Оборотное водоснабжение ТЭЦ

В России на теплоэлектроцентралях часто внедряются системы оборотного водоснабжения. Они позволяют использовать нагретую воду в конденсаторе турбинных устройств. Оборотное водоснабжение на ТЭЦ применяется, когда нет возможности создать прямоточную циркуляционную сеть по экономическим или техническим причинам.

Варианты оборотных систем водоснабжения ТЭЦ

Оборотное водоснабжение теплоэлектроцентрали может быть выполнено с водохранилищем-охлодителем и градирнями. Первый вариант системы уже давно широко используется в российской энергетике. Второй вид оборотного водоснабжения ТЭЦ применяется чаще в районах, где отсутствуют водные ресурсы. Такие системы имеют более сложное исполнение. Для их реализации требуется существенное количество средств, значительная часть которых уходит на создание сооружений в виде башни, предназначенных для снижения температуры горячей воды по принципу испарительного охлаждения.

В качестве прудов-охладителей используются небольшие реки. Такие водоемы могут иметь переменный расход воды. В этом случае она задерживается с помощью плотины. Из источника вода поступает на теплообменный аппарат, где конденсируется пар, который уже отработал в турбине. Потом водная среда сбрасывается обратно в водоем, но на расстоянии, обеспечивающим снижение ее температуры от 8 до 12 градусов. Если источник имеет большую глубину, тогда слив воды может осуществляться рядом с забором. Однако в этом случае водная среда должна поступать на конденсатор из придонного слоя.

При организации циркуляционного оборотного водоснабжения ТЭЦ с градирнями не требуется использовать водоисточник, который находится рядом с теплоэлектроцентралью. Сегодня выполняется строительство открытых, вентиляторных и башенных сооружений. В них могут образовываться брызгальные, капельные или пленочные охлаждающие поверхности. При организации оборотного водоснабжения выполняется строительство смешанных, поперечноточных и противоточных градирен. Самый большой перепад температур создается в противоточных сооружениях. Однако в таких градирнях наблюдается существенный капельный унос.

Пример системы оборотного водоснабжения ТЭЦ

Вода в оборотной системе водоснабжения теплоэлектроцентрали используется для следующих целей:

• снижения температуры рабочей среды в системе маслоснабжения паротурбины и турбинных агрегатов;
• охлаждения воздушных масс в системе, которая охлаждает турбинный генератор;
• обмыва конвективных (тепловоспринимающих) поверхностей котельной установки;
• понижения температуры питательных насосных агрегатов.

При расчете общего количества воды на устройства, охлаждающие масло, принимается во внимание количество маслоохлодителей, которыми оснащен каждый турбинный агрегат. При этом учитывается резервное оборудование, использующееся в крайних случаях, например, когда работающие охладители масла не справляются с поставленными задачами. Другими словами, устройства не могут обеспечить требуемую температуру рабочей среды.

Насосные агрегаты для оборотного водоснабжения ТЭЦ подбираются с учетом сопротивления трубопроводной арматуры, труб и оборудования. При этом забор оборотной водной среды может выполняться из напорного водопровода, проложенного от охлаждающих сооружений (градирен). Использующиеся насосы предназначены для повышения давления воды, а также ее прокачки по трубопроводам. Обязательно нужно предусмотреть в системе резервный насосный агрегат.

Вода внутри теплоэлектроцентрали после подачи к котельному оборудованию собирается в коллекторе и по трубопроводу движется в цех с турбинами, где соединяется с циркуляционной средой, сливаемой из турбинных конденсаторов. После этого она перемещается в градирни. В системе также предусматривается резервная подача воды, очищенной механическим способом.

Методы решения проблем в системе оборотного водоснабжения ТЭЦ

Недостатком оборотного водоснабжения теплоэлектроцентрали является потеря воды. Для ее компенсации осуществляется подача добавочной водной среды. Она поступает из наземного водоема. При этом такая вода не очищается. Этот способ подпитки выгоден с экономической стороны. Однако нужно учитывать, что на поверхностях турбинных конденсаторов появляется накипь в виде отложений веществ, которые практически не растворяются. Если толщина этого слоя равна 1 мм, тогда расход топлива на станции увеличивается на 7%.

Такая проблема решается путем уменьшения солевой нагрузки на систему охлаждения, которая является частью оборотного водоснабжения ТЭЦ. Снижение количества соли достигается с помощью обработки добавочной водной среды на специальных установках. Решить проблему также позволяют мероприятия, которые препятствуют загрязнению турбинных конденсаторов органическими и минеральными отложениями.

