Стоимость тысячи кубометров природного газа достигла $250 и это еще далеко не предел. Чем выше цена природного газа на внешнем рынке, тем более бережным должно быть отношение к нему на внутреннем, российском рынке, где пока еще цены по сравнению с западными относительно низкие. Ценная особенность природного газа — наличие в нем большого количества водорода, при сжигании которого образуются пары воды. Так, при сжигании 1 м3 природного газа образуется 1,5 кг воды. Количество паров воды в продуктах сгорания превышает 20%. За счет такого количества влаги высшая теплота сгорания природного газа на 11% выше низшей теплоты сгорания. В настоящее время это тепло действующие традиционные газовые установки недополучают. Причина этого — неправильный подход к контролю его использования, отсутствие стимулирующих факторов для экономного расходования газа и трудности, связанные с оснащением газоиспользующих установок устройствами, позволяющими эффективно вырабатывать вторичное тепло из продуктов сгорания. В качестве стимулирующего экономию фактора необходимо внедрить на практике цены, при которых стоимость газа будет понижаться в зависимости от повышения КПД газоиспользующих агрегатов. На мой взгляд, государственный контроль необходим, например, инспекторы будут определять рабочий КПД установок и, исходя из этого, назначать цену на израсходованный природный газ. При этом они не в коем случае не должны решать, каким оборудованием и автоматикой оснащать котельную или газоиспользующий агрегат. Существующие методы контроля позволяют по замерам температуры и анализа проб уходящих продуктов сгорания с точностью до сотых долей процента определить КПД работающего газового котла. Работу инспектора всегда можно проверить, чем исключить возможность получения им взяток. Хозяин (клиент) по своему усмотрению может устанавливать любое эффективное оборудование, использовать любые технологические схемы. Важен конечный результат— КПД котельной или газоиспользующей установки. Сейчас уровень использования основного тепла в технологических установках и в основных потребителях котельных при использовании современного оборудования составляет 92–93%.Эксплуатационный коэффициент полезного действия мощных котельных с котлами КВ-ГМ, ПТВМ,ДКВР, ДЕ и др не превышает 90%,КПД мелких котельных, оснащенных старым оборудованием (которых в стране еще очень много), как правило, ниже 85%. Сейчас получать экономию топлива за счет оптимизации процессов сжигания в агрегатах, работающих на природном газе, практически невозможно. Процессы горения и конструкции котлов оптимизированы,и значение КПД, который они выдают, — их предельно возможный максимум. Дальнейшее его повышение требует резкого увеличения затрат и габаритов оборудования. Существует решение, благодаря которому возможно резко повысить КПД газоиспользующих установок за счет внедрения новых технологических процессов. В основном это установки, позволяющие получать от продуктов сгорания природного газа вторичное тепло. При получении вторичного тепла природного газа в основном используют два вида агрегатов. Это теплообменники отходящих газов, устанавливаемые за газоиспользующими агрегатами, внутри которых происходит нагрев воды за счет дальнейшего охлаждения продуктов сгорания. Другой вид оборудования для получения вторичного тепла— это контактные теплообменные аппараты. В них нагрев воды осуществляется при непосредственном контакте ее с нагретыми продуктами сгорания, выходящими из газоиспользующих агрегатов (котлов). Нагретая в контактном теплообменнике вода поступает в обычный (желательно разборный пластинчатый), где отдает полученное тепло на нагрев горячей воды. На российском рынке целый ряд зарубежных фирм (наиболее популярны бренды Германии, Италии, Франции, Финляндии) представляют, так называемые, конденсатные котлы. Принцип работы такого борудования основан на конденсации влаги из продуктов сгорания природного газа. Цена таких котлов высока и недоступна для широкого использования на российском рынке. Конденсатные котлы и теплообменники могут быть использованы в качестве аппаратов для первоначального нагрева обратной сетевой воды, поступающей в котельную из теплосети. Обычно температура возвращаемой из теплосети воды выше 54°С,и желательный эффект получения вторичного тепла возможен только в переходные периоды весной и осенью, и то в ограниченных количествах. Возможно использование конденсатных теплообменников для прямого нагрева сырой воды на нужды горячего водоснабжения. Но на нашей неочищенной воде они быстро зарастают грязью и накипью. Конструкция многих таких котлов не предусматривает разборку, что создает трудности по их очистке. Контактному теплообмену в России пришлось пережить трудные времена, когда при безответственном отношении масса средств, израсходованных на производство установок утилизации, была потрачена впустую. Рабочих установок контактного теплообмена на газоиспользующих агрегатах нет. Производимые аппараты были изготовлены из обычных сталей и разрушались в самом начале их эксплуатации. Проблемы в комплексе не решались. Газовые тракты и дымовые трубы оказывались незащищенными от вредного воздействия конденсата и при эксплуатации также разрушались. Это была чистой воды «показуха», установки утилизации продолжали строить для демонстрации инспектирующим органам. Два года назад российскими специалистами была разработана установка контактного теплообмена, на которой удалось достичь реально обнадеживающих результатов. Температура продуктов сгорания на выходе из контактного теплообменника составляла 25–30°С, а КПД котла достиг 97% по высшей теплоте сгорания топлива. Затраты на изготовление и монтаж таких установок окупаются в течение 0,5–1 года. Но, как и во времена развитого социализма, данная установка заброшена и не эксплуатируется.