УДК

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ РАСХОДОВ ТОПЛИВА, ЭМИССИИ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА И ПОЛУЧЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ИНВЕСТИЦИЙ

НА ПРИМЕРЕ ПРЕДПРИЯТИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

© , д-р эконом. наук; , д-р техн. наук; , канд. физ.-мат. наук; ; , канд. техн. наук;

ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента Ельцина». Россия, г. Екатеринбург. E-mail: *****@***ru

новотрубный завод». Россия, г. Екатеринбург

Статья поступила 13.09.2012 г.

Рассмотрены вопросы повышения эффективности нагревательных и термических промышленных печей с точки зрения экономии топлива, достигаемой различными методами модернизации.

Ключевые слова: парниковый газ; диоксид углерода; регенеративная горелка; тепловой КПД; экономический эффект; автоматизация.

В Свердловской области функционируют три трубных завода и ряд других металлургических, горнодобывающих и машиностроительных предприятий. Для получения готовых труб или проката заготовку необходимо нагреть до определенной температуры в нагревательных печах различных типов. На предприятиях имеются также термические печи для нагрева готовых изделий с целью придания им нужных свойств. Количество нагревательных и термических печей по всем заводам составляет несколько сотен.

Основное топливо для всех этих печей и установок – природный газ. При его полном сгорании образуется диоксид углерода (парниковый газ) [1]

MG = 3,667CPMF /100, (1)

где MG – масса образованного диоксида углерода при сгорании всего топлива, т/т продукции; 3,667 – коэффициент, который определяет массу образующегося диоксида углерода на единицу массы сгораемого углерода; CP – массовая доля содержания углерода в топливе,%; MF – масса сгоревшего природного газа, т/т продукции. Коэффициент 3,667 найден из уравнения полного окисления углерода, в этой связи в уравнение (1) входят массы газов, а не их объемы.

Природный газ различных месторождений имеет разный состав, что определяет различия в содержании углерода и удельной плотности газа. Для упрощения примерных расчетов предположим, что природный газ состоит из одного метана. По массе такой газ будет содержать 75% углерода и иметь удельную плотность 0,717 г/л. При таких допущениях можно воспользоваться несколько упрощенными зависимостями.

Объем VG образованного CO2 (м3/т продукции) при сжигании метана определяется по массе окисленного горючего вещества

, (2)

где 1855 – коэффициент объема газа, который задает объем образующегося газа на 1 т массы сгораемого топлива при CP = 100% и с учетом удельной плотности диоксида углерода 1,977 кг/м3: 3,667∙1000/1,977 = 1855; MF – масса сгоревшего метана, т/т продукции.

По заданному объему окисленного метана объем VG образованного CO2 (м3/т продукции) при сжигании метана, 1 м3 которого весит 0,000717 т, определяется из выражения (2) как

VG = 0,997VF, (3)

где 0,997– коэффициент объема газа, который задает объем образующегося диоксида углерода на единицу объема метана; VF – объем сгоревшего метана, м3/т продукции. Таким образом, 1000 м3 метана, полностью сгорая, образуют βэш = 997∙1,977 = 1971 кг или 1,977 т CO2 / тыс. м3. Природный газ содержит меньше углерода на 2-3%, по этой причине значение для него βэш < 1,997 (см. формулу (5)).

Помимо углеродсодержащих газов, образующихся при сгорании диоксида углерода, природный газ в исходном состоянии содержит доли процента собственно диоксида углерода. Для упрощения дальнейших расчетов пренебрегаем этим содержанием, иначе следует выбрать реальный состав природного газа, рассчитать содержание углерода в нем и его удельную плотность.

Как следует из приведенных формул, для снижения эмиссии CO2 нагревательными печами нужно уменьшать удельные расходы топлива. Известны различные методы экономии топлива. Здесь будет рассмотрен один из них – повышение теплового КПД, т. е. отношение полезно использованной теплоты к тепловой мощности печи. Для этого в современных нагревательных и термических печах применяют рекуператоры или регенераторы для нагрева отходящими газами сгорания поступающего в горелки воздуха.

