Modernizacja pompowni w energetyce – konieczność czy, zdrowy rozsądek?

Groźba deficytu energetycznego i narzucone nam limity emisji dwutlenku węgla, których koszty przekroczenia mogą spowodować załamanie gospodarki Polski i innych krajów UE, wymuszają działania inwestycyjne jak i modernizacyjne dla sektora energetycznego. Zgodnie z polityką energetyczną Polski, planuje się budowę wysokosprawnych bloków energetycznych na parametry nadkrytyczne, budowę elektrociepłowni gazowych (kogeneracyjnych), promowanie oźe, budowę elektrowni jądrowej o łącznej mocy 6-8 tyś. MWe, często zapominając o możliwości wykorzystania pokaźnego zasobu energetycznego jakim jest potencjał efektywności energetycznej.

Powiększenie efektywności energetycznej wszelkich procesów produkcyjnych i eksploatacyjnych w gospodarce, a przede wszystkim procesów wytwarzania energii, powinno stać się najważniejszym celem polityki energetycznej Polski do 2030 roku. W przypadku dowolnego obiektu pompowego (pompownia ciepłownicza; instalacja wody sieciowej w ciepłowni lub elektrociepłowni; instalacja wody zasilającej w elektrowni czy też pompownie wody chłodzącej) efektywność energetyczna jest równa sprawności procesu transportu cieczy w danym obiekcie. Potencjał wzrostu efektywności energetycznej jest bardzo duży. Według wielu źródeł energochłonność wytworzenia jednostki PKB w Polsce jest 2,5-3 krotnie większa niż w krajach tzw. piętnastki UE. Realne jest zmniejszenie tej energochłonności o 25-30%, a nawet (według niektórych) o 40%. Warto zauważyć, że gdyby straty energii elektrycznej w różnych procesach w gospodarce udało się obniżyć tylko o 10% zużywanej jej ilości, tj. o ok. 15 TWh/rok, oznaczałoby to uniknięcie konieczności budowy nowych bloków o łącznej mocy co najmniej 2750 MW (zakładając średni czas pracy bloku 6000 h/rok i straty przesyłu w sieci na poziomie 10%). Rozsądne i szybkie wykorzystanie tego zasobu może pozwolić na wyłączenie z eksploatacji najstarszych, najbardziej przestarzałych i niskosprawnych bloków energetycznych, dając równocześnie czas na budowę w Polsce nowych elektrowni o wysokich sprawnościach.

Pompy w energetyce oraz urządzenia je zabezpieczające

W układach potrzeb własnych elektrowni i elektrociepłowni zużywa się ok. 7,5% produkowanej w tych obiektach energii elektrycznej; z tego ok. 2/3 jest zużywane do transportu wody zasilającej, chłodzącej i kondensatu, jak również wody sieciowej w elektrociepłowni (EC). Stanowi to łącznie około 7,5 TWh/rok. W ciepłowniach komunalnych przeważająca cześć energii elektrycznej zużywana jest na przetłaczanie wody sieciowej w instalacjach wewnętrznych EC i w miejskiej sieci ciepłowniczej. Można ocenić, że w energetyce cieplnej i ciepłownictwie co najmniej 9 TWh/rok energii elektrycznej zużywane jest na transport cieczy (głównie wody). Główne pompy w elektrowniach i elektrociepłowniach spalających paliwa kopalne to (w nawiasach największe osiągane wartości głównych parametrów):

  • pompy zasilające (Q < 4000 m3/h, H < 4000 m, Ps < 52 MW),
  • pompy wody chłodzącej (Q < 150000 m3/h, H < 25 m, Ps < 4 MW),
  • pompy kondensatu (Q < 2000 m3/h, H < 250 m, Ps < 2 MW),
  • pompy sieciowe (obiegowe) w EC(Q<4000 m3/h, H < 120 m, Ps<1250kW),
  • pompy bagrowe (do hydrotransportu popiołu),
  • pompy w instalacjach odsiarczania spalin.

