CC BY
94
УДК 621.311
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АБСОРБЦИОННОГО БРОМИСТО-ЛИТИЕВОГО ТЕПЛОВОГО НАСОСА
В ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ ТЭС
© 2014 г. Н.Н. Ефимов, И.В. Янченко, С.В. Скубиенко
Ефимов Николай Николаевич - д-р техн. наук, зав. кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: efimov@novoch.ru
Янченко Илья Владимирович - ассистент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: vozhdvolgi@rambler.ru
Скубиенко Сергей Витальевич - доцент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: skubienko@mail.ru
Efimov Nikolai Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, head of department «Thermal Power Stations and Heat Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: efimov@novoch.ru
Yanchenko Ilya Vladimirovich - Assistant, department «Thermal Power Stations and Heat Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: vozhdvolgi@rambler.ru
Skubienko Sergei Vitalevich - assistant professor, department «Thermal Power Stations and Heat Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: skubienko@mail.ru
Рассматривается возможность оптимизации тепловых схем ТЭС на основе применения абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса в технологическом цикле электростанции, что позволит обеспечить надежность работы энергетического оборудования современных энергоблоков ТЭС при номинальных нагрузках и повысить КПД электростанции в целом.
Ключевые слова: абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос; тепловая электростанция; оптимизации тепловых схем ТЭС; надежность работы энергетического оборудования; КПД электростанции.
The possibility of optimizing the thermal schemes of thermal power station based on the use of absorption lithium bromide heat pump in technology cycle power plant. That will allow for the reliability of the power equipment of modern thermal power at rated load and improve the efficiency ofpower plants in general.
Keywords: absorption lithium bromide heat pump; thermal power station; optimizing the thermal schemes of thermal power station; the reliability of the power equipment; the efficiency of power plants.
Тепловые насосы находят широкое применение не только для обеспечения автономного энергоснабжения объектов, относящихся к коммунально-бытовому сектору, но и для повышения эффективности работы целых энергокомплексов.
Обеспечение экономичности и надежности работы оборудования энергоблоков современных электростанций является одной из важнейших задач. Изношенность основного и вспомогательного оборудования энергоблоков не позволяет электростанциям длительно обеспечивать номинальную электрическую мощность [1]. Уменьшение тепловой нагрузки на основное оборудование энергоблоков приводит к снижению рабочих параметров пара, что влечет за собой падение единичной электрической мощности энергоблоков и экономичности электростанции в целом.
В настоящее время предлагаются различные способы применения и подключения тепловых насосов, обеспечивающих оптимизацию сетевых установок и систем технического водоснабжения ТЭС. Обеспечение эффективности работы рассматриваемых систем выполняется путем применения тепловых насосов
парокомпрессионного типа (ПКТН), позволяющих обеспечить перераспределение тепловых потоков между подогревателями и снизить утечки тепловой энергии в холодных источниках [2 - 5]. Однако тепловые насосы такого типа снижают возможности предлагаемых схем из-за ограниченности их температурного режима, для тепловых насосов, работающих по одноступенчатому регенеративному циклу, температурный режим составляет от 45 до 58 оС при температуре кипения хладагента в испарителе не ниже 6 оС [6]. Из описания конструкции ПКТН известно, что преумножение тепловой энергии осуществляется компрессором теплового насоса за счет сжатия промежуточного рабочего тела (хладогента) [7]. Для сжатия компрессор затрачивает дополнительную мощность энергоблока, которая была сэкономлена на обслуживании системы технического водоснабжения.
Данный факт негативно влияет на КПД электростанции, так как затрата дополнительной мощности увеличивает собственные нужды энергоблока и, как следствие, уменьшает КПД всей ТЭС. Таким образом, предлагаемые технические решения позволяют обес-
печить экономичность работы только турбоустановки, за счет повышения ее электрического КПД. Вопрос повышения КПД энергоблока и электростанции в целом пока остается открытым.
Наиболее перспективным способом решения поставленной задачи может быть применение абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса (АБТН) в технологическом цикле электростанции. Разработанное схемное решение по оптимизации системы технического водоснабжения на примере энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт (рисунок) позволит обеспечить надежность работы энергетического оборудования при номинальных нагрузках и повысить КПД электростанции в целом.
Отличительной особенностью данного схемного решения является использование АБТН с применением испарительного контура на подающей и отводящей циркуляционных линиях системы технического водоснабжения и полное замещение последнего подогревателя низкого давления (ПНД) системы регенерации на конденсатор теплонасосной установки.
Теплонасосная установка в данном случае обеспечивает тепловую мощность как подогревателя системы регенерации (ПНД), так и подогревателя сетевой установки, создающей отопительную нагрузку энергоблока. Пар последнего регенеративного отбора турбо-установки не используется для подогрева основного
конденсата системы регенерации, а участвует в выработке электрической мощности.
Известно, что повышенный расход пара в конденсатор главной паровой турбины негативно сказывается на экономичности парового цикла электростанций вследствие возрастания невосполнимых тепловых потерь в холодном источнике [8]. Однако в данном случае теплопотери в холодном источнике будут существенно меньше, так как часть отводимого от конденсатора паровой турбины тепла будет утилизироваться испарительным контуром теплового насоса, а расход пара на энергоблок оптимально распределяться между основным энергетическим оборудованием электростанции и применяемой теплонасосной установкой.
Требуемый для работы теплонасосной установки технологический пар отбирается из третьего регенеративного отбора паровой турбины К-300-240-2 ХТГЗ с давлением 1,48 МПа [9, 11], параметры которого обеспечивают условия эксплуатации деаэрационной установки энергоблока и ПВД № 3 (см. таблицу).
Отработанный в генераторе теплового насоса пар сбрасывается в виде конденсата в подогреватель системы регенерации П8, таким образом, обеспечивается дополнительный подогрев основного конденсата парового цикла.
1 2 3 4 5
Энергоблок ТЭС мощностью 300 МВт с применением АБТН: 1 - паровая турбина; 2 - конденсатор паровой турбины; 3 - турбогенератор; 4 - испарительный контур теплового насоса; 5 - верхний сетевой подогреватель; 6 - конденсатор теплового насоса (нижний сетевой подогреватель); 7 - конденсатный насос; 8 - конденсатор теплового насоса (подогреватель низкого давления); 9 - дренажные насосы; 10 - группа подогревателей низкого давления; 11 - абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос
Рабочие параметры пара системы регенерации и сетевой установки энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ
№ отбора Номинальные параметры пара, установленные заводом-изготовителем [9] Параметры пара в отборах при коэффициенте недовыработки энергоблока 0,96 Параметры конденсата пара в подогревателях при коэффициенте недовыработки энергоблока 0,96 Расчетное значение расхода греющего пара на подогреватель
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
P, МПа t, оС P, МПа t, оС h, кДж/кг P, МПа t, оС h, кДж/кг D, кг/с
3 1,53 445 1,48 415 3292 1,4 195 830,1 8,09
4 0,59 323 0,57 300 3068 0,54 154,8 653,12 6,35
5 0,35 262 0,338 238 2944 0,32 135,8 571,18 5,91
6 0,205 250 0,198 185 2840 0,18 116,9 490,64 5,03
7 0,107 150 0,103 123 2720 0,097 98,8 414,29 5,69
8 0,052 90 0,05 82 2628 0,047 79,8 334,16 5,25
9 0,022 62 0,021 62 2512 0,019 59 247,01 7,66
ВСП 0,205 250 0,198 185 2840 0,18 116,9 490,64 3,94
НСП 0,107 150 0,103 123 2720 0,097 98,8 414,29 3,72
Отбор тепловым насосом низкопотециальной тепловой энергии осуществляется за счет испарителя, расположенного в циркуляционном контуре конденсатора паровой турбины. Применение испарительного контура теплового насоса на подающей и отводящей линиях циркуляционной системы может позволить:
- поддерживать оптимальный вакуум в паровом пространстве конденсатора турбины в соответствии с эксплуатационным режимом;
- снизить температуру обратной циркуляционной воды, сбрасываемой в водоем, и уменьшить экологическую нагрузку на окружающую среду в целом.
Подаваемая и отработанная циркуляционная вода, проходя через испаритель теплового насоса, охлаждается на величину А/, а затем сбрасывается в систему технического водоснабжения:
At =
QhЛТН _ 21221,19• 0,95
^ЦВСВ
8498,56 • 4,19
= 0,57 оС. (1)
Здесь QИ - расчетное значение охлаждающей мощности испарительного контура теплового насоса при коэффициенте трансформации £ = 2, кВт; Птн - КПД теплового насоса; Оцр - расчетное значение расхода циркуляционной воды, при начальной температуре на входе в конденсатор 12 оС, кг/с; сВ - теплоемкость воды, кДж/(кг-К). Все расчетные данные относятся к
энергоблоку ТЭС мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ.
Для схемного решения (рисунок) согласно уравнению (1), в зависимости от эксплуатационного режима, величина А/ находится в пределе 0,57^1,0 оС. При этом А/ обратно пропорционально зависит от расхода циркуляционной воды, уменьшение которого может повлиять на температурный режим работы испарительного контура теплового насоса. Вследствие чего А/, при работе электростанции в летний и переходные (весенние и осенние) периоды года, удастся повысить до значений 2^4 оС и сократить расходы энергоблока на собственные нужды при обслуживании циркуляционной системы, так как понижение расхода охлаждающей воды будет компенсироваться более низкими параметрами среды на входе в конденсатор главной паровой турбины.
Применение теплового насоса абсорбционного типа для оптимизации системы технического водоснабжения ТЭС служит предпосылкой для рассмотрения возможности повышения эффективности работы системы регенерации турбоустановки.
Известно, что в качестве первичного источника энергии АБТН использует тепловой потенциал водяного пара. Из описания принципа действия теплового насоса известно, что АБТН основан на способности раствора - абсорбента поглощать водяные пары,
имеющие более низкую температуру, чем раствор. Хладагент - вода кипит под вакуумом на трубном пучке испарителя за счет теплоты, отводимой от циркулирующей в трубках охлаждаемой среды (источника низкопотенциальной теплоты). Водяные пары поглощаются раствором абсорбента на трубном пучке абсорбера с выделением теплоты, которая отводится циркулирующей в трубках нагреваемой водой. Разбавленный раствор из абсорбера откачивается в генератор, где на трубном пучке осуществляется регенерация (выпаривание) поглощенных в абсорбере водяных паров за счет теплоты греющего теплоносителя. Сконденсированные нагреваемой водой в конденсаторе водяные пары хладоагента возвращаются в испаритель, а концентрированный раствор - в абсорбер [7].
Температурный режим, который может обеспечить АБТН, находится, как правило, в пределе 70^90 оС; если последний подогреватель системы регенерации П 9 работает при температурах греющей среды порядка 60^70 оС, а его тепловая мощность составляет 17^20 МВт [9], то возникает теоретическая возможность полного замещения регенеративного подогревателя на конденсатор теплового насоса.
В качестве примера рассмотрим номинальный режим работы теплонасосной установки с заданными параметрами. В таблице представлены основные параметры пара и конденсата в подогревателях сетевой установки и системы регенерации, а также расходы пара на подогреватели, полученные расчетным путем для энергоблока мощностью 300 МВт, работающего с коэффициентом недовыработки 0,96.
Расчетная тепловая мощность регенеративного подогревателя П9:
0ПНД9 = Б9 (И9 - И9 =
= 7,66(2512 - 247,01)0,99 = 17176,33 кВт,
где Б9 - расчетное значение расхода греющего пара на ПНД № 9, кг/с; И9 - энтальпия греющего пара на входе в подогреватель, кДж/кг; И'9 - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя, кДж/кг; пП - КПД регенеративного подогревателя.
Расчетная тепловая мощность теплового насоса составит:
0тн =
Опнда _ 17176,33
"Лтн
0,95
= 18080,35 кВт,
теплового насоса в данном случае будет определяться по уравнению (3).
бнСП = БНСП (ИНСП - ИНСП >Лп =
= 7,66(2720 - 414,29)0,99 = 17485,12 кВт,
(2)
где БНСП - максимальное расчетное значение расхода греющего пара на нижний сетевой подогреватель, при условии отключения верхнего сетевого подогревателя, кг/с; ИНСП - энтальпия греющего пара на входе в подогреватель, кДж/кг; ИНСП - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя, кДж/кг; пП - КПД сетевого подогревателя.
0ПНД9 + QнСП _
QTH = '
Птн
17176,33 +17485,12
0,95
= 36485,74 кВт.
(3)
Стандартная методика расчета тепловых схем ТЭС позволяет оценивать энергетическую эффективность сетевых установок, оптимизированных тепловыми насосами. Для оценки работы регенеративной системы в расчет необходимо включить дополнительный параметр, характеризующий энергетическую эффективность регенеративного подогрева питательной воды (РППВ) - энергетический коэффициент пара регенеративного отбора [10], изменение величины которого обеспечит объективную оценку целесообразности предлагаемого схемного решения:
Еа r,i h - hr,-) ж
Ar =-
aK(hü - hK)
W,
где пТН - КПД теплового насоса.
Если учесть возможность дополнительного замещения нижнего сетевого подогревателя, тепловая мощность которого в зависимости от сезонного режима работы энергоблока составляет 1,5^18,0 МВт и определяется по уравнению (2), на конденсатор теплового насоса, то мощность конденсационного контура
где а- - доля пара, направляемого в регенеративный отбор; И0 - энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; Иг- - энтальпия греющего пара регенеративного отбора, кДж/кг; ак - доля пара, поступающего в конденсатор; Ик - энтальпия пара за турбиной, кДж/кг; г - число регенеративных отборов; Wr - работа всех потоков пара, отводимых в отборы, кДж/кг; Wк - работа конденсационного потока, кДж/кг.
В традиционных схемах включения регенеративные подогреватели соединяются паропроводами с регенеративными отборами главной паровой турбины [11]. В качестве источника тепловой энергии, обеспечивающей подогрев основного конденсата и питательной воды, используется пар, параметры которого зависят от типа соответствующей рабочей ступени турбины (см. таблицу).
Как указывалось выше, подключение конденсационного контура теплонасосной установки к регенеративному циклу ТЭС может обеспечить равномерное распределение тепловой энергии по последним регенеративным подогревателям П8 и П9 и, как следствие, снизить влияние рабочих параметров пара на
эффективность работы системы регенерации, особенно при снижении электрической мощности электростанции.
В результате сравнительного анализа расчетных значений энергетического коэффициента пара регенеративного отбора стандартной и модернизированной тепловых схем энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ, было установлено, что прирост эффективности работы регенеративного цикла, при установке АБТН, составил
A4, =
A
АБТН
A,
0,342 0,244
= 1,4,
где Лг , Аг - расчетное значение энергетического коэффициента пара регенеративного отбора соответственно модернизированной АБТН и стандартной тепловой схемы ТЭС, при среднестатистической температуре охлаждающей воды.
При этом величина термического КПД регенеративного цикла турбоустановки возросла на 1,8 %.
На основе полученных расчетных данных можно сделать выводы о целесообразности реализации предлагаемого схемного решения по оптимизации тепловой схемы ТЭС за счет применения АБТН:
1. Применение испарительного контура теплового насоса на подающей и отводящей циркуляционных линиях системы технического водоснабжения позволит поддерживать оптимальный вакуум в паровом пространстве конденсатора турбины в соответствии с эксплуатационным режимом и снизить температуру обратной циркуляционной воды, сбрасываемой в водоем, что уменьшит экологическую нагрузку на окружающую среду в целом.
2. Применение испарительного контура на подающей линии системы технического водоснабжения позволит сократить расходы энергоблока на собственные нужды при обслуживании оборудования циркуляционной системы.
3. Применение конденсационного контура АБТН в цикле регенеративной системы позволит повысить
эффективность работы цикла регенерации тепловой схемы ТЭС в 1,4 раза, и увеличить термический КПД регенеративного цикла турбоустановки на 1,8 %.
Литература
1. Пшеничников С.Б. Физический износ основного энергетического оборудования ТЭС // Рейтинг ДЗО РАО «ЕЭС России». ЭнергоРынок - 2005. № 12.
2. Пат. 2321758 РФ. Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, М.И. Орлов, Н.С. Подстрешная. Опубл.
10.04.2008 //Б.И. 2008. № 10.
3. Пат. на полезную модель 119394 РФ. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной / Д.Л. Догадин, H.H. Крыкин, Г.А. Латыпов. Опубл. 20.08.2012 // Б.И. 2012. № 23.
4. Пат. 2247840 РФ. Способ работы тепловой электрической станции / В.А. Стенин. Опубл. 10.03.2005 // Б.И. 2005. № 7.
5. Пат. на полезную модель 81259 РФ. Тепловая электрическая станция / H.H. Ефимов, H.A. Лапин, П.А. Малышев, Р.В. Попов, П.Н. Радаев, А.В. Черьни, A.A. Лемешев, Г.Б. Каратаев, С.В. Скубиенко, А.С. Ощепков. Опубл.
10.03.2009 //Б.И. 2009. № 7.
6. Системы динамического охлаждения и отопления; комфортное жизнеобеспечение : учеб. пособие / В.М. Столетов; Кемеровский технологический институт пищевой промышленности. Кемерово, 2009. 112 с.
7. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы : пер. с англ. М., 1982. 224 с.
8. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов; 2-е изд., перераб. и доп. / под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М., 2001. 488 с.
9. Основы расчета и проектирования ТЭС и АЭС: учеб. пособие / С.В. Скубиенко, С.В. Шелепень, В.Н. Балтян; под общ. ред. С.В. Скубиенко; Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск, 2004. 184 с.
10. Скубиенко С.В., Осадчий И.В., Шафорост Д.А. Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты: учеб.-метод. пособие к практ. занятиям / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск, 2010. 39 с.
11. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. 3-е изд. М., 1987. 327 с.
Поступила в редакцию
1 октября 2013 г.