По формуле [2] величина теплового КПД ητ зависит, естественно, от степени регенерации теплоты ηр

(4)

где ηп – КПД рабочего пространства печи (теплообменный КПД); ηпот' – коэффициент потерь в результате теплопроводности через ограждения и на аккумуляцию теплоты кладкой; ηпот" – коэффициент потерь при химическом и механическом недожоге топлива. Зависимость теплового КПД от теплообменного КПД (не учитывающего регенерацию теплоты) по формуле (4) графически представлена на рис. 1. Анализ показывает, например, что при ηп = 0,4 увеличение степени регенерации теплоты с ηр = 0 до ηр = 0,8 можно добиться повышения теплового КПД почти в два раза.

Устаревшие нагревательные печи иногда эксплуатируются без рекуператоров (при ηп = 0) с очень большими удельными расходами топлива. Большинство печей имеет рекуператоры керамические или из металлических труб. Из-за подсоса воздуха в дымовой канал температура дымовых газов перед металлическим рекуператором заметно снижается. В результате температура подогрева воздуха на выходе из рекуператора не превышает 300–400 °C, а часто и значительно меньше. Керамические рекуператоры негерметичны, имеют большие утечки воздуха, что нарушает процесс регулирования горения [3]. Экономия топлива с описанными рекуператорами составляет до 20% [2]. В настоящее время разработаны регенеративные горелки. Воздух в насадках таких горелок нагревается до 1000 °C и более. Экономия топлива с такими горелками составляет 55–65% и выше [2]. Находят применение также рекуперативные горелки [2], в которых подогрев воздуха доходит до 820 ° C. Экономия топлива при этом превышает 40%.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Меньший расход топлива приводит к сокращению эмиссии парникового газа (CO2). Для примера, в печи для нагрева заготовок под прокатку расходуется 50 м3 природного газа на 1 т заготовок. При содержании в природном газе 99% метана (в составе которого 75% углерода плотностью 0,717 кг/м3) можно принять массу расходуемого природного газа равной MSF = 50∙0,717 = 35,85 кг/т заготовок. В нем будет 26,8875 кг углерода. Тогда удельный коэффициент эмиссии нагревательной печи по углероду равен 26,8875∙3,667 = 98,5965 кг/т заготовок, или 49,87 м3/т заготовок, или 1971,93 кг CO2/1000 м3.

Рассмотрим и обобщим опыт ряда характерных примеров реконструкции теплотехнических агрегатов в современных условиях. Анализируется опыт внедрения в основном в Свердловской области горелочных устройств современных конструкций, оснащенных индивидуальными рекуператорами или даже регенераторами.

Отметим, что в современных условиях при реконструкции нагревательных и термических печей, других теплотехнических агрегатов горелочные устройства целесообразно заменять горелками новой конструкции. Горелки, как правило, снабжаются автоматическим розжигом, ультрафиолетовым обнаружителем пламени, индивидуальными регуляторами расхода газа и соотношения «газ – воздух». Кроме того, применяются скоростные горелки с импульсным режимом работы.

Проанализируем возможности применения рекуперативных горелок на примере нагревательных и термических печей одного из трубных заводов при снижении расхода топлива (природного газа) с 80 до 44 м3/т, т. е. на 45%. При этом годовой объем производства принят в размере 679,2 тыс. т продукции. Результаты такого расчета представлены в таблице.

Энергетические показатели экономии топлива и углеродных инвестиций при внедрении новых горелок и снижении расхода природного газа на 45%

№ п/п

Показатель

Расчетная формула

Значение

1

Удельный расход топлива (природного газа) в нагревательных печах без использования рекуперативных горелок, м3/т

–

50

2

Снижение удельного расхода топлива при использовании рекуперативных горелок, %

–

40%

3

Снижение удельного расхода топлива при использовании рекуперативных горелок, м3/т

п.3 = п.1×п.2

20

4

Объем производства на ПНТЗ, тыс. т/мес

–

56,6

5

Объем производства на ПНТЗ, тыс. т/год

п.5 = п.4×·12

679,2

6

Экономия топлива на ПНТЗ от внедрения мероприятия, тыс. м3/год

–

13 584

7

Коэффициент эмиссии для природного газа (при Qн = 8000 ккал/м3), т СО2/тыс. м3

–

1,879

8

Сокращение выбросов ПГ т СО2/год

–

25 525

Экономические показатели проекта без учета углеродных инвестиций

9

Стоимость горелки, тыс. руб.