Подготовка подпиточной воды осуществляется в несколько этапов. Сначала выполняется ее приготовление, чтобы в дальнейшем можно было провести обессоливание путем изменения жесткости с помощью едкого натрома, подкисления, катионирования, декарбонизации.

Осуществляется также приготовление обессоленной водной среды, которая используется для восполнения конденсата и пара. Этот процесс выполняется с помощью обратного осмоса и электрической деонизации. Еще проводится обеззараживание воды. В результате из нее удаляются бактерии и микроорганизмы. Для этого в системе оборотного водоснабжения используется

Работаем по всей России

Контакты. Тел/ф + 7(812) 627-93-38; info@dc-region.ru

Автор G+

Связаться с нами вы можете с 9.00 – 18.00 (пнд — пят). Наш специалист всегда ответит на Ваши вопросы и проконсультирует по возможным решениям тех или иных задач по телефону или по запросу на почту market@dc-region.ru.

+7 (931) 350 04 34 +7 (911) 088 95 67 +7 (963) 306 04 27

по номеру +7 (911) 130 08 19 Наш Skype: dc-region Наш Telegram по номеру: +7 (911) 130 08 19

Мы в социальных сетях

Техническое водоснабжение ТЭЦ и АС

1. Баланс энергетических и экологических решений возможен

Существуют две системы охлаждения оборудования ТЭЦ – прямоточная и замкнутая.

И прямоточные, и замкнутые системы технического водоснабжения широко используются в России и за рубежом. В России прямоточными системами оборудовано около 40% мощностей ТЭС и АЭС. В последнее время вопрос выбора системы технического водоснабжения из сферы инженерного проектирования перенесен в законодательную сферу.

Инженерный подход отражен в Приказе Росстандарта № 1882 от 15.12.201, которым прямоточные системы отнесены к лучшим доступным технологиям. Этим же Приказом утвержден справочник «Промышленные системы охлаждения», в котором указано, что прямоточные системы обеспечивают наилучшие условия охлаждения генерирующего оборудования. Руководствуясь этим Приказом, энергетики России должны приоритетно применять прямоточные системы технического водоснабжения.

С другой стороны, в статье 60 Водного кодекса п.4 записана фраза: «Проектирование прямоточных систем технического водоснабжения не допускается». Таким образом, экологи России законодательно запретили инженерам проектировать современные, используемые во всем мире эффективные системы. Вероятно, этот казус будет преодолен в процессе долгих межведомственных согласований.

Однако сегодня тарифная политика государства в сфере водопотребления такова, что стоимость водопользования за ближайшие 10 лет должна вырасти в 4,5 раза. По постановлению правительства № 1509 от 26.12.2014г., рост ставки водопользования водными объектами федеральной собственности составляет около 15% в год до 2025 года.

При сохранении тарифной политики по топливу и по закупочным ценам на энергию, такой рост расходов на водопотребление для станций неприемлем, а глубокая модернизация существующих станций не всегда рациональна. Стоимость модернизации станции увеличит себестоимость электроэнергии, согласно экспертным оценкам, на 2,5%. Следует учитывать также, что далеко не всегда есть техническая возможность применения систем оборотного водоснабжения.

Государство ищет компромиссные решения. Минэнерго подготовило поправки в Водный Кодекс, снимающие запрет на строительство ТЭС и АЭС с прямоточными системам водоснабжения. Минэнерго разработало также поправки, вводящие понижающие коэффициенты при расчёте водных платежей для ТЭС и АЭС с прямоточными системами. Но со «скидками» не согласны в Минприроды. Обсуждение продолжается.

Для поиска логических решений по существующим ТЭЦ и АЭС требуется выполнение всеми участниками энергетического рынка серьезной аналитической работы.

Начало этой работы должно заключаться в типизации эксплуатируемых станций по важнейшим признакам.

1. Тепловая схема и оборудование станции
2. Наличие ограничений по применению систем оборотного водоснабжения
3. Статистика выработки энергетических продуктов и удельных затрат на их производство
4. Статистика затрат на пользование природной водой, в том числе, экологические платежи и штрафы.>

Далее для каждого типа станции следует разработать простую методику оценки расходов на создание замкнутой системы. С использованием этих методик для каждого типа станции и при согласованных и утвержденных сценарных условиях следует оценить удельные затраты на модернизацию станции и соотнести эту стоимость с плановыми платежами за водопотребление.

Максимальные сроки окупаемости должны быть согласованы заранее. На основании типизации станций выделяются те, модернизация которых возможна, выгодна генерирующей компании, а срок окупаемости не превышает утвержденной максимальной величины.

