CC BY
44
© Р.И. Пашкевич, Д.В. Дегилевич, В.А. Кудряшов, В.С. Лахтин, 2015
УЛК 697.341+697.343
Р.И. Пашкевич, Д.В. Дегилевич, В.А. Кудряшов, B.C. Дахтин
ПЕРСПЕКТИВНАЯ СХЕМА ТЕПДОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ ПЕТРОПАВДОВСК-КАМЧАТСКИЙ И ЕДИЗОВО НА БАЗЕ РЕСУРСОВ АВАЧИНСКОЙ ГЕОТЕРМАДЬНОЙ СИСТЕМЫ
Предложена схема геотермального теплоснабжения городов Петропавловск-Камчатский и Елизово, основные технические решения по добыче теплоносителя и подаче тепловой энергии потребителям. Ключевые слова: геотермальное теплоснабжение, технологическая схема, Авачинская геотермальная система.
V V елью статьи является краткое изложение технических решений по проекту перспективного геотермального теплоснабжения городов Петропавловск-Камчатский и Елизово, подробно рассмотренных в отчете НИГТЦ ДВО РАН «Исследование геотермальных ресурсов Авачинской группы вулканов, полуостров Камчатка, Камчатский край», 2015 [1].
Баланс тепловой энергии и мощности потребителей
Использовались фактические данные ПАО «Камчатскэнерго», обосновывающие материалы к схеме теплоснабжения Петропавловск-Камчатского городского округа до 2030 года, ВТИ, 2015, Москва, а также материалы с сайта www.admelizovo.ru.
Анализ баланса тепловой энергии и мощности потребителей показал рациональность выполнения строительства в три этапа (рис. 1-3):
1 этап (опытно-промышленный) — 250 Гкал/ч;
2 этап — 350 Гкал/ч;
3 этап — до полной мощности 1100 Гкал/ч.
Этапность проекта Авачинской геотермальной тепловой станции (АГТС) обосновывается экономическим расчетом. На первом этапе (рис. 1) происходит замещение тепловой мощности ТЭЦ-2 и присоединенной мощности ее потребителей. Этот
этап включает затраты на изыскания, проектирование, выдачу мощности и должен обеспечить стоимость 1 Гкал тепла не выше, чем стоимость Гкал в ПАО «Камчатскэнерго» со сроком окупаемости не более 15-ти лет. Остальные вводимые мощности на уже апробированной технологии опытно-промышленной АГТС будут давать тепловую энергию значительно меньшей стоимости и ожидаемый срок окупаемости будет снижаться. На втором этапе (рис. 2) происходит замещение тепловой мощности ТЭЦ-1. На третьем — котельной №1 (1-го и 4-го энергорайонов г. Петропавловска-Камчатского), а также г. Елизово. Мощности и нагрузки представлены на рис. 1-3.
Водные и энергетические ресурсы Потребность в водных ресурсах на тепловых сетях складывается из технологических потерь (Ут) подпиточной воды для тепловых сетей (Уп) и подпиточой воды для компенсации потерь добычи теплоносителя со скважин АГТС (Ус). Технологические потери теплоносителя включают количество воды на наполнение трубопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей, промывку, дезинфекцию, проведение регламентных испытаний трубопроводов и оборудования тепловых сетей. Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теп-
ТП1 "АГТС" 1100 Гкал/час.
лоснабжения.
Подпитка и заполнение водой тепловых сетей производится от существующей системы на ТЭЦ-2. Утилизация не требуется за отсутствием необходимости. При аварийных сбросах предполагается вывоз воды транспортом на полигоны отходов.
ТП2 " ТЭЦ2"
нагрузка Рис. 1. Схема сети. Этап 1
ТП2-250 Гкал/час
ТП1 "АГТС" 1100 Гкал/час.
