Теплообменные аппараты ТТАИ
Сочетают в себе преимущества кожухотрубных и пластинчатых теплообменников без их недостатков.
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

Использование вторичных энергоресурсов в теплофикационных системах

К.т.н. М.М. Замалеев, доцент кафедры «ТГВ»;
д.т.н. В.И. Шарапов, профессор, заведующий кафедры «ТГВ»,
руководитель НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки»,
Ульяновский государственный технический университет (УлГТУ), г. Ульяновск

Введение

Особенностью отечественной энергетики является высокая степень централизации теплоснабжения. Основными источниками тепловой энергии являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), суммарная электрическая мощность которых составляет более 30% мощности электростанций страны. Вместе с тем работа отечественных теплофикационных систем сопряжена с рядом проблем, обусловленных повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов, изношенностью тепловых сетей и оборудования теплоисточников, недостаточностью инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий современным научно-техническим и экономическим требованиям.

Основными причинами снижения экономичности ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения являются, во-первых, существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, во-вторых, значительные потери при транспорте теплоносителей. Так, например, эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6-10% от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Тепловые потери в трубопроводах магистральных тепловых сетей составляют около 10-11% произведенной энергии, а суммарные потери с учетом распределенных сетей в отдельных случаях доходят до 30% [1]. Вместе с тем на большинстве действующих ТЭЦ и подключенных к ним системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности, связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов.

Сотрудниками НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ предложены новые технологические решения применения альтернативных источников энергии - мини-ГЭС на ТЭС и в тепловых сетях для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов.

Проект для системы транспорта тепловой энергии

Новая энергосберегающая технология совершенствования системы транспорта тепловой энергии предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в тепловых сетях филиала ОАО «Волжская ТГК» «Территориальное управление по теплоснабжению г. Ульяновска» (ТУТС г. Ульяновска) и предполагает применение мини-ГЭС для редуцирования давления сетевой воды в обратном трубопроводе на подкачивающих насосных станциях (ПНС) [2].

ПНС применяются во многих системах централизованного теплоснабжения городов России (в основном поволжского и центрального регионов) и предназначены для подачи теплоносителя от теплоисточника до потребителей в случае наличия значительных потерь давления в теплосети и невозможности обеспечения требуемого давления сетевой воды у потребителей только за счет сетевых насосов теплоисточников.

Например, в тепловых сетях г. Ульяновска имеется пять подкачивающих насосных станций - четыре на подающем трубопроводе (ПНС-1, 4, 5, 7) и одна на обратном (ПНС-6). В течение двух последних отопительных периодов работали только три насосные станции: ПНС-1, ПНС-5, ПНС-7, которые обеспечивали подачу теплоносителя в Ленинский район Ульяновска. Величина подъема теплоносителя составляет 65-85 м. В настоящее время на каждой из трех ПНС работают по одному сетевому насосу СЭ-1250-70. В летний период ГВС потребителей обеспечивается работой одной или двух насосных станций в зависимости от режима работы тепловых сетей: с закольцовкой или без закольцовки тепловых сетей Ленинского района. Режим без закольцовки реализуется двумя ПНС при проведении ремонтных работ на трубопроводах-перемычках.

ПНС

СН в работе Дата,

время

замера

Параметры со стороны ТЭЦ Напор

насоса,

кгс/см2

Ленинский район
P1.

кгс/см2

Р2.

кгс/см2

t1.

°С

t2

°С

Pi.

кгс/см2

P2.

кгс/см2

G1,

т/ч

G2.