Важнейшим фактором успешности реализации программы модернизации является источник финансирования и его стоимость. Именно здесь точка приложения силы государственных решений. Но использовать эту силу нужно там, где в заданное время будет получен (согласно типу станции) положительный эффект.

Исключение составит те станции, где модернизация невозможна, например, в силу ее расположения в центре жилых кварталов, отсутствию пространства для установки градирен и т.п. Возможно, эксплуатация этой станции необходима в силу сложившихся особенностей энергетической инфраструктуры. Такой тип станции выделяются в отдельный список, исключается из списка модернизации и изыскиваются меры поддержки их работы.

Прочие станции подлежат модернизации в порядке, определяемом их типом, и в первую очередь те, которые характеризуются минимальным сроком окупаемости или условиями обеспечения безопасности.

Использование результатов типизации и разработанных методик исключает волюнтаризм принятия решений, увеличивает эффективность финансовых затрат на модернизацию, позволяет объективно оценивать плановые и достигнутые результаты. Такая работа в том числе, позволяет дифференцировать понижающие коэффициенты по оплате водопотребления ТЭЦ и АС согласно объективной необходимости.

2. Разработка типовых решений для прямоточных систем охлаждения оборудования с целью сокращения затрат на водопользование

Если слив загрязняющих веществ в природный водоем можно исключить или уменьшить многими способами, то тепловое воздействие прямоточной системы исключить нельзя никак. На каждой станции существует договор водопользования, по которому, по действующим нормативам, ограничивается величина нагрева сливаемой воды относительно температуры на входе в станцию. Если наличие вредных загрязнений тщательно мониторится экологами, то температура слива практически не контролируется. Поэтому температурное воздействие станции является лишь гипотетическим риском для станции, и эти нормативы часто безнаказанно нарушаются. Введение практики штрафов за тепловое загрязнение, с одной стороны, является неиспользованным ресурсом наполнения госбюджета, и с другой стороны, не использованным рычагом модернизации ТЭЦ.

Замкнутая система оборотного водоснабжения также оказывает тепловое воздействие, но не на водный, а на воздушный бассейн. Мощные градирни способны изменить климат отдельных территорий, как по температуре, так и по количеству солнечных дней в году. Это также неиспользуемый ресурс наполнения госбюджета, но это не является задачей настоящей статьи.

В рамках типизации станции следует рассматривать возможность создания гибридной системы охлаждения оборудования ТЭЦ, где часть оборудования включается в замкнутую схему, а часть охлаждается по существующей прямоточной схеме.

Вероятнее всего, охлаждение конденсаторов в таких типах станций останется по прямоточной схеме, а охлаждение вспомогательного оборудования будет организовано по замкнутой схеме.

Традиционно отказ от прямоточной системы и переход к замкнутой осуществляется путем применения градирен или брызгальных бассейнов. Это открытые замкнутые системы, в которых потребление природной воды снижается на 95% (5% теряется за счет испарения, продувки и капельного уноса).

Применение открытых замкнутых испарительных систем позволяет снизить тепловое воздействие на водный источник, исключить загрязнение, но тепловая энергия в них безвозвратно теряется. Кроме того, в открытых системах встает вопрос утилизации отходов (засоленной продувочной воды). Возникает задача водоподготовки, поскольку химический состав теплоносителя должен сохраняться в определенных пределах, чтобы обеспечить эксплуатационную надежность охлаждаемого оборудования.

Применение открытых испарительных систем, как показано выше, экологически несовершенно и не решает задачу снижения потерь в холодный источник.

В последнее время обсуждается возможность применения закрытых замкнутых воздушных систем охлаждения. Это решение экологически чистое (за исключением теплового воздействия на воздушный бассейн), дорогое, требующее существенного пространства, и, главное, опять безвозвратно сбрасывающее утилизированную энергию в атмосферу.

До сиз пор за скобками всех дискуссий и законодательных актов остается вопрос эффективности использования топлива ТЭЦ. И прямоточные, и замкнутые системы «сбрасывают» тепловую энергию, она безвозвратно теряется.

Во многих странах мира в энергетике используются системы, возвращающие в теплофикационный цикл существенную часть этой энергии. Это закрытые замкнутые системы оборотного водоснабжения на базе абсорбционных тепловых насосов (АБТН).

Применение АБТН решает все экологические и эксплуатационные проблемы, потому что тепловую энергию, взятую от охлаждаемого оборудования, АБХМ возвращает в теплофикационный контур – нагревает подпиточную или обратную сетевую воду. В этом случае контур замкнутый закрытый. Циркулирующая вода не испаряется, ее качество и температура стабильны. Это идеальный способ охлаждения.