500

10

Количество горелок

1500

11

Затраты на горелки, тыс. руб.

750 000

12

Общие затраты на проект, тыс. руб.

п.12 = п.11×1,5

1 125 000

13

Цена на природный газ (р-н Первоуральска), тыс. руб./тыс. м3

–

3,80

14

Экономия средств за счет топливной оставляющей, тыс. руб/год

п.14 = п.6×п.13

51 614

15

Недисконтированный срок окупаемости, лет

п.15 = п.12/п.14

21,797

Экономические показатели проекта с учетом углеродных инвестиций

16

Общие затраты на проект, тыс. руб.

п.12 = п.11×1,5

1 125 000

17

Экономия средств за счет экономии топлива, тыс. руб/год

п.14 = п.6×п.13

51 614

18

Цена ЕСВ на европейском рынке, евро/т СО2

–

7,000

19

Цена ЕСВ на европейском рынке, руб/т СО2

–

280

20

Доход от продажи сокращений выбросов по проекту совместного осуществления, тыс. руб/год

п.20 = п.19×п.8

7147

21

Общий годовой доход по проекту, тыс. руб/год

п.21 = п.20 + п.17

58 761

22

Недисконтированный срок окупаемости, лет

п.22 = п.17/п.21

19,145

При этом получено, что относительно экономии средств от сокращения потребления природного газа относительная величина углеродных инвестиций составляет 7147/51 614·100% = 14%.

Расчет позволяет также в общем случае оценить соотношение экономического эффекта от снижения расхода природного газа и размера углеродных инвестиций γин по формуле

γин = ССО2·βэш / Спр. г, (5)

где – величина удельных углеродных инвестиций, руб/т CO2; Спр. г – цена природного газа, руб/1000 м3; βэш= 1,879 т СО2 /тыс. м3 – коэффициент эмиссии CO2 для природного газа.

Так, при цене природного газа в России 3,8 тыс. руб/тыс. м3, величине удельных углеродных инвестиций 9 долл. (270 руб.) США/т CO2 и для βэш = 1,879 т СО2 /тыс. м3 величина относительных углеродных инвестиций γин равна

γин = 270·1,879/ 3800 = 0,1335 руб. СО2/руб. пр. г., ,

т. е. также приближается к 14%.

Как видно из таблицы, при стоимости горелочного устройства 200 тыс. руб. и потребности предприятия в таких горелках 5000 шт. при указанной экономии топлива экономический эффект обеспечивает очень высокий (~19 лет) недисконтированный срок окупаемости.

Следует, конечно, отметить, что в России до сих пор существуют дотационные цены на природный газ, в данных расчетах приняты на уровне 3800 руб. (120 долл. США)/1000 м3. Если учесть значительно более высокие цены на мировом рынке (вплоть до 350 долл. США/1000 м3), то получаемая в России экономия за счет снижения расхода природного газа могла быть в 2–3 раза больше, при соответствующем снижении срока окупаемости капитальных затрат и росте возможностей дополнительных инвестиций (горелки, теплообменные аппараты, автоматика, огнеупоры, новые схемы технологий и конструкций), т. е. на приемлемом уровне порядка 4–6 лет.

Приведенный расчет показывает, что своего рода «стандартные» методы применения горелочных устройств новых конструкций с экономией природного газа в пределах даже 40–50% в условиях современной России дают сравнительно слабый экономический эффект.