т/ч

ПНС № 1 СН-4 18.04.11

8:00

5,8 1,5 69 47 13,7 8,5 5 300 990
СН-4 18.04.11

12:00

6 1,4 69 47 14 8,5 5 230 930
СН-4 18.04.11

18:00

5,8 1,4 69 47 13,7 8,5 5 250 1000
СН-4 Среднее

значение

5,9 1,4 69 47 13,8 8,5 5 260 973,3
ПНС

№5

СН-2 18.04.11

8:00

8 2,3 69 44 13 13 6,5 1130 990
СН-2 18.04.11

12:00

8,8 2,3 69 44 13,6 13 6,5 1140 1000
СН-2 18.04.11

18:00

8,8 2,2 69 44 13,5 13 6,5 1160 1000
СН-2 Среднее

значение

8,5 2,3 69 44 13,4 13 6,5 1143 996,7
ПНС

№7

СН-4 18.04.11

8:00

7,3 0,7 69 41 13,9 12,5 6 1115 255
СН-4 18.04.11

12:00

7,5 0,5 69 41 14,6 12,5 6 1195 255
СН-4 18.04.11

18:00

7,8 0,5 69 41 14,5 12,5 6 1185 275
СН-4 Среднее

значение

7,5 0,6 69 41 14,3 12,5 6 1165 261

В ходе обследования режимов работы насосных станций ТУТС г. Ульяновска проведены замеры параметров сетевой воды на входе и выходе ПНС, результаты которых представлены в табл. 1. В настоящее время на ПНС г. Ульяновска производится редуцирование избыточного давления сетевой воды в обратном трубопроводе в среднем с 50-65 м вод. ст. до 14-23 м вод. ст. за счет работы регулятора давления. Расход обратной сетевой воды составляет в среднем 900-1000 т/ч (для ПНС-1, 5). Таким образом, внедрение мини-ГЭС позволит обеспечить редуцирование давления обратной сетевой воды до требуемого уровня и одновременно выработку электроэнергии для собственных нужд (напряжением 0,4 кВ или 6,3 кВ). Возможность выработки электроэнергии напряжением 6,3 кВ позволит полностью использовать дополнительную мощность для привода высоковольтного сетевого насоса.

Предварительное технико-экономическое обоснование проведено для двух вариантов размещения гидроагрегата: на насосной станции № 5 и насосной станции № 1. Выбор данных насосных обоснован наибольшими расходами обратной сетевой воды. Проведенные расчеты показывают, что для условий работы насосной № 5 мощность мини-ГЭС составит 55,6 кВт, для насосной станции № 1 - 51,5 кВт. С учетом стоимости электроэнергии 3,2 руб./кВт.ч (по ценам 2011 г. для г. Ульяновска) и продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит:

■ для условий ПНС-5 - 1469 тыс руб.;

■ для условий ПНС-1 - 1361 тыс. руб.

В качестве основного оборудования мини- ГЭС предлагается установить гидроагрегат с диагональной гидротурбиной. Производство данного типа мини-ГЭС освоено в Российской Федерации. Энергоблок мини-ГЭС предназначен для выработки электроэнергии и состоит из диагональной гидравлической турбины и асинхронного двигателя, используемого в качестве генератора, размещенных на опорной раме. Гидротурбина состоит из статорной части, включающей в себя спиральную камеру и статор, и роторной части, включающей рабочее колесо, а вал и подшипниковый узел. Спиральная камера сварная, содержит входной патрубок с фланцем для присоединения затвора. Конструкцией рабочего колеса предусмотрена возможность установки лопастей на требуемый угол.

Для адаптации существующих диагональных гидравлических турбин для работы в условиях повышенной температуры воды (до 70 ОС) потребуется провести конструктивные изменения с заменой типовых резиновых уплотнений на термостойкие. Термостойкие резиновые уплотнения выпускаются промышленностью, поэтому проблем с заменой не возникнет. Ориентировочная стоимость работ по внедрению мини-ГЭС мощностью 50 - 100 кВт составляет 5650 тыс. руб. Для оценки инвестиционной привлекательности проекта проведен расчет следующих показателей экономичности: обычного и дисконтированного сроков окупаемости инвестиций, чистого дисконтированного дохода (NPV), внутренней нормы доходности (IRR). Так, для условий ПНС-5 г Ульяновска при ставке дисконтирования 15% NPV за 10 лет эксплуатации установки составит 5045,7 тыс. руб., IRR составит 18%, обычный срок окупаемости - 3,8 года, а дисконтированный - 5,3 года. Таким образом, при достаточно высокой ставке дисконта в 15% дисконтированный срок окупаемости проекта составляет чуть более 5 лет, что вполне приемлемо для проектов с альтернативными и возобновляемыми источниками энергии.

Проект для оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций

Известно, что тепловые электрические станции (ТЭС) потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин, обеспечиваемое техническим водоснабжением. Наиболее распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин: прямоточная (вода, взятая из реки, проходит через конденсаторы турбин, а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после ее охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах).

Разработанная технология предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в филиале ОАО «Волжская ТГК» «Ульяновская ТЭЦ-1» (УлТЭЦ-1) и предполагает применение мини- ГЭС для утилизации избыточного давления технической воды, сбрасываемой в приемный колодец после градирен.

Схема технического водоснабжения УлТЭЦ-1 оборотная с двумя башенными градирнями (ст. № 1, № 2). Градирня ст. № 1 – брызгального типа, выполнена по типовому проекту № 14410 с площадью орошения 3200 м2. Градирня ст. № 2 - пленочного типа с асбоцементным оросителем, выполнена по типовому проекту серии БГ-1600- 70-4 с площадью орошения 1600 м2. В циркуляционном приямке главного корпуса установлены четыре циркуляционных насоса типа 48-Д-22 (G=12500 т/ч; Р=23 м вод. ст.). Расчетная производительность градирни ст. № 1 по воде составляет 25000 т/ч, а градирни ст. № 2 - 12500 т/ч.

