CC BY
19
УДК 621.311.22
Утилизация бросового потенциала вторичных энергоресурсов на ТЭС и в тепловых сетях
М. М. Замалеев,
Инжиниринговый центр УлГТУ, директор, кандидат технических наук, доцент кафедры «Теплогазоснабжение и вентиляция»
В. И. Шарапов,
научно-исследовательская лаборатория «Теплоэнергетические системы и установки», руководитель, заведующий кафедрой «Теплогазоснабжение и вентиляция» УлГТУ, доктор технических наук, профессор, заслуженный изобретатель РФ
А. А. Салихов,
кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция» УлГТУ, аспирант И. В. Япаров,
кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция» УлГТУ, аспирант
Представлен ряд оригинальных технологий, позволяющих существенно снизить затраты электроэнергии на транспорт теплоносителя. Расчёт экономической эффективности от внедрения предлагаемых решений произведён для Ульяновской ТЭЦ-1 и системы теплоснабжения г. Ульяновска.
Ключевые слова: теплоэлектроцентраль, система теплоснабжения, мини-ГЭС, тепловые сети, утилизация вторичных энергоресурсов.
Высокая степень централизации теплоснабжения - особенность отечественной энергетики. Основными источниками теплоты являются теплоэлектроцентрали, суммарная электрическая мощность которых составляет более 30 % мощности электростанций страны.
Основными причинами снижения экономичности ТЭЦ и подключённых к ним систем теплоснабжения становятся существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении и значительные потери при транспорте теплоносителя. 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 % произведённой энергии, а суммарные потери с учётом распределённых сетей в отдельных случаях доходят до 30 % [1].
Вместе с тем, на большинстве действующих ТЭЦ и в подключённых к ним системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности, связанные с утилизацией бросового потенциала вторичных энергоресурсов. Сотрудниками научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ для этой цели предложены новые технологические решения применения мини-ГЭС на ТЭС и в тепловых сетях.
Энергосберегающая технология совершенствования 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 в г. Ульяновск» (ТУТС г. Ульяновска) и предполагает применение мини-ГЭС для редуцирования давления сетевой воды в обратном трубопроводе на подкачивающих насосных станциях [2].
Подкачивающие насосные станции (ПНС) применяются во многих системах централизованного теплоснабжения городов России 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 счёт сетевых насосов теплоисточников. 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 и ПНС № 7, которые обеспечивали подачу теплоносителя в Ленинский район г. Ульяновска. В настоящее время на каждой из трёх ПНС работает по одному сетевому насосу СЭ-1250-70. В летний период горячее водоснабжение 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 заколь-цовки реализуется двумя ПНС при проведении ремонтных работ на трубопроводах-перемычках.
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 счёт работы регулятора давления. Расход обратной сетевой воды составляет в среднем 900-1000 т/ч (для ПНС № 1 и № 5). Таким образом, внедрение мини-ГЭС позволит обеспечить редуцирование давления обратной сетевой воды до требуемого уровня и одновременно выработку электроэнергии для собственных нужд (0,4 кВ или 6,3 кВ). Возможность выработки электроэнергии напряжением 6,3 кВ позволит полностью использовать дополнительную мощность для привода высоковольтного сетевого насоса.
ской турбины и асинхронного двигателя, используемого в качестве генератора, размещённых на опорной раме. Гидротурбина состоит из статорной части, включающей в себя спиральную камеру и статор, и роторной части, включающей рабочее колесо, вал и подшипниковый узел. Спиральная камера - сварная, содержит входной патрубок с фланцем для присоединения затвора. Спиральная камера снабжена тремя опорами для установки на раму или фундаментные плиты. Статор турбины состоит из верхнего и нижнего поясов, соединённых между собой 8 профилированными колоннами. Рабочее колесо имеет 9 лопастей. Конструкцией предусмотрена возможность установки лопастей на требуемый угол.
Для адаптации существующих диагональных гидравлических турбин для работы в условиях повы-
Таблица 1
Результаты замеров параметров сетевой воды на насосных станциях
ПНС Сетевой насос в работе Дата, время замера Параметры со стороны ГЭЦ Напор насоса, кг/см2 Ленинский район
^ 2 кгс/см2 Р2, , кгс/см2 гь °С tг, °С Р/1, 2 кгс/см2 Р2, кгс/см2 &1, т/ч т/4
ПНС № 1 СН-4 18.04.11, 8:00 5,8 1,5 69 47 13,7 8,5 5,0 300 990
СН-4 18.04.11, 12:00 6,0 1,4 69 47 14,0 8,5 5,0 230 930
СН-4 18.04.11, 18:00 5,8 1,4 69 47 13,7 8,5 5,0 250 1000
СН-4 Среднее значение 5,9 1,4 69 47 13,8 8,5 5,0 260 973,3
ПНС № 5 СН-2 18.04.2011, 8:00 8,0 2,3 69 44 13,0 13,0 6,5 1130 990,0
СН-2 18.04.2011, 12:00 8,8 2,3 69 44 13,6 13,0 6,5 1140 1000
СН-2 18.04.2011, 18:00 8,8 2,2 69 44 13,5 13,0 6,5 1160 1000
СН-2 Среднее значение 8,5 2,3 69 44 13,4 13,0 6,5 1143 996,7
ПНС № 7 СН-4 18.04.2011, 8:00 7,3 0,7 69 41 13,9 12,5 6,0 1115 255
СН-4 18.04.2011, 12:00 7,5 0,5 69 41 14,6 12,5 6,0 1195 255
СН-4 18.04.2011, 18:00 7,8 0,5 69 41 14,5 12,5 6,0 1185 275
СН-4 Среднее значение 7,5 0,6 69 41 14,3 12,5 6,0 1165 261
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. Проведённые расчёты показывают, что для условий работы ПНС № 5 мощность мини-ГЭС составит 55,6 кВт, для насосной станции № 1 - 51,5 кВт.
