Обзор изменений, внесенных в СП 89.13330.2016 приказом Минстроя России от 16.12.2016 № 944/пр

Е. Л. Палей, генеральный директор ООО «ПКБ «Теплоэнергетика»

 В декабре 2016 года Министерством строительства и ЖКХ РФ было подписано несколько приказов, утвердивших изменения к ряду СП, а также по выпуску новых СП, связанных с проектированием систем теплогазоснабжения. В частности, приказом № 878/пр от 13.12.2016 были внесены изменения № 2 в СП 62.13330, которые отменили изменения № 1. Приказом № 949/пр от 16.12.2016 был введен СП 281.1325800.2016 «Установки теплогенераторные мощностью до 360 кВт, интегрированные в здания. Правила проектирования и устройства». Все эти документы вступили в действие с июля 2017 года.

Настоящей статьей предлагается к рассмотрению СП 89.13330.2016 «Свод правил. Котельные установки».

— Разделы 1 и 2 имеют орфографические правки и исправления ссылок на нормативные документы. И здесь мы сталкиваемся с первым противоречием, есть ссылка на СП 62.13330.201 с изм. 1, а изм.1 отменено. Все давления газа изменились!

— Раздел 3 «Термины и определения». Изменений, кроме стилистики и орфографии, не претерпел, а жаль, например, п. 3.2 «котельная блочно-модульная» относится только к отдельно стоящей котельной. Из чего следует, что пристроенная или крышная котельная не могут изготавливаться из блоков технологического оборудования! Но ведь это не так. Просто нужно убрать два слово «отдельно стоящая», и все встанет на свои места.

— Раздел 4 «Общие положения»: здесь очень важной нужно отметить конкретизацию категорийности как потребителей, так и источников теплоты. Эти понятия приведены в соответствие с требованиями СП 124.13330 «Тепловые сети».

Уточнен, но не раскрыт до конца п. 4.5 — вопрос определения в установленном порядке вида топлива. Кем установлен порядок и для всех ли видов топлива? Можно ли проектировать котельную для маленького свечного заводика на дровах или торфе, кто будет устанавливать топливо?

К сожалению п. 4.10, носящий рекомендательный характер, не содержит информации о необходимости согласования электроэнергетической надстройки с энергоснабжающей организацией, а ведь без их согласия параллельная работа с сетью недопустима. Непонятна отсылка [21] к «Нормам технологического проектирования дизельных электростанций»?

— Раздел 5 «Генплан и транспорт». Внесены небольшие правки, не изменяющие сути требований.

— Раздел 6 «Объемно-планировочные и конструктивные решения»: в данном разделе даны более четкие требования по компоновке и зонам обслуживания.

Необходимо отметить, что в п. 6.25 для котлов с Т≤115 °С и Р до 0,07 МПа сделана очень важная ссылка, ставящая требования завода изготовителя во главу угла! Что позволит не раздувать габариты котельных и, соответственно, снизить их стоимость.

— П. 6.41 очень важный и правильный, но для котельной без постоянного присутствия обслуживающего персонала, устанавливаемой на территории промпредприятия или торгово-развлекательного комплекса, при удаленности не более 100 м от ближайшего туалета, в котельной туалет можно было бы не делать, т. к. всегда можно воспользоваться соседним. Это в свою очередь также дало бы экономию.

— Раздел 7 «Пожарная безопасность»: раздел претерпел небольшие технические правки. При этом необходимо отметить увеличение площади ЛСК для газовых и жидкотопливных котельных с 0,03 до 0,05 м² на м³ объема здания, что соответствует требованиям норм МЧС и Постановления Правительства РФ № 870.

— Раздел 8 «Котельные установки»: в данном разделе имеются важные правки, в частности:

 — В п. 8.1 появились уточнения по типу устанавливаемых котлов, при этом требование о двух независимых источниках электроэнергии для котлов, вырабатывающих теплоноситель с температурой более 95 °С, сохранилось без изменений и важного уточнения об обязательной работе каждого источника, при этом, если будет обязательная работа каждого источника электроэнергии, значит, согласно ПУЭ, будет 1-я категория, которая нужна только для объектов 1-й категории. Если же мы берем 2-ю категорию по электроснабжению, то там допускается перерыв на восстановление электроснабжения при аварии. Получается бессмыслица, требование о двух источниках для таких котлов противоречит требованиям раздела 16 и здравому смыслу.

Например, производственная котельная 3-й категории надежности. Зачем второй источник электропитания? Можно и нужно говорить только о возможности подключения второго источника питания. Например, передвижной ДЭС.

 — В п. 8.3 появилась корректировка с фразой «…все изменения проекта, необходимость в которых возникла в процессе ремонта и наладки, должны быть согласованы с проектной организацией…». Данная корректировка и фраза абсолютно бессмысленны. Зачем при ремонте, например, насоса после пяти лет его эксплуатации котельной или в результате брака насоса необходимо согласование проектировщика. Или почему, если при выполнении ПНР котел или другое оборудование не выходят на заявленный режим и не дают паспортные характеристики, согласование проектировщика? И самое главное, что проектировщик должен согласовать бракованный насос, некачественный котел?

 — П. 8.7. Сама формулировка пункта является спорной, поскольку содержит требование к изготовителю котлов, а не к проектировщику. Проектировщик выбирает котел и применяет его в проекте. И если изготовитель, рассчитавший котел и получивший на него все необходимые сертификаты и разрешения, не поставил взрывной клапан, значит, он там не нужен.

Требование об установке взрывных клапанов сразу за котлом не обоснованно.

Рассмотрим пример.

Мы имеем некий жаротрубный котел мощностью 2,0 МВт, который установлен в блок-модульной котельной. На котле взрывной клапан отсутствует. От котла до стены расстояние 1,0 м, от стены до дымовой трубы на улице расстояние 1,5 м. Диаметр газохода 250 мм. Объем дымовых газов в газоходе составит 0,122 м³ . Если принять условие 0,05 м² на 1,0 м³, то площадь клапана должна быть 0,0061 м², что равно диаметру 90 мм. Таких взрывных клапанов нет и не выпускается. Смысл в этом клапане отсутствует.

Более правильным было бы применить условие, действовавшее еще с советских времен:

— минимальный размер (диаметр) взрывного клапана — 150 мм,

— необходимость установки клапана должна обеспечиваться расчетом.

Кстати, так и записано в СП 281.1325800.2016 и в неутвержденных пока СП по проектированию ГВТ и интегрированных котельных.

 — Пп. 8.9–8.12 претерпели небольшие изменения, при этом они абсолютно бессмысленны с точки зрения проектировщика, поскольку несут требования к изготовителю оборудования. Проектировщик же берет готовое сертифицированное изделие (см. п. 4.17). Данные пункты перекочевали из ПБ и должны быть исключены.

 — П. 8.17 отсылает нас к {15} «ФНИП …» приказ РТН от 25.03.2014 № 116, но в этом документе ничего подобного нет, и его нужно просто отменить.

— Раздел 9 «Газовоздушные тракты»: сразу же имеем опечатку в части отсылки к приказу Ростехнадзора № 116. Других изменений в разделе практически нет.

— Раздел 10 «Арматура, приборы и предохранительные устройства». Специалисты, которые занимаются проектированием хотя бы пять лет, помнят, что СНиП II-35-76 пунктов 10.2–10.6 не содержал, поскольку они относились к требованиям по ИЗГОТОВЛЕНИЮ котлов. Они появились в нормативных документах после отмены ПБ 10-573-03. Такое решение разработчиков СП 89, конечно, похвальное, поскольку не давало возможности пропасть важным требованиям по безопасности котлов. Но все указанные требования к проектировщикам не имеют никакого отношения. Проектировщик повлиять на завод изготовитель не может. Отсылаю всех к п. 4.17) Эти требования из СП необходимо исключать, они нерабочие.

Нужно обратить внимание на п. 10.2.16, который не относится к проектированию и практически не соблюдается в котельных без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Данный пункт перешел в новую жизнь из старых советских времен с предохранительными рычажными клапанами низкого качества. Пункт необходимо исключить из проектного СП как не имеющий отношения к вопросам проектирования.

 — В П. 10.2.13 допущена ошибка, позволяющая прямой сброс от предохранительных клапанов водогрейных котлов непосредственно в канализацию. При температуре в котле 95 °С вся канализация запарится и выйдет из строя. Пункт необходимо изменить, вставив фразу об обязательном устройстве промежуточного расхолаживающего колодца.

— Раздел 11 «Вспомогательное оборудование»: в данном разделе выполнены мелкие технические исправления.

На мой взгляд, излишне жестко даны требования по типу деаэраторов, только атмосферные для паровых котлов и только вакуумные для водогрейных котлов. Жизнь не стоит на месте, и есть и другие способы деаэрации, поэтому более правильным было бы в п. 11.14 после слов «…следует применять…» вставить «как правило» или вместо «следует» написать «рекомендуется».

Наряду с этим хочу обратить внимание на пп. 11.20 и 11.21, в которых даны четкие, исключающие неправильное прочтение требования по количеству и мощности теплообменников для нужд ОВ и ГВС.

— П. 11.28 имеет очень сложную формулировку, которую можно и нужно упростить. Предлагается, например, такая: «При необходимости поддержания температуры воды на входе в водогрейный котел по требованию завода изготовителя в проектах должны предусматриваться рециркуляционные насосы или другие устройства, обеспечивающие соблюдения такого требования. Необходимость установки резервных рециркуляционных насосов или устройств должна предусматриваться заданием на проектирование».

— Раздел 12 «Водоподготовка и водно-химический режим»: имеются небольшие орфографические и стилистические правки. Но при этом появилась и неточность, так в п. 12.1 говорится о необходимости ХВП для питания паровых котлов, систем теплоснабжения и ГВС, а про водогрейные котлы забыли. Необходимо дополнить.

— Раздел 13 «Топливное хозяйство»: так же, как и в других разделах, имеются небольшие правки.

Необходимо отметить, что абсолютно бессмысленное требование по установке КТЗ на отводе газа к каждой КУ отменено.

К сожалению, из предыдущего СП практически без изменений перешел п. 13.54: «Для обеспечения взрывобезопасности должны быть установлено следующее: на отводе мазутопровода к котельной установке запорное устройство… расходомерное устройство…». Какая связь между расходом топлива и взрывобезопасностью КУ? Почему только для мазутопровода, а солярка не требует? Пункт требует переработки. Нужно дополнить требованием по взрывобезопасности по всем видам жидкого топлива, а также выделить требование о расходомерах в отдельную строку.

— Раздел 14 «Золошлакоудаление»: незначительные правки, не изменяющие основного смысла.

— Раздел 15 «Автоматизация»: наряду с орфографией и стилистикой в разделе появились и некоторые уточнения, в п. 15.3 мощность котельных без постоянного присутствия обслуживающего персонала, в которых допускается объединение помещения для размещения местных щитов управления и центрального щита управления.

По непонятным причинам из подраздела «Защита оборудования» исключен нужный пункт о необходимости автоматики безопасности для всех котлов с камерным сжиганием топлива. Необходимо вернуть.

Подраздел «Сигнализация» дополнен требованием о месте расположения приборов пожарной сигнализации для котельных без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

В подразделе «Автоматическое регулирование» остался без изменения п. 15.38, требующий проектировать котельные только с количественным регулированием теплоотпуска, что практически всегда нарушается для небольших котельных. Данное требование справедливо для больших квартальных котельных и систем с ЦТП или ИТП. Необходимо срочно менять пункт.

— Раздел 16 «Электроснабжение. Связь и сигнализация»: выполнены небольшие орфографические и стилистические правки.

 — Подраздел «Электроснабжение» дополнен очень важным требованием (п. 16.8) о необходимости секционирования шин РУ-0,4. Кроме того, в подразделе указано о необходимости работы с ТУ электросетевой компании, добавлено требование об эвакуационном освещении и о взрывозащищенном исполнении аварийных светильников.

— В подразделе «Связь и сигнализация» сохранился, к сожалению, п. 16.24, требующий часофикации и радиофикации всех котельных. Хотя данное требование явно избыточно для небольших блок-модульных котельных (до 20 МВт).

— Раздел 17 «Отопление и вентиляция»: исправления коснулись не только стилистики и орфографии, но и некоторых пунктов:

— в п. 17.11 исключено требование о кратности воздухообмена! Теперь у проектировщиков будут проблемы, в какой нормативный документ нужно смотреть и сколько воздуха подавать в котельную? В разделе ясно говорится (п. 17.1), что необходимо руководствоваться СП 60.13330 (ОВ), при этом, например, в п. 17.4 температура воздуха внутри котельной в летний период должна обеспечить работу систем автоматики, однако в СП 60.13330 прил. А говорится о температуре воздуха в летний период на 4 °С выше Тнар. Явное противоречие.

— п. 17.13 остался без изменений, но его нужно рассматривать для больших квартальных котельных, как быть с этим пунктом в блок-модульных котельных без постоянного обслуживающего персонала, где взять столько разных фрамуг и кто их будет открывать. Пункт требует переработки.

— Раздел 18 «Водоснабжение и канализация»: исправления коснулись не только стилистики и орфографии, но и показали на то, что новый СП предъявляет более жесткие требования к чистоте пола в котельных, увеличив норму расхода воды на мойку полов с 0,4 л/м² в пять раз! До 2,0 л/м². Почему такая гигиена и зачем?

Скачать статью в pdf-формате: Обзор изменений, внесенных в СП 89.13330.2016 приказом Минстроя России от 16.12.2016 № 944/пр

Многоцелевые технологии энергоресурсосбережения и повышения надежности систем теплоснабжения

Автор:

Л. И. Волков, директор департамента антикоррозионной защиты ООО «ТЭК ПРОМГУПП»

Как известно, образующиеся накипь и шламовые отложения на теплообменных поверхностях котлов и теплообменников приводят к снижению их тепловой производительности, повышению расхода топлива (рис. 1), увеличению температурного напора и, как следствие, к повреждению конструкций котлов. Отложения шлама и накипи в трубах систем теплоснабжения, кожухотрубных и пластинчатых теплообменниках, широко используемых в системах теплоснабжения, приводят к увеличению их гидравлического сопротивления и значительному снижению интенсивности теплопередачи.

Рис. 1. Зависимость перерасхода топлива в котле от толщины слоя накипи

  Актуальность этой проблемы весьма существенна и отображена в пятой и шестой Рамочных программах Евросоюза с выделением до 2 млрд евро в год на решение изложенных проблем.

          Все известные методы (более 40 методов) снижения и предотвращения образования накипи и отложений на металлических поверхностях оборудования в основном направлены на воздействие различными способами на рабочие жидкости, при этом оставляя неизменными поверхностные свойства металла, имеющего отрицательный заряд, что, в некоторой степени, снижает эффективность использования химической обработки воды как теплоносителя.

     Таким образом, задачей предотвращения (или количественного снижения) сцепления кристаллических зародышей с поверхностью металла является подготовка поверхности металла, иначе ее модификация, т. е. изменение поверхностных свойств, обеспечивающих отсутствие или значительное снижение возникновения отрицательных зарядов вследствие ионизации поверхностных функциональных групп.

Рис. 2. Электронное изображение отложений накипи

Исходная вода, используемая в теплоэнергетике, по ряду причин имеет большой набор коррозионно-активных примесей — от минеральных солей до органических соединений.

При работе теплоэнергетического оборудования эти примеси выделяются в твердую фазу как в виде накипи (отложения на поверхностях теплоэнергетического оборудования: котлы, теплообменники, трубопроводы тепловых систем и т. д.), так и в виде шлама, способствующих снижению эксплуатационных показателей функционирования систем теплоснабжения.

Движущей силой процесса кристаллизации является пресыщение, т. е. превышение фактической концентрации кристаллизующегося вещества над его равновесной концентрацией в данных условиях. Кристаллизация включает две стадии: образование кристаллических зародышей (рис. 2) и их рост до видимого размера. Скорость кристаллизации в целом лимитируется скоростью зародышеобразования.

Кристаллы карбоната кальция, выступающие в роли зародыша агломерата (активный центр), имеют размер менее 0,1 мкм, а сами агломераты 5–40 мкм.

Сцепление кристаллических зародышей с поверхностью металла обусловлено наличием электростатических сил. Со временем слой отложений уплотняется и упрочняется, формируя вышесказанные негативные последствия.

Скорость карбонатного накипеобразования возрастает в зависимости от жесткости исходной воды и времени работы теплообменного оборудования.

          В случае модификации поверхности молекулами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и обеспечении ее гидрофобного (водоотталкивающего) состояния граница раздела твердое тело/жидкость будет обеспечивать наличие электростатического отталкивающего взаимодействия между поверхностью металла и ионами Ca²⁺ и CO₃²⁺.

Основой технологического процесса является многократно апробированная и достаточно хорошо изученная технология консервации теплоэнергетического оборудования с использованием пленкообразующих аминов, дополненная возможностью использования водной эмульсии модифицирующих аминосодержащих комплексов (ВЭМАК).

Основополагающим химическим реагентом (до 94–96%), входящим в состав водной эмульсии модифицирующих аминосодержащих комплексов (ВЭМАК), является октадециламин стеариновый технический (С18Н37NН2), высокой степени очистки.

Октадециламин является поверхностно-активным, пленкообразующим веществом из разряда высших алифатических аминов.

Октадециламин относится к реагентам, применение которых одобрено и разрешено к использованию FDA/USDA и международной организацией World Assosiation of Nuklear Operation (WANO). Водная эмульсия модифицирующих аминосодержащих комплексов (ВЭМАК) имеет все сертификационные документы, экспертное заключение и свидетельство государственной регистрации России, позволяющие ее применение в теплоэнергетическом оборудовании и системах теплоснабжения.

Для усиления моющих свойств эмульсии ВЭМАК и увеличения прочностных свойств молекулярной адсорбционной пленки, формируемой на внутренних поверхностях теплоэнергетического оборудования и трубопроводных систем теплоснабжения, в состав аминосодержащих комплексов включен ряд неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) нового поколения. Промышленные испытания водной эмульсии ВЭМАК при консервации теплоэнергетического оборудования выявили достаточно высокие ее моющие свойства, особенно для карбонатных и железооксидных отложений на поверхностях труб.

Согласно действующему СанПиН № 4630-88, основной составляющий ВЭМАК химический реагент — октадециламин — относится к IV (наименее опасному) классу опасности с разрешенным ПДК = 0,03 мг/л для водоемов санитарно-бытового и ПДК = 0,01 мг/л для рыбохозяйственного использования.

Использование эмульсии ВЭМАК для модифицирования поверхностных свойств металла труб теплоэнергетического оборудования и систем теплоснабжения обусловлено ее свойством, вытесняя влагу, образовывать на поверхности металлов неразрывную гидрофобную (несмачиваемую) молекулярную пленку, которая практически полностью нивелирует влияние карбонатного индекса водного теплоносителя, который существенно влияет на процесс накопления эксплуатационных отложений.

При этом молекулы ВЭМАК, являясь поверхностно-активными, проникают под все виды уже имеющихся отложений, разрушая их на мельчайшие частицы, каждая из которых, в свою очередь, также обволакивается молекулярной пленкой. В дальнейшем эти частицы, не слипаясь между собой, перемещаются с током воды в виде взвеси, оседая в грязевиках, застойных зонах, выносясь из системы вместе с водой при продувках и протечках. В результате все поверхности, контактирующие с эмульсией ВЭМАК, модифицированы, постоянно защищены от коррозии, при этом непрерывно ведется «мягкая» отмывка всего контура.

ВЭМАК не вступает в реакцию с металлами, обеспечивая сохранность оборудования.

Предлагаемый физико-химический метод (МАК-технология) модификации (изменение поверхностных свойств металла) внутренних поверхностей труб систем теплоснабжения АБК был применен на одном из структурных предприятий ЗАО «Мособлэнергогаз». Целью технологических работ являлось:

1. Мягкая отмывка внутренней поверхности труб и отопительных приборов системы теплоснабжения АБК ЗАО «Мособлэнергогаз» от накопившихся эксплуатационных отложений методом их разрыхления с последующим удалением.
2. Создание модифицированной гидрофобной внутренней поверхности труб системы теплоснабжения для снижения скорости образования новых отложений и уменьшения гидравлического сопротивления при транспорте теплоносителя, а также надежной коррозионной защиты металла от всех видов коррозии.

Для реализации МАК-технологии использовалась мобильная установка, которая была включена последовательно в трубопроводную систему теплоснабжения АБК, куда также были установлены образцы-свидетели, имеющие загрязненность внутренней поверхности свыше 0,32 г/см² (по данным ФГБУ ЦЛАТИ).

По количественному и качественному составу отложения на исходных образцах включали в себя следующие компоненты (см. табл. 1):

Таблица 1

Эмульгатор-дозатор установки использовался для приготовления горячей эмульсии ВЭМАК и ее дозирования в систему теплоснабжения.

На протяжении всего технологического процесса выполнялся физико-химический контроль температурного режима и концентрацией ВЭМАК в технологическом контуре (см. табл. 2).

Таблица 2

2.

3.

4.

5.

6.

7.20.09.16/17 ч. 30 м.

21.09.16/ 09 ч. 00 м

21.09.16/ 13ч. 00 м

21.09.16/ 16 ч. 30 м

22.09.16/9 ч. 30 м.

22.09.16/13 ч. 00 м.

22.09.16/16 ч. 20 м. 17,32

10,22

8,95

8,15

7.65

7,00

7,00 65

71

61

67

68

64

67

Стабилизация концентрации ВЭМАК в технологическом контуре обозначила окончание процесса формирования защитной молекулярной пленки поверхностно-активных веществ аминного комплекса на внутренней поверхности труб системы теплоснабжения (рис. 4).

Количественный и качественный состав отложений, оставшихся после мягкой отмывки, включал в себя: (см. табл. 3):

Таблица 3

Исходные загрязненные образцы труб и образцы труб после обработки по МАК-технологии были исследованы специалистами независимой сертифицированной химической лаборатории Восточного отдела ФГБУ ЦЛАТИ по ЦФО для определения степени мягкой отмывки и коррозионной стойкости сформированной молекулярной пленки поверхностно-активных веществ аминного комплекса на внутренней поверхности труб.

Пониженная степень мягкой очистки поверхности труб обусловлена заниженным температурным режимом и малым временем проведения технологических работ по причине ограниченных возможностей в имеющихся условиях.

Гидрофобность поверхности образцов труб определялась визуально методом набрызгивания воды на модифицированную внутреннюю поверхность. Вода по внутренней поверхности образцов труб скатывалась каплями, оставляя сухой поверхность, что подтвердило ее гидрофобность.

Коррозионная стойкость определялась по методике Всероссийского теплотехнического института ВТИ.

Сущность метода оценки прочности, сформированной на поверхности образцов молекулярной пленки аминосодержащих комплексов, заключалась в нанесении на поверхность металла небольших количеств специально выбранных химических реагентов, интенсифицирующих процессы коррозии.

В результате химической реакции происходит изменение окраски нанесенного раствора.

Испытуемые образцы показали высокую коррозионную стойкость и степень прочности сформированной на их поверхности молекулярной пленки ВЭМАК, что является гарантией предотвращения сцепления кристаллических зародышей коррозионно-активных веществ, находящихся в теплоносителе, с поверхностью металла, а также надежной защиты внутренней поверхности металла теплосети от проникновения из теплоносителя на поверхность металла кислорода, углекислоты, хлоридов, сульфатов и других коррозионно-активных соединений.

Таким образом, гидрофобизация поверхностей теплообмена и их частичная отмывка от ранее сформировавшихся отложений с последующим ограничением темпа их роста обеспечивают повышение эксплуатационной надежности и эффективности (энергоресурсосбережения) теплоэнергетического оборудования.

Рис. 3. Модифицированная поверхность трубы по МАК-технологии

Из всего многообразия известных способов очистки теплообменных поверхностей оборудования и систем теплоснабжения в основном используются относительно недорогие химические способы очистки, которые базируются на взаимодействии применяемых для очистки оборудования реагентов с элементами, входящими в состав отложений. Однако подавляющее большинство применяемых реагентов характеризуются значительной агрессивностью по отношению к конструкционным материалам. По этой причине при осуществлении химических очисток стремление добиться максимального удаления отложений вступает в явное противоречие с необходимостью обеспечения сохранности поверхностей (недопущение утонения стенок, локального обезуглероживания, наводораживания, концентрации в микропорах хлоридов при использовании соляной кислоты и др.).

В настоящее время, учитывая возраст эксплуатируемого оборудования, становится актуальным применение предлагаемой технологии «щадящей» очистки теплоэнергетического оборудования.

Особенностью модифицирующих аминосодержащих комплексов является способность предварительно разрыхлять и отслаивать скопившиеся отложения и коррозионно-активные соединения с последующим их удалением продувками, что обуславливает очистку поверхностей оборудования практически от всех составляющих (железа, меди, цинка, различных солей кремнекислоты и многочисленных силикатов, органических веществ и т. д.).

Наиболее легко в первую очередь удаляются пористые и рыхлые отложения: гематит, карбонаты и др. Моющий эффект при использовании аминосодержащих комплексов сопровождается выводом из поверхностных трещин и пор хлоридов, сульфатов и других коррозионно-активных соединений.

В случае сильного загрязнения поверхностей (сотни грамм на 1 м²) применяется двухэтапная очистка. При этом на первом этапе («щадящая отмывка») используются эффективные моющие композиции в составе аминосодержащих комплексов, при этом в раствор переводится до 70% от общего количеств отложений.

На втором этапе оставшиеся отложения удаляются в совокупности с модификацией теплообменной поверхности оборудования. Модифицированная теплообменная поверхность в виде мономолекулярного слоя адсорбированных аминосодержащих комплексов, которые переходят в слой поверхностных химических соединений с металлом, гидрофобна (несмачиваема), обеспечивает значительное снижение скорости образования новых эксплуатационных отложений, в том числе за счет смещения в положительную сторону электродного потенциала поверхности металла (эффект деполяризационной пассивации).