Рис. 3. Схема сети. Этап 3
Таблица 1
Расчет потребности в воде*
Условный диаметр трубопровода, м Протяженность сети, м Объем сети, м3 Среднегодовая утечка теплоносителя, мз (У)
1 этап
1,40 47 080 72 437,29 181,09
2 этап
1,20 26 400 29 842,56 74,61
1,00 50 600 39 721,00 99,30
0,50 9 900 1 942,88 4,86
ВСЕГО 71 506,44 178,77
3 этап
0,50 25 300 4 965,13 12,41
ИТОГО 220 415,28 551,04
* Примечание: технологические потери принимаем одному объему тепловой сети Ут=220 415,28 м3/год.
Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления. Среднегодовая утечка теплоносителя (СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения. Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.
Расход подпиточной воды для компенсации утечек в зоне проницаемости при освоении тепловых ресурсов в варианте отбора тепловой энергии «сухих горных пород» в системе добычных и нагнетательных скважин АГТС принимается в размере 15 % (средняя величина утечек, установленная в производственных испытаниях на объектах Фентон-Хилл и др.) от часового расхода (в=13750 м3/ч): Ус=13750х0,15=2062,5 м3/ч.
Для возвратной закачки отработанного теплоносителя будут использоваться сетевые насосы СЭ 1250-140-11 (1250
м3/ч, 140 м, 630 кВт, 6 кВ) — 10 шт. с учетом резерва. Расход электроэнергии на закачку 5519 тыс. кВт-ч. В тепловой сети АГТС — ТЭЦ-2 будут использоваться сетевые насосы СЭ 1250-140-11 — 15 шт. с учетом резерва. Расход электроэнергии на перекачку 27594 тыс. кВт-ч.
Технические решения по добыче, передаче и утилизации теплоносителя
В рабочем варианте принята схема добычи теплоносителя в режиме самоизлива, или пар-лифта, в зависимости от полученных при разведке параметров, с созданием циркуляционной системы добычных и нагнетательных скважин. В случае отсутствия самоизлива принимается вариант использования тепловой энергии «сухих горных пород» с дополнительным созданием подземной проницаемой зоны.
Тепловая энергия теплоносителя, циркулирующего в системе скважин, преобразуется с использованием теплообменников тепловой станции (ТП) в тепловую энергию теплоносителя, циркулирующего в тепловых сетях, проложенных от АГТС до потребителей. Подсоединение нагрузок — по независимой схеме с учетом установленного существующего теплообменно-го оборудования.
Тепловая станция принята в виде автоматизированного теплового пункта, с количественно-качественным регулированием и 100 %-ным резервированием оборудования..
Тепловая технологическая схема использования ресурсов Авачинской-геотермальной системы
1 этап
От ТП1 до ТП2 нагрузка на теплообменное оборудование составляет 250 Гкал/ч, перепад высот между ТП составляет 600 м.
ТП1: тепломассообменное оборудование общей мощностью 1100 Гкал/ч, в первом контуре теплоноситель — агрессивная термальная вода 160°С, во втором — подготовленная вода 150-70°С (водоподготовка в ТП2, ТП4, ТП5). Высотный перепад между ТП1 и ТП2, ТП4, ТП5 составляет 600 м. Предусмотреть в ТП1 насосные группы на оба контура на нагрузку 1100 Гкал/ч. Греющий контур 160-80°С, нагреваемый — 155-75°С. Тип регулирования количественно-качественный.
ТП2: тепломассобменное оборудование мощность 250 Гкал/ч, греющий контур 155-75°С, нагреваемый контур 150-70°С. Предусмотреть насосную группу на второй контур. Тип регулирования количественно-качественный. Предусмотреть химводоотчистку на оба контура (закрытая система, вода питьевого качества).
2 этап
ТП1: Добавить в существующую схему тепломассобменное оборудование на 100 Гкал/ч.
ТП2: Греющий контур 155-75°С, нагреваемый 150-70°С, предусмотреть насосную группу на второй контур (100 Гкал/ч), перепад высот 100 м. Тип регулирования количественно-качественный. Предусмотреть химводоотчистку на второй контур (закрытая система, вода питьевого качества)
3 этап
ТП1: Добавить в существующую схему тепломассобменное оборудование на 750 Гкал/ч. В первом контуре ТП1 агрессивная термальная вода. Предусмотреть 50 % запас теплооб-менного и 100 % запас насосного оборудования.