С учётом стоимости электроэнергии 3,2 руб./кВт-ч и продолжительности работы гидроагрегата в году (п = 8256 ч) экономический эффект составит:
- для условий ПНС № 5 - 1 468 908 руб.;
- для условий ПНС № 1 - 1 360 589 руб.
В качестве основного оборудования мини-ГЭС предлагается установить гидроагрегат с диагональной гидротурбиной (рис. 1). Производство данного типа мини-ГЭС хорошо освоено в Российской Федерации. Энергоблок мини-ГЭС предназначен для выработки электроэнергии и состоит из диагональной гидравличе-
шенной температуры воды (до 70 °С) потребуется провести конструктивные изменения с заменой
Рис. 1. Фотоиллюстрация гидроагрегата с диагональной гидротурбиной
типовых резиновых уплотнении 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 расчёт 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 5 045,7 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.
Энергосберегающая технология для систем технического водоснабжения тепловых электрических станций
Известно, что тепловые электрические станции потребляют значительное количество воды, 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 её 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 циркнасоса типа 48-Д-22 (G = 12 500 т/ч; Р = 23 м вод. ст.). Расчётная произво-
дительность градирни ст. № 1 по воде составляет 25 000 т/ч, а градирни ст. № 2 - 12 500 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 циркводоводов нагретая вода поступает в водораспределитель градирни № 1, 2. Затем охлаждённая в градирнях вода поступает из чаши градирен через самотечные каналы в приемный колодец циркуляционных насосов. Из приёмного 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 37 500 т/ч. Фактическое среднегодовое значение расхода воды в оборотной системе Ульяновской ТЭЦ-1 за 2011 год составило 25 560 м3/ч, а перепад высот между уровнем воды в чаше градирен и в приёмном колодце - не менее 2 м. Таким образом, при установке агрегата мини-ГЭС после градирен перед приёмным колодцем возможна выработка 104,5 кВт дополнительной мощности без снижения надёжности работы оборотной системы технического водоснабжения. С учётом стоимости электроэнергии 3,2 руб./кВт-ч (по ценам 2011 года) и продолжительности работы гидроагрегата в году (n = 8256 ч) экономический эффект составит 2 760 806 руб.
Генерируемая мини-ГЭС мощность может быть использована для частичной компенсации (до 10 %) затрат электроэнергии на привод циркнасосов.
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 расчёта этих показателей представлены в табл. 2.
Ещё 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 прямо-
Таблица 2
Экономические показатели реализации проекта
Показатель Единицы измерения 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 3,0
Дисконтированный срок окупаемости Лет 4,6
точной системы технического водоснабжения позволит выработать до 800 кВт дополнительной мощности за счёт 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 (рис. 2). 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.
Рнс. 2. Фотоиллюстрация гидроагрегата с S-образной гидротурбиной
Таким образом, реализация разработанных технологий с применением мини-ГЭС позволит повысить экономичность, надёжность и экологичность централизованных систем теплоснабжения, включая тепловые электрические станции.
Выводы
На большинстве отечественных ТЭС и системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности, связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов. 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.
Другим энергосберегающим решением, предназначенным для совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций, является использование мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической воды, сбрасываемой в приемные колодцы после градирен, а также в открытые водоёмы прямоточных систем.
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., Шарапов В. И., Салихов А. А. и др. Применение альтернативных источников энергии в теплотранспортных компаниях / / Труды Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем» ЭНЕРГО-2012. - М.: ИД МЭИ, 2012. - С. 365-368.
Utilization of secondary energy resources potential in thermal power plants and heat supply systems
M. M. Zamaleev,
director of the UlSTU Engineering Center, Ph.D., associate professor
V. I. Sharapov,
head of the research laboratory "Heating Systems and Facilities", Doctor of Science, professor, Honored Inventor of Russia, the International Energy academy member
A. A. Salikhov,
UlSTU, postgraduate student
I. V. Yaparov,
UlSTU, postgraduate student
Most of the heat power plants and heat network have significant potential of energy efficiency. This potential can be associated with utilization of secondary energy resources. Authors present their original techniques for reducing the energy spending for heat transportation. Economic efficiency of the proposed solutions are calculated for the Ulyanovsk TPP-1 and heat supply system of the city of Ulyanovsk.
Keywords: heat and power plant, heat supply system, mini hydro power plant, heat network, secondary energy resources utilization.