Однако рассмотрение передового опыта реконструкции ряда предприятий раскрывает совершенно другие возможности экономии топлива и соответствующего получения углеродных инвестиций. В этих случаях при сопутствующих дополнительных эффектах (как правило, при модернизации печей), в том числе и при использовании новых горелочных устройств – увеличение производительности, снижение производственного брака, модернизация печного оборудования, включая горелочные устройства, приводит к существенным экономическим эффектам, что и подтверждает, например, опыт ПНТЗ при реконструкции ряда нагревательных и термических печей.

Практика показывает, что, если в результате модернизации нагревательных и термических печей с установкой новых автоматизированных горелочных устройств удается существенно (в два и более раз) снизить расходы природного газа, то даже при российской стоимости природного газа достижимый экономический эффект приводит к срокам окупаемости 2–3 года.

Существенный опыт в этом плане накоплен, в частности, НИЦ энергосбережения и автоматизации при ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента Ельцина» в содружестве с НПП «Газинжиниринг». При этом, как отмечалось, в некоторых случаях модернизация нагревательных и термических печей сопровождается не только простой сменой горелочных устройств, но и рядом других эффективных в технологическом и теплотехническом планах мероприятий. При этом достигается гораздо более значительная (в разы) экономия топлива.

Например, на одном из отечественных заводов при модернизации термической камерной печи с выкатным подом для термообработки трубной заготовки и установке 12 скоростных импульсных горелок наряду с другими мероприятиями (режимы термообработки, автоматизация точности нагрева) удалось снизить расход природного газа со 146 до 81 кг у. т./т, т. е. в 1,8 раза [4]. При этом снижение расхода природного газа (δпр. г) при теплоте его сгорания Qнр = 8500 ккал/м3 составляет δпр. г = (65·7000)/8500 = 53,5 м3/т. Это обеспечивает снижение эмиссии CO2 на = 1,879·53,5 = 100,52 т/т и достаточно значительные углеродные инвестиции Δинв = 270·100,52 = 27 142,2 руб/т.

В другом примере модернизация термической печи на одном из отечественных заводов сопровождалась заменой 35 горелочных блоков – радиальных тупиковых труб с керамическим рекуператором (подогрев воздуха до 600 ° C). При стоимости блоков 400 тыс. руб. капитальные затраты составили 35·400 = 14 000 тыс. руб. В то же время было достигнуто снижение расхода топлива в 2,5–3 раза и экономия от этого снижения составила Эт = 6 млн. руб. Таким образом, срок окупаемости самих горелочных блоков составил 2,33 года. Общие затраты на модернизацию печи составили 125 млн руб., но при этом был получен общий экономический эффект 61,6 млн руб. (снижение расхода газа, точность нагрева 2–3 °C, нулевой брак, повышение качества продукции с соответствующим ростом ее цены). Таким образом, общий экономический эффект позволил получить приблизительно аналогичный срок окупаемости 2,03 года. Принимая γин = 0,1335 руб/руб., дополнительно получаем величину углеродных инвестиций Эуг = γин·Эт = 0,1335·6 = 0,801 млн руб., т. е. годовой доход от экономии топлива дополнительно увеличивается на 13,35%.

Применение в этих же работах новых систем отопления – прямого газового нагрева (ПГН) вентиляционного воздуха [5], в частности в шахтах глубокого залегания, обеспечивает существенную экономию природного газа по сравнению с нагревом вентиляционного воздуха в калориферах с паровым нагревом. Так, опыт использования ПГН в шахте, в которой до этого нагрев воздуха в калорифере производился паром от котельной, позволил снизить расход газа в три раза и получить экономию газа около 2000 м3/ч. При работе установки ПГН в отопительный сезон в течение 1500 ч экономия природного газа составляет 2000·1500 = 3 000 000 м3/год. Это обеспечивает снижение δСО2 = 1,879·3 = 5,637 млн т/год. При стоимости природного газа 3,8 руб/м3 экономический эффект составляет 3·3,8 = 11,4 млн руб/год. Капитальные затраты составили 35 млн. руб., срок окупаемости 3,07 года. Величина углеродных инвестиций Δинв составит:

Δинв = Эт·γин = 11,4·0,1335 = 1,522 млн руб./год.