Предлагаемые способы защиты теплообменных поверхностей эффективно используются и при консервации теплоэнергетического оборудования.

Как известно, большинство разработанных ранее способов консервации касаются прежде всего защиты от коррозии при простоях пароводяных трактов паровых котлов и водяных трактов водогрейных котлов на срок от нескольких суток до трех месяцев. Действующие руководящие материалы по консервации более детально проработаны для котельного оборудования и менее — для турбинного и вспомогательного оборудования.

Учитывая особую актуальность консервации в условиях длительного простоя большого парка энергооборудования, традиционные способы защиты (консервации) не в полной мере решают данную проблему, особенно если в это время проводятся ремонтные работы, связанные с вскрытием оборудования.

В этой связи перспективным способом является консервация с использованием аминосодержащих комплексов (МАК-технология), поскольку этот метод характеризуется следующими показателями:

— надежной защитой от всех видов коррозии (коэффициент защиты 70–93%) на срок более трех лет с возможностью нескольких пусков и остановов оборудования без повторной консервации;

— возможностью проведения поузловой консервации (котел, турбина, конденсатно-питательный тракт) или в целом всего оборудования и трубопроводов пароводяного контура энергетической установки;

— сохранением коррозионно-защитного эффекта при вскрытии оборудования, его опорожнении и под слоем воды;

— обеспечением частичного удаления отложений и продуктов коррозии с защищаемых поверхностей;

— отсутствием необходимости специальной подготовки оборудования к пуску (расконсервация), при этом значительно сокращается время достижения режимных показателей пуска;

— экологической безопасностью применяемых реагентов.

МАК-технология обеспечивает консервацию энергетического оборудования «на ходу» перед его остановом без необходимости монтажа дополнительного оборудования и схем и обеспечивает значительно меньшие финансовые затраты по сравнению с другими известными способами консервации.

Сравнение результатов такой оценки показало, что превышение затрат на реализацию консервации, например, турбин различной мощности, с помощью осушенного и подогретого воздуха по сравнению с МАК-технологией составляет: для турбин Р-25-90 — в 3 раза; ПТ-60-130 — в 18 раз, ПТ-135-130 — в 53 раза.

Таблица 4

Модифицирование поверхностей трубопроводов, насосов и другого оборудования с использованием водной эмульсии ВЭМАК позволяет кардинальным образом менять условия течения транспортируемых сред.

Суть модификации заключается в формировании на металлических поверхностях молекулярных слоев аминосодержащего комплекса и гидрофобизации функциональных поверхностей трубопроводов и оборудования, что позволяет значительно снизить гидравлическое сопротивление (до 40% по данным НИУ «МЭИ») и, соответственно, снизить затраты энергии на привод перекачивающих насосов.

Предпусковая (послемонтажная) очистка и молекулярная пассивация внутренних поверхностей пароводяного тракта энергоблоков без монтажа дополнительных схем и оборудования

В процессе предпусковых очисток теплоэнергетического оборудования и энергоблоков, как известно, применяются растворы ингибированных органических и минеральных кислот.

При химической очистке кислотными растворами коррозия котельных сталей (сталь 20, 12Х1МФ, 16ТНМ и др.) достигает значительных величин.

Для химических очисток кислотными растворами требуется значительное количество труб, масса которых для энергоблоков 100–300 МВт составляет 200–350 т. Химическая очистка проводится примерно за 5–7 суток с большими трудозатратами на монтаж и демонтаж труб и оборудования.

Разработана принципиально новая технология предпусковой очистки пароводяного тракта энергоблоков, основанная на использовании аминосодержащих комплексов в виде специального состава ВЭМАК. Очистке подвергаются все поверхности нагрева котла, ПНД, ПВД и др. оборудование, входящее в пароводяной тракт энергоблока.

Проведение технологических работ по предпусковой очистке пароводяного контура энергоблока не требует дополнительного монтажа (демонтажа) специальных схем, но требует послемонтажную готовность котлоагрегата для проведения его парового опробования, которое проводится сразу после окончания очистки, без останова котельного агрегата.

Выполненная по МАК-технологии послемонтажная очистка котла и оборудования пароводяного тракта имеет следующие преимущества:

— не требуется монтажа и демонтажа дополнительных трубопроводов, арматуры и др. оборудования, как, например, для предпусковой кислотной промывки;

— предпусковая очистка по МАК-технологии обеспечивает полную санацию внутренней поверхности труб поверхностей нагрева и всего пароводяного тракта, т. е. удаление (вымывание) возможных коррозионно-агрессивных веществ;

— сформированная в процессе предпусковой очистки гидрофобная молекулярная пленка обеспечивает надежную защиту от атмосферной коррозии всего пароводяного тракта энергоблока и внутренних поверхностей нагрева котла на длительный период (более трех лет) вне зависимости — заполнено оборудование водой или нет;

— предпусковая очистка по МАК-технологии обеспечивает оперативную стабилизацию водно-химического режима при пуске энергоблока;

— гарантирует экологическую чистоту.

Выводы

Повышение эффективности производства энергии является приоритетным направлением в энергетике. Условия, в которых находятся элементы паровых и водогрейных котлов, трубопроводы воды, пара и конденсата во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны, поэтому наиболее эффективными технологиями могут быть многоцелевые и универсальные технологии, направленные на увеличение надежности и эксплуатационного ресурса функциональных поверхностей теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей.

Скачать статью  в pdf-формате: Многоцелевые технологии энергоресурсосбережения и повышения надежности систем теплоснабжения

Инженерные и экономические аспекты эксплуатации комбинированной солнечно-газовой установки как инновационное решение по уменьшению энергоемкости систем теплогазоснабжения

А. Я. Шарипов, генеральный директор ООО «СанТехПроект»

М. А. Шарипов, инженер ООО «СанТехПроект»

Д. И. Скворцов, инженер ООО «СанТехПроект»

 В статье рассматриваются результаты исследований о возможности использования комбинированного солнечно-газового источника тепла (КСГИТ) для различных типов зданий и сооружений с учетом особенностей южного региона Российской Федерации.

Совместное использование источника тепла, использующего для функционирования природный газ, и источника, работающего на нетрадиционном топливе, значительно снижает потребление невозобновляемого природного ресурса  и, как показали расчеты, является экономически более выгодным по сравнению с другими способами теплоснабжения зданий.

Ключевые слова

Генерация солнечной энергии, гелиоколлекторное поле, комбинированный источник тепла, солнечно-газовая установка, гарантирующий источник тепла, экология, тепло-гидравлическая схема, тариф, газ, стоимость, затраты, энергоэффективность.

Введение

Настоящая статья основана на аналитическом комплексном исследовании использования солнечных коллекторов и крышных газовых котельных с дальнейшей структуризацией их совместной эксплуатации для генерации тепловой энергии как с технической точки зрения, так и с учетом экономических аспектов в южном регионе России.

Актуальность работы заключается в том, что в настоящее время повсеместно происходит развитие солнечной энергетики. Это связано, в первую очередь, с экологичностью данного вида энергии. Также актуальность работы заключается в ресурсоемкости солнечной энергии по сравнению с традиционным топливом. Еще одной причиной повышения потенциала использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) является подорожание традиционного топлива и одновременное снижение стоимости производства оборудования для использования ВИЭ. Как показывают долгосрочные прогнозы, в будущем эта тенденция сохранится.

Объектами исследования являлись:

— оборудование для теплоснабжения зданий, соответствующее современным требованиям по проектированию, размещению и эксплуатации, а именно крышные котельные, работающие на газовом топливе, и солнечные коллекторы, с целью определения рациональности их комплексного использования для покрытия потребности в тепле;

— комбинированное использование крышной газовой котельной с солнечными коллекторами для разработки рекомендаций по размещению такой системы на крышах различных видов зданий в соответствии с требованиями по энергоэффективности и энергосбережению.

Целями исследования являлись:

— описание метода определения тепловой нагрузки на отопление, вентиляцию и ГВС для различных типов зданий с учетом особенностей южного региона страны;

— описание требований, предъявляемых к комбинированным солнечно-газовым источникам тепла, и разработка тепло-гидравлических схем использования таких установок;

— описание разработанного метода определения затрат на использование комбинированных источников тепла;

— описание технико-экономического эффекта использования комбинированных систем.

Результаты и методики, описанные в статье, имеют качественное значение в совокупности с конкретными количественными показателями и могут являться основным исходным материалом для разработки методических указаний по использованию КСГИТ на практике.

Рис. 1. Солнечная радиация на территории России (кВт∙ч/м2)

В России огромное количество изолированных от общей сети территорий с высоким уровнем солнечного излучения (инсоляции), где развитие солнечной энергетики весьма эффективно. На рис. 1 представлена карта инсоляции российских регионов. Высокий уровень излучения на территории юга страны способствует эффективному внедрению солнечных установок для теплоснабжения зданий.

Переход к рыночной экономике в 90-е гг. начал диктовать необходимость принципиально новых решений по системам теплоснабжения, отвечающих современным требованиям мировой экономики. Используемая в настоящее время централизованная система (ЦСТ) не отвечает этим требованиям: в первую очередь в совместном использовании с ВИЭ, так как снижает получение доходов монопольной системы (ЦСТ). Это привело к тому, что появилась острая необходимость в автономных источниках теплоснабжения (АИТ), для которых характерна достаточно низкая стоимость, небольшая продолжительность монтажа и строительства, отсутствие необходимости отчуждения земли под строительство как самого источника, так и трасс трубопроводов, меньшая материалоемкость. Такие системы можно вводить в эксплуатацию с меньшими единовременными капитальными вложениями, при этом имеются большие возможности привлечения средств потребителя и частных инвестиций. В итоге собственник заинтересован как в экономии инвестиций, так и в снижении потребления энергоресурсов. Переход к АИТ обусловлен двумя основными причинами:

— Уплотнение застройки городских районов объектами жилья и соцкультбыта проводится без соответствующего наращивания мощностей источников тепловой энергии.

— Аварийное состояние тепловых сетей. Отсутствие инвестиций на замену трубопроводов. Тепловые сети работают не с расчетными параметрами. В результате потребители, расположенные на концевых участках, не могут получить необходимое количество тепла.

С помощью комбинации различных источников тепла реализовываются следующие задачи:

— уменьшение расхода газа и снижение вредных выбросов в атмосферу;

— повышение экологичности установки;

— снижение затрат на сырье за счет замещения доли газа бесплатной солнечной энергией.

Рис. 2. Динамика роста стоимости тепловой энергии и газа на юге России

На рис. 2 показана динамика изменения стоимости тепловой энергии на теплоснабжение зданий и стоимости газа для населения на юге страны. Сведения приведены усредненные ввиду большого количества теплоснабжающих организаций.

Тенденция повышения тарифов, по прогнозам работников сферы ЖКХ, будет прослеживаться и в дальнейшем. Очевидно, что эксплуатационные расходы на теплоснабжение за счет бесплатного солнечного излучения являются более низкими по сравнению с традиционными системами.

Возникает разумный вопрос: почему нельзя использовать только солнечные коллекторы для теплоснабжения зданий? Как показывает практика, солнечная энергия должна использоваться в сочетании с традиционной системой. При низком потоке солнечного света, к примеру, в зимний период, гелиосистема только вместе с гарантирующим источником, работающим на традиционном топливе, сможет обеспечить полный тепловой комфорт. Для наиболее эффективного и экономически выгодного использования гелиоустановки должны полностью покрывать потребность в энергии на ГВС только на протяжении неотопительного сезона.

Инженерные аспекты эксплуатации КСГИТ

В ходе исследования описывается методика по определению количества тепловой энергии, необходимой для ГВС в течение года, часть которой в неотопительный сезон покрывается за счет выработки гелиоколлекторного поля. С использованием количественных значений параметров здания, значений тепловой энергии и характеристик гелиоколлекторного поля решение двух задач:

1. Определение оптимального количества коллекторов для покрытия потребности на ГВС при заданной нагрузке.

2. Определение максимально возможного покрытия энергии на ГВС, то есть определение этажности здания при максимальном расположении коллекторов на эффективной площади крыши здания.

Рассмотрим пример решения этих двух задач с использование формул (1) – (4) при следующих параметрах:

— многоквартирный 5-этажный жилой дом с 5 подъездами в южном регионе страны;

— среднее количество людей, проживающих на одном этаже каждого подъезда и потребляющих горячую воду, М = 10;

— количество горячей воды, потребляемое 1 человеком в сутки, n = 85 л;

— разность температур холодной и нагретой воды, ∆t = 60 – 15 = 45 °С;

— повышающий коэффициент для III и IV климатических районов страны, α = 1,15;

— количество тепла, необходимое для нагрева 1 литра воды на 1 градус Цельсия, q = 1,163∙10^-3 кДж∙час;

— площадь 1 вакуумного коллектора, S = 3,6 м²;

— эффективная площадь крыши 1 подъезда для установки гелиоколлекторов, S_эфф рассчитывается по формуле (1):

                                                     S_эфф = 0,7∙S = 0,7∙(a∙b)/f,                                                          (1)

где: для 5-этажного дома постройки 50–60-х гг. a = 90 м, b = 12,5 м, f — количество подъездов в жилом доме, f = 5.

Дневная нагрузка на ГВС рассчитывается по формуле (2):

                                                             Q = M∙n∙∆t∙α∙q.                                                                  (2)

Ежемесячная выработка энергии гелиосистемой рассчитывается по формуле (3):

                                                          Q_{мес г.с.} = R∙N∙η∙ D.                                                              (3)

Ежемесячная нагрузка гарантирующего источника рассчитывается по формуле (4):

                                                       Q_{мес гар}=(Q — R∙N∙η)∙D,                                                            (4)

где: R — дневная производительность одного гелиоколлектора;

 N — количество гелиоколлекторов;

 η — КПД гелиоустановки;

 D — количество дней в месяце.

Для решения первой задачи рассмотрим пример установки вакуумных солнечных коллекторов. Максимальное количество, которое можно установить на крыше здания, определяется с использованием формулы (1) и составляет 43 штуки.

Рис. 3. Распределение вырабатываемой энергии при установке 20 вакуумных коллекторов

Рис. 4. Распределение вырабатываемой энергии при установке 34 вакуумных коллекторов

Для жителей 1 подъезда описываемого 5-этажного жилого дома необходимо 4250 л горячей воды в сутки. Рассмотрим рис. 3, на котором представлена диаграмма распределения выработки тепловой энергии гелиоколлекторным полем из 20 вакуумных коллекторов в течение года.

Как видно из рис. 3, 20 вакуумных коллекторов для выработки тепла на нагрев такого объема горячей воды недостаточно.

На рис. 4 показана диаграмма покрытия тепловой энергии на ГВС при установке 34 коллекторов.

Как видно из рис. 4, вырабатываемая гелиосистемой энергия полностью покрывает потребность на ГВС в течение всего неотопительного сезона.

Доля энергии гелиосистемы на ГВС от общегодовой потребности рассчитывается по формуле (5), и для разных видов коллекторов получен диапазон от 70 до 75%.

           (5)

Оставшаяся доля необходимой энергии покрывается за счет гарантирующего источника.

Рис. 5. Потребность в энергии на ГВС и вырабатываемая гелиосистемой энергия при максимально доступном расположении гелиоколлекторов для 6-этажного здания

Рассмотрим решение второй поставленной задачи: определение максимального количества потребителей горячей воды при максимальном использовании эффективной площади крыши здания.

На рис. 5 показана диаграмма распределения энергии от гелиополя при установке максимально возможного количества коллекторов (43 штуки) для 6-этажного здания.

Рис. 6. Потребность в энергии на ГВС и вырабатываемая гелиосистемой энергия при максимально доступном расположении гелиоколлекторов для 7-этажного здания

На рис. 6 представлена аналогичная диаграмма для 7-этажного жилого многоквартирного дома.

При сравнении рис. 5 и 6 видно, что в неотопительный сезон энергия, вырабатываемая максимальным количеством коллекторов, полностью покрывает потребность на ГВС только для 6 этажей. Таким образом, установка гелиосистемы из вакуумных коллекторов на здании выше 6 этажей нецелесообразна.

Рис. 7. Распределение энергии на ГВС, энергии от плоских коллекторов, энергии от вакуумных коллекторов в неотопительный сезон в зависимости от этажности здания

На рис. 7 показаны распределение энергии от гелиоустановок плоского и вакуумного типа, которые нашли наибольшее распространение в использовании с максимально возможным расположением коллекторов, и потребность в энергии на ГВС в неотопительный сезон в зависимости от этажности здания.

Таким образом, описанная в работе методика позволяет определить максимальную этажность здания, для которой будет целесообразна установка солнечного оборудования.

Рис. 8. Тепло-гидравлическая схема жилого многоквартирного дома с выработкой тепловой энергии за счет крышной газовой котельной и коллекторного поля

В ходе работы были разработаны тепло-гидравлические схемы работы КСГИТ для трех типов зданий. На рис. 8 показана такая схема для жилого многоквартирного дома.

Для использования комбинированных систем в ходе работы были разработаны рекомендации по их размещению с учетом особенностей различных типов зданий и специфики южного региона страны. Важную роль играет влияние сейсмической активности ввиду наличия гористой местности. Высокая среднегодовая температура, особенности почвы также вносят свой вклад при решении установки КСГИТ. Ввиду того, что регион является рекреационным центром страны, значительную часть построек составляют санатории, пансионаты, гостиницы, отели, развлекательные центры. Проведение крупномасштабных мероприятий (таких как Олимпийские игры в 2014 году) вносит вклад при выборе постройки того или иного вида здания. Наряду с многоэтажными жилыми домами существует огромное количество малоэтажных домов частного сектора. Также необходимо учитывать и другие детали: плотность застройки, формы и размеры близко расположенных зданий, например, одно здание может затенять другое, архитектура самого здания.

Экономические аспекты эксплуатации КСГИТ

Вопрос экономического обоснования подключения системы теплоснабжения дома к АИТ во многом определяется величиной капитальных затрат, а также затрат, возникающих при эксплуатации. При теплоснабжении от АИТ у потребителя появляется возможность в регулировании количества потребляемого тепла при эксплуатации. В то же время при этом возникает ряд затрат на обслуживание и работу котельной и, в случае с КСГИТ, на обслуживание и работу солнечных коллекторов. На экономические показатели вариантов теплоснабжения зданий влияет динамика тарифов на тепловую энергию и на газовое топливо. Расчетная нагрузка на отопление, вентиляцию и ГВС определяет выбор оборудования котельной, что влияет на величину капитальных затрат.

В ходе исследования было рассмотрено теплоснабжение различных типов зданий (жилой многоквартирный дом, средняя гостиница и торговый центр) разными способами (ЦСТ, крышная газовая котельная, КСГИТ) и был показан экономический эффект от использования комбинированной системы. Сравним затраты на примере теплоснабжения многоквартирного жилого дома для трех способов с применением следующих величин:

— Количество тепловой энергии

на отопление, Q^ОТОП = 0,33 Гкал/час

на горячее водоснабжение, Q^ГВС = 0,170 Гкал/час

— Тариф за 1 Гкал тепловой энергии при централизованном теплоснабжении

Т^ЦСТ = 1816,58 руб. (тариф одинаковый на отопление, вентиляцию и ГВС)

— Цена 1 тыс. м³ газа

С^ГАЗ = 5828,76 руб.

— Продолжительность неотопительного периода, Z_л = 182 сут.

Суммарные затраты на отопление, вентиляцию и ГВС при использовании различных способов теплоснабжения показаны в таблице 1.

Таблица 1. Сравнение затрат на тепловую энергию при использовании различных систем теплоснабжения в течение года

Учет стоимости оборудования при использовании автономного источника происходит за счет включения в тариф амортизационных отчислений для возмещения износа оборудования. Помимо этого, при приобретении котельной накладывается налог на имущество, что вносит вклад в общие затраты. Эти расходы напрямую зависят от стоимости основных фондов и приняты в работе по 2% на каждую статью. Ориентировочная стоимость оборудования указана в таблице 2.

Таблица 2. Затраты при использовании АИТ в течение года

При анализе таблицы 2 видно, что затраты на теплоснабжение при использовании КСГИТ ниже, чем при поставке тепла с использованием ЦСТ и крышной газовой котельной. Соотношение затрат при использовании трех способов теплоснабжения показано в таблице 3.

Таблица 3. Выгода при использовании КСГИТ

Очевидно, что для каждого типа здания выгоднее использование КСГИТ. К примеру, выгода по сравнению с ЦСТ для жилого многоквартирного дома составляет 71%.

Одним из обобщающих экономических показателей, характеризующих качественный уровень работы КСГИТ, является себестоимость отпускаемой теплоты. Этот показатель в той или иной мере отражает техническую вооруженность оборудования, степень механизации и автоматизации производственных процессов, расходование материальных ресурсов и др.

Для расчета себестоимости отпускаемой теплоты были определены годовые эксплуатационные расходы и количество потребляемой тепловой энергии. Принимаем, что прибыль составляет 10% от суммарных затрат. Стоимость отпускаемой тепловой энергии за 1 Гкал представлена в таблице 4.

Таблица 4. Стоимость тепловой энергии при использовании КСГИТ

Как видно из таблицы 4, для каждого из трех рассматриваемых типов зданий наиболее выгодным является использование КСГИТ по сравнению с другими способами теплоснабжения.

Энергоэффективность зданий при использовании КСГИТ

Возможность использования КСГИТ является важной задачей для проектного сообщества при выполнении требований Закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

Одним из способов повышения энергоэффективности здания является снижение потребления тепловой энергии. В случае теплоснабжения здания за счет традиционной системы снижение отпускаемого количества тепла для потребителей приведет к снижению прибыли для производителей. Вероятнее всего, такие действия повлекут за собой повышению тарифов на тепловую энергию, которые подконтрольны производителям тепла и никак не могут регулироваться потребителями. При использовании КСГИТ такие меры предприняты быть не могут.

Несколько лет назад введен в действие первый национальный российский стандарт СТО НОСТРОЙ (2.35.4–2011) «Зеленое строительство. Здания жилые и общественные. Рейтинговая система оценки устойчивости среды обитания». С появлением этого стандарта архитекторы, проектировщики, строители получили инструмент, позволяющий реализовывать экологические проекты, поскольку данный документ определяет четкие количественные и качественные критерии для оценки зданий. В описываемом стандарте содержится рейтинговая система оценки устойчивости среды обитания, которая представляет собой совокупность количественных и качественных критериев для оценки зданий как среды обитания человека, характеризующих уровень комфортности, энергоэффективности, экологичности и защиты окружающей среды в соответствии с принципами устойчивого развития.

Приведенные в стандарте критерии сгруппированы в 10 категорий, весомость которых указана в таблице 5.

Таблица 5. Категории оценки устойчивости среды обитания

Особое внимание в системе рейтинговой оценки уделено экономии энергетических ресурсов. Категория «Качество архитектуры и планировки объекта» содержит критерий «Обеспеченность здания естественным освещением», который оценивает процент превышения нормативного коэффициента естественной освещенности в помещениях здания. В этой же категории содержится критерий «Оптимальность формы и ориентации здания», позволяющий оценить степень учета теплоэнергетического воздействия наружного климата на оболочку здания.

Категория «Комфорт и экология внутренней среды» включает критерий «Контроль и управление системами инженерного обеспечения здания». Оценивается наличие центральной системы управления зданием с возможностью индивидуального (зонального) регулирования и наличие локальных систем автоматизации систем инженерного обеспечения здания, что также способствует снижению энергопотребления.

Из таблицы 5 следует, что наиболее весомой категорией оценки устойчивости среды обитания является «Энергосбережение и энергоэффективность». Данная категория включает критерии оценки энергопотребления инженерными системами здания в отдельности и суммарный расход первичной энергии.

Такой подход позволяет провести полный анализ энергопотребления здания, что соответствует Постановлению Правительства № 18 «Об утверждении Правил установления требований энергетической эффективности для зданий, строений, сооружений и требований к правилам определения класса энергетической эффективности многоквартирных домов».

Кроме того, в Стандарте зеленого строительства отдельно выделена категория «Применение альтернативной и возобновляемой энергии», которая оценивает долю такой энергии в годовом энергобалансе объекта. В совокупности требования рейтинговой системы направлены на сокращение потребления невозобновляемых ресурсов, снижение вредных воздействий на окружающую среду в процессе строительства и эксплуатации здания.

Принимая во внимание вышеописанные положения и рекомендации по энергоэффективности, а также учитывая количественные показатели генерируемого и потребляемого тепла при установке КСГИТ и экономический эффект такого теплоснабжения, можно сделать выводы о том, что использование крышной газовой котельной в совокупности с гелиооборудованием способствует повышению энергоэффективности здания.

Заключение

Научная работа, которой посвящена данная статья, представляет законченное исследование с изложением рекомендаций по размещению и эксплуатации КСГИТ для различных типов зданий с учетом особенностей региона, в котором предполагается их использование. Также представлено технико-экономическое обоснование использования таких установок в сравнении с другими способами теплоснабжения зданий.

Представлено подробное описание затрат при использовании КСГИТ и, как следствие, стоимость отпускаемой тепловой энергии.

Разработаны и описаны рекомендации по совершенствованию систем теплоснабжения для соответствия требованиям по повышению энергоэффективности и обеспечению энергосбережения зданий.

Итогом научно-исследовательской работы является сравнительная оценка стоимости генерируемой тепловой энергии различными способами, а также ее выгода в сравнении с другими способами теплоснабжения, что является одной из задач настоящей работы.

Полученные результаты являются основой для разработки методических указаний по использованию комбинированных солнечно-газовых источников тепла в южных регионах страны. Написанная работа является актуальной и перспективной ввиду того, что в настоящее время еще слабо развито использование нетрадиционных и альтернативных источников теплоснабжения в комбинированном виде.

Скачать статью в pdf-формате: Инженерные и экономические аспекты эксплуатации комбинированной солнечно-газовой установки как инновационное решение по уменьшению энергоемкости систем теплогазоснабжения