Pompy oraz armatura na układach pompowych muszą spełniać bardzo duże wymagania, jakimi są: wysoka sprawność (dla armatury niskie współczynniki oporów miejscowych zeta), bardzo duża niezawodność pracy, wysoka trwałość. Większość polskich bloków energetycznych zbudowanych i oddanych do eksploatacji w latach 60-tych oraz 70-tych z otwartym układem wody chłodzącej czy też zamkniętym, dla zabezpieczeń układów pompowych, posiada zabudowaną armaturę przeciw zwrotną tzw. zawory zwrotne wieloklapowe (rys. 1) o dość dużym współczynniku straty lokalnej/miejscowej. W literaturze technicznej można odnaleźć wielkości tego współczynnika dla zaworów wieloklapowych określanych wartością od 2 do 5. Tak duże rozbieżności wartości wspomnianego współczynnika dla zaworów zwrotnych wieloklapowych wynikają z ich konstrukcji. W szczątkowej dokumentacji technicznej zabudowanych klap na naszych elektrowniach często brakuje informacji o wartości współczynnika straty lokalnej. Można ją wyznaczyć doświadczalnie mierząc spadek ciśnienia przed i za armaturą.

Współczynnik strat miejscowych

W rurociągach mają miejsce straty energii, które powstają wskutek zmiany kierunku przepływu cieczy w kolanach czy załamaniach, na skutek zmiany przekroju poprzecznego przewodu np. gwałtowne rozszerzenie lub zwężenie, w dyfuzorach, w konfuzorach oraz przy przepływie przez urządzenia dławiące jak np. zasuwy, przepustnice, zawory zwrotne itp. Tego rodzaju straty, spowodowane przez przeszkody znajdujące się na drodze przepływu, nazywamy stratami miejscowymi lub lokalnymi. Dokładne obliczenie strat przy przepływie przez te urządzenia napotyka na duże trudności, dlatego też z reguły określenia wartości dokonuje się na drodze doświadczalnej. Współczynnik strat lokalnych odniesiony jest do prędkości za przeszkodą.

Rys. 1 Wieloklapowy zawór zwrotny o współczynniku strat miejscowych równym 3

Rys. 1 Wieloklapowy zawór zwrotny o współczynniku strat miejscowych równym 3

kliknij w zdjęcie, aby powiększyć:

Rys. 2 Przepustnica zaporowo zwrotna EKN DN 1200 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV o współczynniku strat miejscowych 0.55.

Rys. 2 Przepustnica zaporowo zwrotna EKN DN 1200 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV o współczynniku strat miejscowych 0.55.

Przepustnica

Współczynnik strat miejscowych dla przepływu przez przepustnicę (rys. 2) zależy od otwarcia przepustnicy, które określa się podając kąt. Wartości tego współczynnika w funkcji kąta podane zostały w tabeli niżej.

Tabela 1 Wartości współczynnika strat miejscowych dla przepustnicy z tarczą sferyczną (rys. 2).

Tabela 1 Wartości współczynnika strat miejscowych dla przepustnicy z tarczą sferyczną (rys. 2).

Rys. 2.1. Przepustnica.

Rys. 2.1 Przepustnica.

Zawór

Wartości współczynnika strat miejscowych zależą od konstrukcji zaworu. Przykładowo: przy pełnym otwarciu zaworu pokazanego na rys. 3.a przyjmujemy ten współczynnik 3 – 5.5, dla zaworu przedstawionego na rys. 3b: 1.4 – 1.85.

Rys. 3 Rodzaje zaworów: a) prosty, b) skośny.

Rys. 3 Rodzaje zaworów: a) prosty, b) skośny.

Działania modernizacyjne

Dobór odpowiedniej armatury o niskim współczynniku strat miejscowych ma znaczny wpływ na sprawność układu pompowego, a tym samym poprawia efektywność energetyczną pompowni. Możliwość wydatnego zmniejszenia zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne przez różne działania modernizacyjne należy poprzedzić pomiarami jak i przeprowadzić (w przypadku chęci pozyskania białych certyfikatów) audyt energetyczny modernizowanej instalacji pompowej. Zasób energii dostępnej do łatwego wykorzystania przez poprawę efektywności energetycznej instalacji pompowych w energetyce cieplnej, szacuje się na 1,5-2,5 TWh/rok. Do dziś jednak działania takie wykonywane są w bardzo ograniczonym zakresie, znajdując się na marginesie zainteresowań. Główne zabiegi modernizacyjne, skutkujące poprawą sprawności pompowania cieczy w poszczególnych instalacjach, to:

  • zmiana struktury pompowej – wymiana przestarzałej armatury o wysokim współczynniku strat lokalnych na nowoczesną tj. klap zaporowo zwrotnych typu EKN z napędem elektrohydraulicznym,
  • poprawa dopasowania parametrowego pomp do wymagań instalacji,
  • zmiana sposobu regulacji wydajności pomp z dławieniowego na inny, bardziej energooszczędny; w przypadku tradycyjnej realizacji zmian prędkości obrotowej – zastąpienie sprzęgła hydrokinetycznego przetwornicą częstotliwości,
  • modernizacja pomp w zakresie uszczelnień wewnętrznych i zewnętrznych,
  • zmiana miejsca poboru wody z pomp zasilających na wtryski regulacyjne do przegrzewaczy pary,
  • wprowadzenie regulacji pomp śmigłowych wody chłodzącej przez zmianę kąta ustawienia łopatek wirnika,
  • wprowadzenie komputerowej regulacji pracy grupy kilku zespołów pomp sieciowych oraz pomp wody chłodzącej.

Ze względu na obszerność ww. zagadnień opisany zostanie pierwszy punkt, który to wydaje się technicznie nieskomplikowany i posiada szybką stopę zwrotu nakładów inwestycyjnych.

Każdą decyzję dotyczącą modernizacji całego obiektu pompowego lub jego części, powinno poprzedzać rozpoznanie sytuacji, polegające na wykonaniu:

  • pomiarów identyfikacyjnych pomp oraz instalacji (pomiary strat ciśnienia na armaturze),
  • oceny stanu technicznego i sprawności zespołów pompowych oraz całej instalacji,
  • analizy możliwości poprawy sytuacji i opracowaniu wariantowych propozycji zmian,
  • oszacowania przewidywanych oszczędności energii i wyznaczenia okresu zwrotu kosztów.

Identyfikację formalną pomp i rurociągów oraz armatury musi poprzedzić:

  • ustalenie parametrów znamionowych pomp i silników,
  • ustalenie granicznych parametrów pracy pomp wg danych od wytwórcy/dostawcy,
  • inwentaryzacja poszczególnych elementów układu rurociągów i armatury,
  • zgromadzenie danych statystycznych dotyczących obiektu (zmienność wydajności i ciśnień w czasie eksploatacji w ciągu roku).

Identyfikacja geometryczna instalacji powinna obejmować ustalenie długości i średnic wewnętrznych poszczególnych elementów rurociągów, liczby, rodzaju i usytuowania oporów wewnętrznych oraz – w miarę możliwości – wartości lokalnych współczynników strat oraz strat hydraulicznych. Informacje te są niezbędne do obliczeniowego oszacowania charakterystyki hydraulicznej poszczególnych fragmentów instalacji, zaś konieczność ich zebrania wynika z faktu, iż często spotyka się rozbieżności pomiędzy rzeczywistym układem rurociągów i armatury, a układem wynikającym z dokumentacji projektowej. Pomiary rzeczywistych charakterystyk rurociągów i strat miejscowych armatury są konieczne ze względu na:

  • postępującą zmianę ich oporów przepływu z powodu korozji, nawarstwiania się osadów itp.,
  • złożoną konfigurację przestrzenną rurociągów oraz brak dostatecznie dokładnych wartości współczynników strat hydraulicznych dla poszczególnych elementów,
  • wspomniane wyżej, zaś często spotykane, rozbieżności pomiędzy rzeczywistym układem rurociągów, a układem wynikającym z dokumentacji projektowej obiektu pompowego.

Pomiary identyfikacyjne

Pomiary identyfikacyjne powinny przebiegać według poniższego przepisu:

  1. Ustalenie zakresu pomiarów oraz miejsc (punktów) pomiarowych.
  2. Sprawdzenie oraz wzorcowanie i uzupełnienie aparatury pomiarowej.
  3. Wykonanie pomiarów identyfikacyjnych.
  4. Opracowanie wyników pomiarów w formie charakterystyk.
  5. Analiza wyników pomiarów i oszacowanie niepewności pomiarów.

Analiza powinna polegać na porównaniu zmierzonych i obliczeniowych wartości spadków ciśnień w poszczególnych odcinkach rurociągów i ustaleniu przyczyn powiększenia wartości Δhi. Ważnym elementem analizy jest sprawdzenie, czy nadmierny spadek Δh w którymś z rurociągów nie jest spowodowany dławieniem przepływu w zaworze przeciwzwrotnym niecałkowicie otwartym we wszystkich stanach pracy instalacji (częsty przypadek zawieszania się klap przeciw zwrotnych w starszych układach pompowych).