Система оборотного технического водоснабжения УлТЭЦ-1 работает следующим образом: техническая (циркуляционная) вода проходит через конденсаторы паровых турбин, отбирает тепло отработанного пара и поступает в сливные циркводоводы, из этих водоводов нагретая вода поступает в водораспределитель на градирни № 1, 2. Затем охлажденная в градирнях вода поступает из чаши градирен через самотечные каналы в приемный колодец циркуляционных насосов. Из приемного колодца по всасывающим трубопроводам вода поступает во всасывающие патрубки циркнасосов, после насосов - в напорные коллекторы и далее в конденсаторы паровых турбин.

При работе на номинальном режиме общий расход технической воды после двух градирен составляет 37500 т/ч. Фактическое среднегодовое значение расхода воды в оборотной системе Ульяновской ТЭЦ-1 за 2011 г. составило 25560 м3/ч, а перепад высот между уровнем воды в чаше градирен и в приемном колодце - не менее 2 м. Таким образом, при установке агрегата мини-ГЭС после градирен перед приемным колодцем возможна выработка 104,5 кВт дополнительной мощности без снижения надежности работы оборотной системы технического водоснабжения.

С учетом стоимости электрической энергии 3,2 руб./кВт*ч (2011 г.) и продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит 2761 тыс. руб. Генерируемая мини-ГЭС мощность может быть использована для частичной компенсации (до 10%) затрат электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Для оценки экономической целесообразности проекта с использованием мини-ГЭС на Ульяновской ТЭЦ-1 были использованы следующие показатели: обычный и дисконтированный сроки окупаемости капиталовложений, чистый дисконтированный доход (NPV), внутренняя норма доходности (IRR). Результаты расчета этих показателей представлены в табл. 2.

Таблица 2. Экономические показатели реализации проекта для оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения Ульяновской ТЭЦ-1.

Показатель Значения
Ставка дисконтирования, % 15
Инвестиции, тыс. руб. 8100
Чистый дисконтированный доход (NPV), тыс. руб. 10283,3
Внутренняя норма доходности (IRR), % 24
Срок окупаемости проекта, лет 3
Дисконтированный срок окупаемости, лет 4,6

Еще большее количество электроэнергии может быть выработано с использованием мини-ГЭС, установленных на сбросах воды прямоточных систем технического водоснабжения. Прямоточные схемы водоснабжения, как правило, применяются на наиболее крупных тепловых электростанциях, где расходы воды через конденсаторы паровых турбин измеряются сотнями тысяч тонн в час. Так, для ТЭС электрической мощностью 1500 МВт установка агрегатов мини-ГЭС на водосбросе прямоточной системы технического водоснабжения позволит выработать до 800 кВт дополнительной мощности за счет утилизации избыточного давления сбрасываемой воды. Поскольку с увеличением единичной мощности уменьшаются капитальные затраты на сооружение мини-ГЭС (на 10-15%), дисконтированный срок окупаемости предложенных технологий совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения ТЭС составит около 4 лет.

В качестве гидроагрегатов предлагается использовать освоенные в производстве S-образные гидротурбины. Особенностью данного типа гидравлических турбин является небольшой напор (от 2 до 10 м вод. ст.) и значительный расход воды, составляющий несколько десятков тысяч тонн в час.

Таким образом, реализация разработанных технологий с применением мини-ГЭС позволит повысить экономичность, надежность и экологичность централизованных систем теплоснабжения, включая тепловые электрические станции.

Выводы

1. На большинстве отечественных ТЭС и системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности, связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов.

2. Новым перспективным направлением энергосбережения, позволяющим существенно снизить затраты электроэнергии на транспорт теплоносителя, является применение альтернативного источника энергии - мини-ГЭС на подкачивающих насосных станциях централизованных систем теплоснабжения для редуцирования давления обратной сетевой воды.

3. Другим энергосберегающим решением, предназначенным для совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций, является использование установок мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической воды, сбрасываемой в приемные колодцы после градирен, а также в открытые водоемы прямоточных систем.

4. Применение предложенных технологий с использованием мини-ГЭС позволит улучшить экономичность и экологичность работы ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения благодаря организации выработки электроэнергии без сжигания органического топлива.

Литература

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. № 1715-р.

2. Замалеев М.М. Применение альтернативных источников энергии в теплотранспортных компаниях / М.М. Замалеев, В.И. Шарапов, А.А. Салихов и др. // Труды Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем», ЭНЕРГ0-2012. М.: Издательский дом МЭИ, 2012. С. 365-368.

М.М. Замалеев, В.И. Шарапов, Использование вторичных энергоресурсов в теплофикационных системах

Источник: Журнал "Новости теплоснабжения" №08 (168), 2014 г. , www.rosteplo.ru/nt/168

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

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

Похожие статьи: