последовательных стадий. Продукция одной стадии может быть либо продана потребителям, либо использована в качестве сырья для производства другого вида продукции на следующей стадии.

В условиях реального производства различные стадии четко отделены друг от друга – они выполняются на различных участках и/или с использованием различного оборудования. Технологический процесс на разных стадиях может быть периодическим или непрерывным.

Сырье → крахмал → сахара → различная продукция → полиолы (сахарные спирты)

Для упрощения методики все виды продукции были объединены в несколько групп однородной продукции, включая сухие крахмалы (натуральные или модифицированные), жидкие сахара, сухие сахара, жидкая декстроза, сухая декстроза, жидкие полиолы, сухие полиолы, продукты ферментации.

В процессе применения методики энергозатраты (и пропорциональные им выбросы CO2) распределяются по различным стадиям производственного процесса и, как следствие, по видам продукции. Могут быть рассчитаны коэффициенты удельного энергопотребления при производстве конкретных видов конечной продукции. Поскольку содержание воды в продукции может меняться от одной стадии к другой, для расчета всех удельных величин используется сухая масса продукции.

Например, каждой стадии производственного процесса присваивается величина выбросов CO2 исходя из потребления пара (и соответствующих выбросов при его производстве), а также потребления топлива для сушилок на данной стадии. На основе этих данных могут быть рассчитаны удельные выбросы CO2 для данной стадии, а затем – удельные выбросы для каждого вида продукции (исходя из последовательных стадий, которых потребовало его производство).

Данная методика сама по себе не позволяет выработать мер по повышению энергоэффективности, однако она способствует лучшему пониманию:

•вклада каждой стадии производственного процесса в энергопотребление предприятия и выбросы CO2;

•вклада различных групп продукции в общее энергопотребление предприятия.

Применение методики требует получения данных по характеристикам каждой стадии производственного процесса (объем производства, использование различных форм энергии и т.д.), к которым затем применяются расчетные методы.

Примеры:

Выбросы CO2 крахмальных предприятий Франции – удельные выбросы для различных видов продукции.

Данная методика использовалась одной из французских компаний при принятии добровольных обязательств по ограничению выбросов парниковых газов (AERES).

Справочная информация

USIPA – PWC reports [227, TWG]

7.10. Примеры к главе 3

7.10.1. Паровые системы

Пример 1. Теплоизоляция клапанов

Теплоизоляция одного 100-мм клапана на паропроводе с давлением пара 800 кПа (8 бар) и температурой 175ºC, находящегося в помещении, приводит к снижению потерь на 0,6 кВт. Это позволяет снизить затраты на топливо для котла на 40 евро/год и обеспечивает энергосбережение в объеме 5 МВт-ч/год.

На предприятии Johnson Matthey Catalysts (г. Тиссайд, Великобритания) теплоизоляция клапанов и фланцев позволила достичь следующих результатов:

401

•энергосбережение в объеме 590 МВт-ч/год;

•сокращение выбросов углерода на 29 т/год;

•период окупаемости инвестиций – 1,6 года.

Пример 2. Предварительный подогрев питательной воды (в т.ч. с помощью экономайзера) (см. раздел 3.2.5)

В качестве примера рассмотрим применение экономайзера для подогрева питательной воды для газового котла с номинальной производительностью 5 т пара в час, давление – 20 бар (м).

Предполагается, что котел функционирует 6500 ч/год со средней мощностью, составляющей 80% от номинальной. Газ приобретается по цене 5 евро/ГДж.

Экономайзер будет использоваться для подогрева сырой воды перед поступлением ее в деаэратор. Предполагается, что половину питательной воды составляет возвращаемый конденсат, а вторая половина будет восполняться за счет свежей подпиточной воды. Из этого следует, что использование экономайзера позволит повысить КПД котлоагрегата на 4,5 %.

В настоящее время затраты на топливо для котла составляют:

6500 ч/ год (2798,2 −251,2) кДж/ год 5т/ ч 5 евро/ ГДж = 517359 евро/ год 0,80 1000

Установка экономайзера позволит сократить эти затраты до:

6500 ч/ год (2798,2 −251,2) кДж/ год 5т/ ч 5 евро/ ГДж = 489808 евро/ год 0,845 1000

Таким образом, затраты будут снижены на 27551 евро/год.

Пример 3. Установка экономайзера (см. раздел 3.2.5)

Котлоагрегат, работающий на природном газе, производит 20,4 т/ч пара с давлением 1 бар (м). Конденсат частично возвращается в котел и смешивается с подпиточной водой; температура получаемой таким образом питательной воды составляет 47°C. Температура дымовых газов, по данным измерений, составляет 260°C. Котлоагрегат функционирует 8400 час./год; при этом стоимость энергии составляет 4,27 долл./ГДж. Объем энергосбережения в результате установки экономайзера может быть рассчитан следующим образом:

удельная энтальпия:

•насыщенный пар при 1 бар (м) – 2780 кДж/кг;

•питательная вода, 47°C – 198 кДж/кг.

Теплопроизводительность котла = 20400 кг/ч · (2781 – 198) кДж/кг = 52,693 млн. кДж/ч = 14640 кВт.

Согласно табл. 3.7, потенциал утилизации тепла, соответствующий температуре дымовых газов 260°C и теплопроизводительности котла на природном газе 14640 кВт, составляет примерно 1350 кВт.

Предотвращение образования и удаление отложений накипи с поверхностей теплообмена

(см. раздел 3.2.6)

Пример 1

Паровой котел ежегодно потребляет 304 тыс. Нм³ природного газа; среднее время работы котла составляет 8000 ч/год. Образование на поверхностях теплообмена накипи толщиной 0,3 мм приводит к снижению коэффициента теплопередачи на 2,9%.

Это, в свою очередь, приводит к увеличению затрат на приобретение топлива по сравнению с исходной ситуацией на следующую величину:

402

304000 Нм³/год · 2,9% · 0,15 евро/Нм³ = 1322 евро/год.

Пример 2

Котел ежегодно потребляет топливо с общей теплотой сгорания 474800 ГДж; время работы при номинальной мощности составляет 8000 ч/год. При этом котел производит 20,4 т/ч пара с давлением 1 бар (м). Если на трубах котла образуется накипь «нормального» состава толщиной около 0,8 мм, это приводит к потере примерно 2% теплоты сгорания топлива. В предположении цены топлива 2,844 долл./ГДж получаем следующее увеличение затрат:

увеличение производственных затрат = 474800 ГДж/год · 2,844 долл./ГДж · 0,02 = 27000 долл./год = 30637 евро/год (1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Минимизация величины продувки котла (см. раздел 3.2.7) Пример 1

Жаротрубный котел со временем работы 5500 ч/год, производящий пар с давлением 25 бар, оборудуется автоматизированной системой управления продувкой. Система позволяет снизить величину продувки с 8 до 6%. Котел, КПД которого составляет 82%, производит 25 т пара в час. Стоимость природного газа составляет 5 евро/ГДж.

Подпиточная вода имеет температуру 20°C и обходится предприятию в 1,3 евро/т (включая водоподготовку). Плата за сброс сточных вод составляет 0,1 евро/т.

Предполагается, что возврат конденсата полностью отсутствует, поэтому в котел поступает только сырая вода. Минерализация сырой воды составляет 222 мкСм/см. Эта величина отражает количество солей, растворенных в воде. Максимальный допустимый уровень минерализации воды в котле составляет 3000–4000 мкСм/см.

Таким образом, необходимый коэффициент продувки B (отношение массы продувочных вод к массе производимого пара) можно оценить исходя из следующих соображений:

•количество солей, поступающих в котел, равно количеству солей, удаляемых с продувочными водами;

•(25 000 + B) · 222 = B · 3000.

Таким образом, величина продувки составляет 1998 л/ч, а коэффициент продувки –8 %. Требуемый расход подпиточной воды при данном коэффициенте продувки составляет:

•25000 кг/ч · (1 + 0,08) = 28000 л/ч.

Установка системы управления продувкой позволяет снизить коэффициент продувки до 6%:

•25000 кг/ч · (1 + 0,06) = 27500 л/ч, уменьшение расхода составляет 500 л/ч;

•энтальпия воды в котле при давлении 25 бар(м): 972,1 кДж/кг;

•энтальпия питательной воды при температуре 20°C и атмосферном давлении: 83,9 кДж/кг;

•увеличение энтальпии воды составляет 888,2 кДж/кг.

Достигнутое в результате сокращение затрат на топливо составляет:

500 л/ч · 5500 ч · 888,2 кДж/кг · 5 евро/ГДж/0,82/1000000 = 14894 евро/год

Кроме того, было достигнуто сокращение затрат, связанных с водоподготовкой и сбросом сточных вод. Расход подпиточной воды был сокращен на:

500 л/ч · 5500 ч/год = 2750 т/год.

Соответствующее снижение затрат составляет 3850 евро/год.