Modernizacja pompowni na przykładzie Elektrowni Konin

Dobrym przykładem modernizacji pompowni wody chłodzącej może pochwalić się Elektrownia Konin, gdzie dla boku biomasowego wydzielono układ dwóch pomp wody chłodzącej, który został zmodernizowany. Modernizacja obejmowała między innymi wymianę pomp oraz przestarzałej armatury, w tym zastąpiono wieloklapowe zawory zwrotne DN1200 wraz z zasuwami DN1200 o wysokich współczynnikach strat miejscowym (fot. 1) na przepustnice VAG EKN DN 1200 z napędami elektrohydraulicznymi HB-HV, które pełnią funkcję odcinającą (w klasie szczelności A – 100% szczelne) oraz funkcję zabezpieczenia pomp przed zwrotnym przepływem wody chłodzącej (jako klapa przeciwzwrotna). Możliwość połączenia tych dwóch funkcji w jednej armaturze pozwala na uproszczenie instalacji rurociągów tłocznych (zmniejszenie ryzyka awarii armatury oraz gabarytów instalacji) oraz przede wszystkim zmniejszenie współczynnika strat lokalnych nawet o 80% – tj. z 3 na 0,55 (fot. 2 i fot. 3 oraz rys. 2). Modernizacji poddano również rurociągi oraz armaturę odcinającą na ssaniu. Zastąpiono stare zasuwy DN1400 nowymi zasuwami nożowymi VAG ZETA DN 1400 z napędem elektrycznym.

Fot. 1  Armatura na rurociągu tłocznym przed modernizacją Pompowni Centralnej ZE PAK - El Konin.

Fot. 1 Armatura na rurociągu tłocznym przed modernizacją Pompowni Centralnej ZE PAK – El Konin.

Fot. 2 Armatura po modernizacji EKN DN 1200 z HB-HV Pompowni Centralnej ZE PAK - El Konin.

Fot. 2 Armatura po modernizacji EKN DN 1200 z HB-HV Pompowni Centralnej ZE PAK – El Konin.

Fot. 3 Przepustnica zaporowo zwrotna VAG EKN DN 1200 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV (współczynnik strat lokalnych ok. 0.55). Pompownia Centralna ZE PAK - El Konin.

Fot. 3 Przepustnica zaporowo zwrotna VAG EKN DN 1200 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV (współczynnik strat lokalnych ok. 0.55). Pompownia Centralna ZE PAK – El Konin.

Fot. 4 Klapa zaporowo zwrotna VAG EKN DN 2800 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV (współczynnik strat lokalnych ok. 0.55). Blok energetyczny 900 MW – Niemcy.

Fot. 4 Klapa zaporowo zwrotna VAG EKN DN 2800 z napędem elektrohydraulicznym HB-HV (współczynnik strat lokalnych ok. 0.55). Blok energetyczny 900 MW – Niemcy.

Wymierne korzyści ekonomiczne

Aby zobrazować wymierne korzyści ekonomiczne w zakresie wymiany przestarzałych klap zwrotnych i armatury na tłoczeniu autor posłuży się w dalszej części opracowania wyliczeniem oszczędności modernizacji jednego układu pompowego dla bloku 200 MW z otwartym układem wody chłodzącej.

Dla obliczeń przyjęto założenia:

  • Q= 27 000 metrów sześciennych na godzinę – wydajność,
  • DN 1800 – średnica nominalna rurociągu i armatury po stronie tłocznej,
  • η = 0,65 – sprawność pompy,
  • 0,55 – współczynnik strat miejscowych dla EKN DN 1800 HB-HV,
  • 2,7 – współczynnik strat miejscowych dla zaworu wieloklapowego DN 1800,
  • h = 24 h/d – czas pracy na dobę,
  • 300 – ilość dni pracy w roku,
  • 1MWh = 200 PLN – średni koszt MWh.

Opracowano arkusz kalkulacyjny pozwalający na wyliczenie lub symulację oszczędności dla różnych warunków. Dla powyższych założeń, oszczędności w skali roku przekraczają wartość 150 tyś PLN (arkusz wyliczeń nr 1) dla jednej pompy w zakresie wymiany przestarzałej armatury (zaworu wieloklapowego) na klapy zaporowo – przeciwzwrotne VAG EKN DN 1800 z napędem elektrohydraulicznym.

Arkusz wyliczeń  nr 1: oszczędności na potrzebach własnych dla 1 pompy wody chłodzącej bloku 200 MW.

Arkusz wyliczeń nr 1: oszczędności na potrzebach własnych dla 1 pompy
wody chłodzącej bloku 200 MW.

Korzyści ekonomiczne dla tego przykładu mogą być bardziej spektakularne. Wiele polskich elektrowni zawodowych i elektrociepłowni boryka się z problemem konieczności obniżania mocy bloków ze względu na małą wydajność układów wody chłodzącej – szczególne latem. W elektrowni parowej pompy wody chłodzącej pracują w obiegu chłodzenia skraplacza turbiny, którego zadaniem jest obniżenie temperatury kondensatu, co sprzyja uzyskaniu wyższej wartości podciśnienia za turbiną, dzięki czemu wzrasta sprawność całkowita obiegu cieplnego. Uzysk ten może znacznie przewyższyć oszczędności wykazane w arkuszu nr 1 biorąc pod uwagę, że tylko dla wymiany przestarzałej armatury na tłoczeniu zastępując ją przepustnicą zaporową zwrotną VAG EKN z napędem HB-HV zyskujemy na wysokości podnoszenia ok. 1m słupa wody. Pytanie będące tytułem artykułu: Modernizacja pompowni w energetyce – konieczność czy zdrowy rozsądek? staje się pytaniem, na które wielu inwestorów musi znaleźć odpowiedź. Straty niepotrzebne, których skutkiem jest nadmierna energochłonność transportu cieczy czy też zmniejszenie sprawności bloków energetycznych, nie są eliminowane często z powodu braku możliwości sfinansowania kompleksowych działań modernizacyjnych. Wydaje się, iż na obecną chwilę pomocne mogą być działania związane z pozyskiwaniem białych certyfikatów, które będą bonifikatą dla przedsiębiorstw chcących remontować czy też modernizować układy pompowe w energetyce i przemyśle.

autor: Leszek Pudełko – VAG Armatura Polska Sp. z o.o.

fot.: VAG Armatura Polska Sp. z o.o.

Literatura:

  1. Lichota J., Nośniki energii na świecie, Stan, Przyszłość, Rynek Ciepła 2009, Materiały i studia, Lublin, Wyd. Kaprint. BartosikM., XXIV Kongres Techników Polskich, Strategie rozwojowe dla Polski, Innowacyjność, energetyka, transport, Zgrom. Ogólne Akad. Inż. w Polsce, Warszawa 22.03.2011.
  2. Człowiek-Energia-Środowisko. Strategiczne dylematy bezpieczeństwa energetycznego, Materiały XXIV Kongresu Techników Polskich, Łódź 24-25.05.2011.
  3. Jędral W., Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z wybranymi źródłami energii. „Rynek Energii” 2011, nr 4.
  4. Jędral W., Porównanie kosztów wykorzystania zasobów efektywności energetycznej w elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach z kosztami budowy nowych źródeł energii (w jęz. ang.), Journal of Power Technologies (w druku).
  5. Surówka J.,Audyty energetyczne w zakładach przemysłowych, XVIII Spotkanie Zespołu Merytorycznego Forum Energia-Efekt-Środowisko, Warszawa, marzec 2011, NFOŚiGW.
  6. Marczewski B. Regulacja pomp wody chłodzącej jako warunek ekonomicznej pracy turbiny „Pompy Pompownie”, 2002, nr 2, s.18.
  7. Jędral W., Ocena instalacji pompowych w krajowej energetyce cieplnej. „Archiwum Energetyki”, t. XXXII, 2003, nr3-4, s. 115-128.
  8. Jędral W., Kierunki modernizacji układów pompowych w energetyce cieplnej, „Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Mechanika”, 2003 nr202, s. 63-74.
  9. Jędral W., Perspektywy modernizacji pomp i instalacji pompowych w energetyce cieplnej, „Archiwum Energetyki”, t. XXXV, 2006, nr 1 s.3-23.
  10. Jędral W., Efektywność energetyczna pomp i instalacji pompowych, Warszawa, 2007, Krajowa Agencja Poszanowania Energii; (dostępna także w Internecie: www.centrum.pemp.pl/dokumenty/bibliteka).