ТП2: Греющий контур 155-75°С, нагреваемый контур 150-70°С. Предусмотреть насосную группу на второй контур (750 Гкал/ч), перепад высот 100 м. Тип регулирования качественно-количественный. Предусмотреть химводоотчистку на второй контур (закрытая система, вода питьевого качества).
Технические решения по схеме подачи тепловой энергии в города Петропавловск-Камчатский и Елизово
Этап 1
Проект разработан в соответствии с СП 124.13330.2012 «Тепловые сети», актуализированная редакция СНиП 41-022003. Расчетная температура наружного воздуха -18°С. Точка присоединения — АГТС. Теплоноситель — вода. Параметры теплоносителя — для теплоснабжения 150/70°С. Монтаж трубопроводов тепловых сетей осуществлять в соответствии с серией 4.904-66. Протяженность тепловой сети 21,4 км, диаметром Т1-01420х20, Т2-01420х20. Трубопроводы теплоснабжения монтировать из стальных электросварных прямошовных, термически обработанных труб группы «В» по ГОСТ 10705-80 (материал труб — сталь Вст3 сп5 ГОСТ 380-94) с дополнительным испытанием на изгиб по ГОСТ 3728-78 при подтвержде-
нии в сертификатах испытания труб гидравлическим давлением с предварительной изоляцией из пенополиуретана-ППУ толщиной 5п0д=100 мм 5обр=100 мм с покровным слоем из оцинкованного железа. В проекте приняты П-образные компенсаторы без предварительной растяжки. Предусмотрена надземная прокладка на низких опорах. Пробное давление для гидравлического испытания: трубопроводы теплоснабжения - 1,25 Рраб, но не менее 1,6 МПа. Монтаж трубопроводов теплосети осуществлять в соответствии с СП 74.13330.2012 Актуализированная редакция СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети».
Ёинейные потери давления укрупненно рассчитывались по формуле Дарси-Вейсбаха, коэффициент гидравлического трения, рассчитывался по формуле Шифринсона для квадратичной области сопротивления, эквивалентная шероховатость принималась равной 0,5 мм для тепловых сетей.
Расчетные линейные потери давления указаны на рис. 1-3.
Расчет величины ожидаемых тепловых потерь производился согласно СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» и СП 41-103-2000 «Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов».
Результаты расчетов сведены в табл. 2. Общие потери тепловой энергии по сети составляют 1,6 %.
Этап 2
Протяженность тепловой сети 11,5 км, диаметром Т1-0529х8, Т2-0529х8.
Этап 3
Протяженность тепловой сети диаметром Т1-01220х14, Т2-01220х14 от ТП (пост ГАИ ВАИ) до ответвления к котельной №1 12 км. Протяженность тепловой сети диаметром Т1-01020х11, Т2-01020х11 км от ответвления к котельной №1 до г. Елизово 23 км. Протяженность тепловой сети диаметром Т1-0529х8, Т2-0529х8 от ответвления к котельной №1 до г. Елизово 4,5 км (ответвление).
Варианты выдачи тепловой мощности с геотермального поля, увязка с существующими системами теплоснабжения
Рассматривались четыре варианта выдачи тепловой мощности и прокладки тепловых сетей от Авачинской тепловой геотермальной станции (АГТС).
Таблица 2
Результаты расчета тепловых потерь
№, п/п 0„, м Линейные потери, Вт/м Общие потери, Гкал/ч
1 этап
1 1420x20 191 4,1
2 1420x20 97 2,08
ВСЕГО 1 этап 6,18
2 этап
3 529x8 76,38 0,88
4 529x8 40,01 0,46
ВСЕГО 2 этап 1,34
3 этап
5 1220x14 161,3 1,94
6 1220x14 84,52 1,01
7 1020x11 142,5 3,28
8 1020x11 77,36 1,78
9 529x8 79,56 0,36
10 529x8 43,19 0,19
ВСЕГО 3 этап 8,56
ИТОГО 16,08
1. По схеме типа «звезда»: до ТЭЦ-2 + ТЭЦ-1, котельной №1, и г. Елизово.