Таким образом, экономический эффект от установки системы составляет 18744 евро/год. [227, TWG]

403

Пример 2

Предположим, что установка автоматизированной системы управления продувкой позволяет снизить коэффициент продувки с 8 до 6%. В данном примере предполагается, что газовый котел с давлением пара 1 бар (м) и производительностью 45350 кг/ч пара функционирует постоянно. Температура подпиточной воды составляет 16ºC, КПД котла – 82 %, стоимость топлива – 2,844 долл./Дж, а общие затраты на получение и подготовку воды, а также сбросы сточных вод составляют 0,001057 долл./кг. Тогда годовой экономический эффект составляет:

подпиточная вода:

до мероприятий: 45350/(1 – 0,08) = 49295 кг/ч; после мероприятий: 45350/(1 – 0,06) = 48246 кг/ч;

экономия подпиточной воды: 49295 – 48244 = 1049 кг/ч; энтальпия:

воды в котле: 787,4 кДж/кг; подпиточной воды при 16ºC: 65,1 кДж/кг;

экономия тепловой энергии: 787,4 – 65,1 = 722,3 кДж/кг;

экономия топлива = 1049 кг/ч · 8760 ч/год · 722,3 кДж/кг · 2,844 ГДж/0,82 · 10 = 23064 долл./год;

экономия на платежах за водопользование и сбросы, а также водоподготовке: 1049 кг/ч · 8760 ч/год · 0,001056 долл./кг = 9714 долл./год

общая экономия: 23064 + 9714 = 32778 долл. = 37192,11 евро (1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Утилизация тепла продувочной воды котла (см. раздел 3.2.15) Пример 1

На предприятии устанавливается теплообменник для подогрева свежей подпиточной воды котла за счет тепла продувочной воды. Котел функционирует 7600 ч/год и имеет КПД 82%. Давление производимого пара составляет 10 бар (м), расход свежей питательной воды – 5,3 т/ч, коэффициент продувки – 6%. Стоимость топлива составляет 4 евро/ГДж.

Как следует из табл. 3.17 (раздел 3.2.15), на каждые 10 т/ч массового расхода пара при коэффициенте продувки 6% может быть достигнут объем утилизации тепла 368 МДж/ч. При данном расходе подпиточной воды потенциал утилизации тепла составляет 5,3/10 · 368 = 195 МДж/ч.

Таким образом, экономический эффект составляет:

7600 ч/ год 195 МДж/ ч 4 евро/ ГДж = 7229 евро/ год

1000 0,82

Теплоизоляция паропроводов и конденсатопроводов (см. раздел 3.2.11) Пример

В результате обследования паровой системы на предприятии, где стоимость пара составляет 4,265 долл./ГДж, были выявлены неизолированные участки паропровода с давлением 10 бар (м): длиной 342 м и диаметром 25 мм, а также длиной 53 м и диаметром 50 мм. Кроме того, был выявлен неизолированный участок паропровода с давлением 1 бар (м) длиной 76 м и диаметром 100 мм. Согласно табл. 3.10 (раздел 3.2.11), потери тепла составляют:

25-мм участок: 342 м · 301 ГДж/год (на 30 м) = 102942 ГДж/г; 50-мм участок: 53 м · 506 ГДж/год (на 30 м) = 26 818 ГДж/г; 100-мм участок: 76 м · 438 ГДж/год (на 30 м) = 33 288 ГДж/г; общие потери тепла: (102942 + 26818 + 33288)/30 м = 5435 ГДж.

404

Таким образом, сокращение производственных затрат за счет установки теплоизоляции с эффективностью 90% составит:

0,90 · 4,265 долл./ГДж · 5435 ГДж/год = 20860 долл. = 23670 евро

(1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Использование съемных панелей для теплоизоляции клапанов и фитингов (см. раздел

3.2.11.1)

Используя данные табл. 3.11 (раздел 3.2.11.1), можно оценить экономию топлива и сокращение затрат за счет установки теплоизоляционной панели толщиной 25 мм на неизолированный 150-мм запорный клапан на паропроводе насыщенного пара с давлением 17,24 бар (м) и температурой 208ºC. Предполагая, что паропровод эксплуатируется постоянно, КПД котла составляет 80%, а стоимость топлива –4,265 долл./ГДж, получаем:

экономия топлива: 1751 Вт · 8760 ч/год · 1/0,80 · 3600 с/ч = 69,024 ГДж/год;

сокращение затрат: 69,024 ГДж/год · 4,265 долл./ГДж = 295 долл/год = 334,73 евро/год на один 150-мм клапан (1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Реализация программы контроля состояния конденсатоотводчиков и их ремонта (см. раздел

3.2.12)

Пример 1

Потери пара для конденсатоотводчика могут быть оценены при помощи следующей формулы:

где:

Lt,y – общие потери пара из конденсатоотводчика t за период времени y (в тоннах); FTt,y – показатель состояния конденсатоотводчика t в период времени y;

FSt,y – коэффициент загрузки конденсатоотводчика t в период времени y; CVt,y – коэффициент потока конденсатоотводчика t в период времени y; ht,y – время работы конденсатоотводчика t за период времени y (в часах); Pin,t – входное давление пара конденсатоотводчика t (атм);