Приведем соответствующие примеры по данным других организаций. Так, при установке 44 рекуперативных горелок ReKumat M250 фирмы WS GmbH на термических печах в (г. Челябинск) расход газа по сравнению с работой горелок ГНП был снижен в 3,1 раза. При цене газа 3,25 руб/м3 только за счет экономии газа при стоимости горелки 302 тыс. руб. срок окупаемости не превышает 2,17 года [6]. Годовой экономический эффект Эт составил 0,725 млн руб., соответственно объем углеродных инвестиций Эуг = γин·Эт = 0,1335·0,725 = 0,097 млн руб.

Опыт использования рекуперативных горелок фирм Kromschröder и WS представляет «Уралтермокомплекс» [7]. Приводятся данные о снижении расхода топлива при установке рекуперативных горелок Ecomax фирмы Kromschröder на термической печи с выкатным подом в 1,5–1,6 раза, что дает и соответствующее снижение эмиссии CO2.

Среди отечественных разработок следует упомянуть автоматическую скоростную горелку ГСС ТЕСКА. Отмечается, что стоимость этих горелок в 2–2,5 раза ниже по сравнению с зарубежными аналогами [8]. При этом достигается экономия топлива до 30%, что, как показали предыдущие расчеты, само по себе не дает значительного экономического эффекта при существующей в России цене природного газа. Однако при внедрении этих горелок, как и в предыдущих примерах, на целом ряде машиностроительных и металлургических предприятий (в основном Свердловской и Челябинской областей) отмечены увеличение производительности, повышение качества нагрева, значительное снижение вредных выбросов, что, как правило, дает существенный экономический эффект.

Следует отметить также уникальный опыт использования регенеративных горелок конструкции ВНИИМТ1 на нагревательной печи [2, 9]. Регенераторы выполнены в виде компактных засыпных насадок с объемом одной насадки 0,232 м3. Подогрев воздуха обеспечивается до 1050 °C. Расход природного газа при этом снизился с 650 до 320 м3/ч. Проведем пересчет экономического эффекта при экономии природного газа 330 м3/ч для современных условий при цене природного газа 3,25 руб/м3. При этом годовая экономия составит 7,72 млн руб. При цене горелок 200 тыс. руб. условный срок окупаемости без учета других затрат на модернизацию печи составляет рекордную цифру 0,2/3,25 = 0,062 года. Такая экономия топлива обеспечивает снижение эмиссии CO2 δСО2 = 1,879·7,72 = 14,51 млн т/год и получение углеродных инвестиций Δинв = 0,1335·14,51 = 1,936 млн руб/год.[1]

В мировой практике продолжаются усилия по дальнейшему совершенствованию методов и способов использования природного газа в теплотехнических установках, при этом неизменно обращается внимание на необходимость снижения как вредных выбросов, так и парниковых газов. Примером в этом плане является разработка Институтом технологий газа США термохимических рекуператоров, которые могут также комбинироваться с работающими по циклу Майсоченко элементами. Такие рекуператоры разделяют природный газ на два горючих газа – водород и оксид углерода и одновременно осуществляют рекуперацию теплоты продуктов сгорания, увеличивая тепловой КПД [8].

Как известно, при снижении расхода топлива имеется тенденция и к соответствующему снижению вредных выбросов [2]. Рассмотренные в данной работе соотношения экономии топлива и капитальных затрат с учетом углеродных инвестиций позволяют вернуться к рассмотрению обобщенного критерия оптимизации I при модернизации, в которой оценивается оптимальное значение прямого теплообменного КПД (ηи) при минимальном значении I = Iopt [3]. В этом случае к известному критерию I, представляющему сумму затрат на топливо B, плату за вредные выбросы Э за минусом капитальных затрат К, добавляется снижение платы за выбросы парникового газа ПГ (при этом растут углеродные инвестиции). Очевидно, что оптимальное значение ηи получается с некоторым сдвигом в сторону бóльших значений ηи с учетом величины γин (см. соотношение (4)), которое, в частности, равно γин = 13÷14% по отношению к экономии природного газа (рис. 2). Соотношение ηп и ηи определяется формулами

ηп = θ·ηи; ηи = ηп/θ,

где θ – относительный параметр начального подогрева:

θ = (Т2' – Т1')/(Т2' – Т0),

где Т2', Т1'– начальная температура продуктов сгорания и подогреваемого материала, Т0 – температура окружающей среды.