Горячим источником для работы АБТН может являться пар с отборов турбин или горячая вода. Отбор пара увеличивает к.п.д. ГРЭС в целом, при этом электропотребление собственных нужд снижается.

К сожалению, в 99% случаев всю тепловую энергию утилизировать нельзя. Ограничением является тот факт, что тепловой насос только тогда способен охлаждать теплоноситель, когда утилизированная им тепловая энергия и используемая им энергия горячего источника суммарно могут быть переданы в теплофикационный цикл. В теплый период года это невозможно, а в холодный период года практически невозможно.

По этим причинам строится гибридная схема технического водоснабжения.

1. Закрытой замкнутой системы охлаждения вспомогательного оборудования (и, возможно, части конденсаторов), на базе АБТН
2. Открытой замкнутой системы (градирня, брызгальный бассейн) или прямоточной системы охлаждения конденсаторов

Система на базе АБТН имеет производительность согласно графика загрузки основного оборудования и графика потребления и температуры подпиточной воды (вероятнее всего, за встроенными пучками).

Закрытая замкнутая система охлаждения обслуживает маслоохладители, газоохладители и питательные электронасосы. Какую часть тепловой энергии можно снять с конденсаторов, зависит от сезонного графика подпиточной и обратной сетевой воды, а также от тепловой схемы станции.

К сожалению, применение градирни или прямоточной системы для охлаждения конденсатора неизбежно, особенно летом, когда нет достаточного объема теплоносителя, способного принять тепловую мощность конденсатора.

Поэтому и строится ГИБРИДНАЯ схема см. рис

Экономия состоит в 40% экономии пара, который раньше использовался для подогрева подпиточной воды. Если для этих целей применялись пиковые котлы, то отказ от них приводит к прямой экономии топлива.

Если подогрев обеспечивается встроенными пучками полностью, то надо искать других приемников тепловой энергии или «сбрасывать» высвободившийся пар «в голову» турбины. В этом случае вырастает производство электроэнергии при сохранении потребления топлива.

Каждая ТЭЦ индивидуальна как по оборудованию, так и по тепловым схемам и графикам загрузки. Единого решения нет. Но на рисунке – типовое решение, которое обрастает подробностями после проведения НИОКР.

Авторы имеют опыт выполнения таких расчетов и опыт внедрения АБТН на ТЭЦ. Разработаны математические модели, позволяющие учесть влияние АБТН на эффективность работы ТЭЦ в целом. Выполнены многовариантные расчеты, позволяющие оптимизировать мощности, состав и режимные параметры оборудования.

Внедрение системы снижает удельные затраты топлива на производство электрической и тепловой энергии, снижает водопотребление ТЭЦ, снижается даже собственное электропотребление ТЭЦ, улучшаются ее экологические характеристики, улучшаются условия эксплуатации газо-маслоохладителей, питательных насосов и пр. Расчетный дисконтированный срок окупаемости не превышает семи лет.

3. Мировой опыт

Китай – страна с самой быстро развивающейся промышленностью и, как следствие – энергетикой. Но, развитие сдерживается дефицитом и высокой стоимостью энергетических ресурсов. Так, стоимость газа в Китае примерно в 5,5 раз выше, чем в России. При таких условиях вопрос энергосбережения встает особенно остро. На законодательном уровне в стране запрещена эксплуатация ТЭЦ без применения абсорбционных тепловых насосов.

Крупнейший производитель АБТН в мире также находится в Китае. В 200 км от Шанхая расположена площадка завода Shuangliang Eco-Energy Co. В год компания производит примерно 2 500 – 3 000 абсорбционных бромисто-литиевых тепловых насосов и холодильных машин. Основной потребитель продукции Shuangliang – внутри страны. За более чем 35 лет работы предприятия, на китайских ТЭЦ установлено несколько тысяч АБТН разной мощности. Максимальная единичная мощность такой машины – 98 МВт. На одной из ТЭЦ Китая работает четыре такие машины производства Shuangliang, в общей сложности почти 400 МВт.

В среднем мощности АБТН на ТЭЦ Китая меньше. В качестве примера можно рассмотреть муниципальную угольную станцию в г. Янгкванг. На ней установлены шесть АБТН мощностью 30 МВт каждая, в общей сложности 180 МВт. Они утилизуют бросовою воду с градирен с параметрами 30/40 °С. В качестве греющего источника применяется пар с избыточным давлением в 5 бар. АБТН дают горячую воду 90/70 °С, которая поступает потребителям. Таким образом, станция дополнительно зарабатывает около $5 млн, не учитывая экономию топлива в 49 300 тонн ежегодно. Окупаемость проекта составила менее 2 лет.