Pout,t – выходное давление пара конденсатоотводчика t (атм). Показатель состояния конденсатоотводчика FTt,y определяется по таблице 7.11:

Таблица 7.11: Показатель состояния коненсатоотводчика для расчета потерь пара

Коэффициент загрузки учитывает взаимодействие между паром и конденсатом. Чем больше конденсата протекает через устройство, тем меньше пространства остается для пара. Величина коэффициента зависит от характера применения конденсатоотводчика, как показано в табл. 7.12:

Таблица 7.12: Коэффициент загрузки конденсатоотводчика для расчета потерь пара

405

Наконец, коэффициент потока определяется размером трубы:

CV = 3,43D²,

где D – внутренний диаметр трубы (см). Рассмотрим пример расчета потерь:

FTt,yr = 0,25;

FSt,yr = 0,9 – поскольку имеет место конденсация пара, и объемы конденсата соответствуют емкости конденсатоотводчика (см. табл. 7.12);

CVt,yr = 7,72;

D = 1,5 см;

ht,y = 6000 ч/год;

Pin,t = 16 атм;

Pout,t = 1 атм.

Таким образом, потери пара для данного конденсатоотводчика составляют до 1110 т пара в год.

Если стоимость пара для данной установки равна 15 евро/т, то в денежном выражении потери составляют 16650 евро/год.

Если имеют место не утечки, а потеря всего пара, поступающего в данный конденсатоотводчик, затраты могут достичь 66570 евро/год.

Подобные масштабы потерь легко оправдывают внедрение эффективной системы контроля и технического обслуживания, охватывающей все конденсатоотводчики предприятия.

Пример 2

На предприятии себестоимость пара составляет 9,92 долл./т. Конденсатоотводчик на паропроводе с давлением 10 бар (м) вышел из строя и постоянно находится в открытом состоянии. Диаметр отверстия составляет 3 мм. Согласно табл. 3.12 (раздел 3.2.12), примерная величина потерь пара составляет 34,4 кг/ч. В результате устранения неисправности может быть достигнут следующий экономический эффект:

34,4 кг/ч · 8760 ч/год · 9,92/1000 долл./кг = 2988 долл./год = EUR 3390,45 (1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Повторное использование выпара (см. раздел 3.2.14) Пример 1

Котлоагрегат и труба для отвода выпара имеют следующие характеристики:

•скорость выпара: 1.5 м/с;

•диаметр трубы выпара: 102 мм;

•время работы: 8000 ч/год;

•КПД котла: 82%;

•стоимость топлива: 4,265 долл./ГДж.

Установка конденсатора выпара позволит использовать энергию последнего для подогрева подпиточной воды котла, после чего конденсат также может быть возвращен в котел. При этом утилизация энергии происходит не только в форме подогрева воды, но и за счет возврата чистого дистиллированного конденсата, на подготовку которого не требуется дополнительной энергии.

406

Потенциал утилизации тепла за счет конденсации выпара

* В предположении непрерывного функционирования, температуры подпиточной воды 21ºC и температуры конденсата 38ºC

Таблица 7.13: Потенциал утилизации энергии за счет конденсации выпара для различных диаметров трубы и скоростей пара

Адаптировано из [123, US_DOE]

Как следует из табл. 7.15, в условиях данного примера объем энергосбережения составил бы 586 ГДж при непрерывной работе котла (8670 ч/год). При этом сокращение затрат на топливо составит:

экономия энергии топлива: 586 ГДж/год · 8000 ч/год/8760 ч/год · 1/0,82 = 652 ГДж/год потенциал снижения затрат: 652 ГДж/год · 4,265 долл./ГДж = 2781 долл./год = 3155,57 евро/год (1 долл. = 1,1347 евро, обменный курс на 1 января 2002 г.).

Следует отметить, что данная оценка относится к одной трубе выпара. Часто на предприятии имеется несколько таких труб, и общий экономический эффект может быть значительно большим. При экономической оценке должны быть учтены затраты на установку теплообменника, однако, согласно литературным источникам, для данного мероприятия характерен относительно небольшой период окупаемости.

В табл. 7.14 представлено количество пара, получаемого при выпаривании конденсата высокого давления, в зависимости от давления конденсата и пара.

Выпаривание конденсата высокого давления

Таблица 7.14: Доля пара, получаемого при выпаривании конденсата высокого давления в зависимости от давления пара и конденсата

Адаптировано из [123, US_DOE] Пример 2

На предприятии, где себестоимость пара составляет 4,265 долл./ГДж, производится насыщенный пар с давлением 10 бар (м), а затем часть этого пара дросселируется для получения пара с давлением 2 бар (м). В предположении непрерывного функционирования оценим экономический

407