Вывод. Проведенный анализ современных методов модернизации нагревательных и термических печей, включая применение рекуперативных и регенеративных горелочных устройств, подтверждает высокую эффективность их использования при существенной экономии топлива, снижении вредных выбросов и получение «углеродных» инвестиций на предприятиях.

Библиографический список

1. , , Разработка графов эмиссии диоксида углерода металлургическими предприятиями // Металлург. 2012. № 12. С. 23–26.

2. , , Топливо. Рациональное сжигание, управление и технологическое использование: Спр. изд. в 3-х кн. Кн. 1 / Под ред. . М. : Теплотехник, 20с.

3. Губинский В. И. Нагревательные печи металлургии – сегодня и завтра // Теория и практика металлургии. 2004. № 6. С. 56–60.

4. , , и др. Современные подходы к методам предпроектных модельных исследований при создании промышленных печей и агрегатов XXI века: Тр. III Междунар. конгр. «Пече-трубостроение: тепловые расчеты, конструкции, автоматизация и экология» / Под ред. . Екатеринбург : Инженерная мысль, 2008. С. 6–23.

5. , , Хрестоматия энергосбережения. Спр. изд. в 2-х кн. Кн. 2 / Под ред. . М. : Теплотехник, 20с.

6. , , Опыт применения горелок WS в нагревательных и термических печах // Оборудование. 2009. № 1. С. 14–16.

7. , , и др. Применение современных топливосжигающих устройств в нагревательных печах: Тр. III Междунар. конгр. «Пече-трубостроение: тепловые расчеты, конструкции, автоматизация и экология» / Под ред. . Екатеринбург : Инженерная мысль, 2008. С. 152–159.

8. Технология интенсивного нагрева ТЕСКА. Автоматические многофункциональные горелки ГСС ТЕСКА: Тр. II Междунар. конгр. «Пече-трубостроение: тепловые расчеты, конструкции, автоматизация и экология» / Под ред. . Екатеринбург : Уральский университет, Инженерная мысль, 2006. С. 298–300.

9. , , Опыт ВНИИМТ в разработке регенеративных систем отопления для металлургических агрегатов // Сталь. 2000. № 7. С. 84–89.

10. Maisotsenko V., Gillan L., and Kozlov A. The Maisotsenko Cycle for Power Generation, Waste Energy Recovery, and Water Reclamation. Clean Energy Supercluster Forum. Engines and Energy Conversion Laboratory (Colorado State University). IDALEX-GTI. Oct. 25, 2010. P. 1–41.

© Anufriev V. P., Dr. Sc. (Econ.); Lisienko V. G., Dr. Sc. (Eng.) ; Kuligin A. P., Cand. Sc. (Phys. and Mathem.); Lapteva A. V.; Chesnokov Yu. N., Cand. Sc. (Eng.); Malikov Yu. K.; Ryzhova T. P.

Problems of efficiency increase of heating and thermal industrial furnaces from the point of view of the fuel economy reached by various methods of modernization are considered.

Keywords: greenhouse gas; carbon dioxide; regenerative burner; heat efficiency; economic effect; automation.

Подрисуночные

Рис. 1. Характер зависимости ηт от ηп при разной степени регенерации тепла ηр (условно величины ηп и ηр приняты независимыми, ηпот' = ηпjn' = 0

ηт

ηп

ηр = 0,8

Рис. 2. Зависимость критерия оптимизации I при снижении расхода топлива от прямого теплообменного КПД ηп: B – затраты на топливо; Э – плата за вредные выбросы; ПГ – плата за выбросы парникового газа; К – капитальные затраты;
I – сумма затрат: топливо, плата за вредные выбросы, плата за выбросы парникового газа, капитальные затраты

В этом рис. букву Т заменили на букву B.

[1] . Личное сообщение