2. По схеме типа двойная «звезда»: до ТЭЦ-2 и далее отдельными ветками до котельной №1 и ТЭЦ-1, а также отдельной веткой до г. Елизово.
3. До котельной №1 и далее до ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1, и до г. Елизово.
В качестве рабочего выбран четвертый вариант, рассмотренный выше и состоящий из 3-х этапов. Обоснование рабочего варианта выполнено исходя из следующих факторов:
1. Используется одна теплотрасса с применением существующего коридора коммуникаций, вдоль Радыгинской дороги до теплотрассы ТЭЦ-2 с врезкой в нее в районе поста ВАИ-ГАИ;
2. используется сложившаяся схема теплоснабжения г. Петропавловск-Камчатский, не происходит существенных изменений имеющихся тепловых сетей от ТЭЦ и котельных;
3. учитываются интересы ПАО «ГАЗПРОМ» — мощности ТЭЦ-1, 2 и котельной №1 используются до истощения запасов газа в до 2030 г. (ориентировочно);
4. решается поэтапное замещение выбывающего оборудования ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1 замещением выработки электроэнергии за счет ввода мощностей каскада Жупановских ГЭС (начиная с 2021 г.) и ввода мощностей на АГТС по графику, совмещающему увеличением мощности АГТС с выводом из эксплуатации оборудования ТЭЦ.
1. Пашкевич P.M. и др. Отчет о научно-исследовательской работе: «Исследование геотермальных ресурсов Авачинской группы вулканов, полуостров Камчатка, Камчатский край». Фонды НИГТЦ ДВО РАН, Петропавловск-Камчатский, 2015, в 3-х тт., 787 с. ЕШ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Пашкевич Роман Игнатьевич - доктор технических наук, директор, [email protected], Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской академии наук,
Дегилевич Денис Викторович - [email protected], Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской академии наук,
Кудряшов Владимир Алексеевич - кандидат технических наук, заместитель директора, [email protected], КГБУ «Региональный центр развития энергетики и энергосбережения»,
Лахтин Владимир Сергеевич - главный инженер, [email protected], КГБУ «Региональный центр развития энергетики и энергосбережения».
UDC 697.341+697.343
PERSPECTIVE SCHEME FOR HEAT SUPPLY OF PETROPAVLOVSK-KAMCHATSKY AND ELIZOVO ON BASIS OF GEOTHERMAL RESOURCES OF AVACHA GEOTHERMAL SYSTEM
Pashkevich R.I., Doctor of Technical Sciences, Director, [email protected], Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences, Russia,
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Degilevich D.V., [email protected], Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences, Russia,
Kudriashov V.A., Candidate of Technical Sciences, Vice director, [email protected], The Regional Centre of Energy Development and Energy Efficiency of Kamchatkiy region, Russia,
Lahtin V.S., Chief engineer, [email protected], The Regional Centre of Energy Development and Energy Efficiency of Kamchatkiy region, Russia.
The scheme of geothermal heating of Petropavlovsk-Kamchatsky and Yelizovo, basic technical solutions for heat carrier extraction and thermal energy supply for consumers are proposed.
Key words: geothermal heat supply, technological scheme, Avacha geothermal system. REFERENCES
1. Pashkevich R.I., i dr. Otchet o nauchno-issledovatelskoy rabote: «Issledovanie geo-termalnikh resursov Avachinskoy gruppi vulkanov, poluostrov Kamchatka, Kamchatskiy kray» (Report about scientifically-research work: «Investigation of geothermal resources of the Avachinsky group of volcanoes, Kamchatka Peninsula, Kamchatka Krai»). Fondy NIGTC DVO RAN, Petropavlovsk-Kamchatskiy, 2015, v 3-h tt., 787 p.
