованию СПГ в качестве демпфера-накопителя при установке оборудования для сжижения газа на ГРС на территории предприятия, хранения и ре-газификации для покрытия пиковых и аварийных нагрузок. Для данного проекта характерны недельный цикл колебаний в потреблении газа с «переборами» в рабочее время и возможностью эффективного накопления сжиженного газа в ночное время и выходные дни. Для повышения эффективности функционирования всей системы в целом предлагается использовать сжиженный метан для нужд газификации жилых домов в близлежащих населенных пунктах. Рынок СПГ в нашей стране еще только формируется, поэтому это редкий и еще не очень типичный проект.

С применением СУГ все обстоит наоборот. Это сжиженный газ, состоящий из двух третей пропана и одной трети бутана, как и метан, относящихся к парафиновым углеводородам. Он в отличие от СПГ транспортируется и длительно хранится при естественных температурах, поэтому хорошо подходит для резервирования. Он больше знаком как бытовой газ для населения. Рынок СУГ достаточно развит и динамичен. Он, в некоторой степени, ориентирован на цены рынка моторных видов топлива и нефтепродуктов и мало зависим от динамики цен на ПГ.

Для сжигания пропан-бутана не требуется замены горелок, достаточно простой регулировки в газовой линейке или отдельной собственной газовой линейки на горелку. Обусловлено это тем фактором, что калорийность 1 м3 паровой фазы данного газа в 2,8 раза выше, чем калорийность метана, и если для сжигания 1 м3 метана требуется 9,5 м3 воздуха, то для сжигания 1 м3 пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м3.

Экономическая эффективность

Как уже отмечалось, рынок цен на пропан-бутан достаточно стабилен и в большей степени страдает от фактического ограничения поставок на внутренний рынок, чем от роста цен. Необходимо отметить, что региональные рынки привязаны к «своим» поставщикам. Например, остановка на профилактику нефтехимического комбината в Киришах (Ленинградской обл.) -основного поставщика пропан-бутана на Северо-Западе - заставила цены подняться на 20-25% (на месяц-два). Это явление временное, не имеющее прямого отношения к экономике именно резервного топлива.

Стоимость 1 Гкал для различных видов топлива, рассматриваемого как резервное по отношению к ПГ, приведена в таблице. Из таблицы хорошо видна конкурентоспособность пропан-бутана по отношению к мазуту и дизельному топливу. Что же касается более низкой цены на топочный мазут, то с учетом разницы КПД горелочных устройств и затрат «на себя» мазут находится практически в ценовом паритете с СУГ, существенно уступая ему по потребительским свойствам.

Экологическая чистота

Экологическая чистота газообразного топлива по сравнению с тяжелыми фракциями нефтяного топлива очевидна. Это, прежде всего, отсутствие загрязнения при транспортировке и разгрузке, а также существенно меньший выброс вредных веществ при сжигании в качестве

топлива в котельных. При сжигании СУГ процентное содержание СО в выбросах лишь на 10Ι 5% выше, чем при сжигании самого чистого топлива - ПГ, а количество сероводорода минимально, чего нельзя сказать о сжигаемых тяжелых нефтяных видах топлива.

Каковы пути и стоимость решения проблемы?

Проблема резервирования ПГ как основного вида топлива и, как следствие, проблема надежности, бесперебойности теплоэлектроснабжения, как и проблема энергоэффективного использования топлива не могут быть проблемой только потребителя.

В настоящее время в Комитете экономики, промышленной политики и торговли Администрации Санкт-Петербурга активно обсуждается вопрос разработки концепции энергосбережения для промышленных предприятий. Очевидна необходимость формирования энергоэффективной политики для промышленных предприятий, в т.ч. формирование и развитие рынка основных и резервных видов топлива. Энергетика такого мегаполиса, как Санкт-Петербург, более чем на 90% использует в качестве топлива ПГ. На ТЭЦ и крупных энергообъектах вопрос с резервным топливом как-то решен, а для большинства промышленных предприятий, суммарно потребляющих не менее 35% ПГ, поставляемого в город, проблема резервного топлива не решена или решена неэффективно. Какова стоимость регионального решения данной проблемы, зависит от предлагаемых мер и числа участников.

Какова же цена решения данного вопроса для конкретного предприятия - рассчитать не сложно.

Например, для котельной мощностью 1 МВт (два резервуара СУГ по 8 м3 каждый -16 м3; испарители и регуляторы на резервуарах; запас резервного топлива - 3,5 сут.) суммарные затраты составят около 30 тыс. долл. США (без учета строительных и земляных работ при подземном варианте расположения).

Напомним, что в среднем затраты на строительство резервного топливного хозяйства для предприятий, использующих тепловую энергию или непосредственно топливо на технологические процессы, сопоставимы с убытками от 3-5 дней простоя. Срок службы резервного топливного хозяйства не один десяток лет. Высока вероятность, что за это время правильно принятое решение о резервировании топлива окупится не один раз.

Маркин В. В. , Проблемы резервного топлива

Источник: Журнал "Новости Теплоснабжения" № 11 (75), 2006 г., www.ntsn.ru

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Тематические закладки пользователей:

Tеги: Стоимость топлива

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств. Эффективней пластинчатого!

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru

Программы Auditor

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2019»

Москва, 22-24 октября 2019 г.
Примите участие!

Подробнее