CC BY
130
УДК620.9:662.92:658.264
А.Г. Батухтин
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Число работающих тепловых насосов в зарубежных странах составляет около 17 млн шт. По прогнозам Мировой энергетической комиссии к 2020 году в передовых странах до 75 % нагрузки отопления и горячего водоснабжения будет покрываться с помощью технологий, использующих тепловые насосы. Из-за значительной длительности отопительного сезона и вследствие больших отопительных нагрузок применение тепловых насосов в России более интенсивно и характеризуется большими коэффициентами использования установленной мощности, чем в западных странах, что делает их применение в системах децентрализованного теплоснабжения более привлекательным. Однако в РФ преимущественно распространены централизованные системы теплоснабжения, и это определяет низкую эффективность использования тепловых насосов по стандартным схемам вследствие высоких температур теплоносителя, а также высокой эффективности комбинированной выработки в них тепловой и электрической энергии.
В рыночных условиях при неполной загруженности промышленного отбора (из-за спада промышленности) изыскиваются возможности его использования для повышения тепловой и электрической мощности станции. Наиболее распространены следующие варианты использования промышленного отбора:
в качестве пикового источника; работа турбины по данному способу экономически целесообразна при низких температурах наружного воздуха;
в качестве источника пара для турбопривода питательного насоса;
для нужд централизованного теплоснабжения [1].
Один из вариантов — использование промышленного отбора в качестве источника пара для турбопривода, вращающего тепловой насос. Традиционное использование электродвигателя
в качестве привода теплового насоса снижает коэффициент преобразования энергии (КОП) от 5 до 15 % и более. Предложена схема использования теплового насоса [2] в качестве первой ступени подогрева сетевой воды турбины с противодавлением, подключенной противодавлением ко второй ступени сетевого подогревателя, а испаритель теплового насоса подключен к циркуляционному водоводу конденсационной турбины. Такое схемное решение, по заявлению автора [2], позволяет на каждую тонну сожженного топлива подавать в систему централизованного теплоснабжения энергетический эквивалент двух тонн. Данное решение для российских условий слабо применимо ввиду того, что на большинстве станций эксплуатируются теплофикационные турбины конденсационного типа. Кроме того, вытеснение отработавшего пара турбины с противодавлением в ряде случаев не оправданно из-за снижения выработки электрической мощности на тепловом потреблении.
На рис. 1 показана схема, которая позволяет повысить тепловую мощность и экономичность станции путем загрузки промышленного отбора турбины. ТЭЦ имеет в своем составе теплофикационную турбину 7, турбину 2 для привода теплового насоса 3. Испаритель теплового насоса соединяют с циркуляционным водоводом турбины 7 после конденсатора. Конденсатор теплового насоса служит сетевым подогревателем, работающим параллельно с основным сетевым подогревателем турбины 2.
Очевидно, что нагрев сетевой воды в конденсаторе теплового насоса целесообразно проводить как можно ниже. Для примера примем нагрев сетевой воды до 80 °С, а температуру сбросной циркуляционной воды 30 °С. Коэффициент преобразования энергии (КОП) при этих температурах по циклу Карно [2] составит 7,06, а по реальному циклу [2] — 3,69. Таким образом, получаем на 1 кВт мощности, потребляемой тепловым насосом, 3,69 кВт тепловой энергии.
Рис. 1. Схема включения теплового насоса
При таком варианте включения тепловая мощность станции возрастает, и нагрузка промышленного отбора используется более эффективно. Использование теплового насоса целесообразно и в летнее время при минимальной выработке на станциях электроэнергии, так как в этот период температура нагрева сетевой воды ниже и КОП теплового насоса возрастает. Кроме того, в летний период экономичность ТЭЦ ниже, чем конденсационной станции, поэтому можно разгрузить турбины по тепловой, и — как следствие — электрической нагрузкам.
Проведем сравнение с другими способами повышения тепловой мощности станции. Предлагаемый вариант использования теплового насоса со схемой включения в качестве параллельной ступени электрического котла более эффективна при КОП больше единицы.
Сравним тепловой насос с водогрейным котлом и с вариантом нагрева сетевой воды паром производственного отбора в теплообменнике. Нагрузку примем равной 60 МВт, температурный график — 80/50, КПД водогрейного котла — 0,85, КПД энергетического котла 0,9, КПД теплообменников, электромеханический и транспорта тепла 0,99. Расчет ведем по условному топливу. Расходтоплива в варианте с водогрейным котлом был 2,41 кг/с. В варианте с полной утилизацией в теплообменнике увеличение
расхода пара на турбину составило 22 кг/с, а топлива — 2,02 кг/с. При использовании схемы с тепловым насосом расход пара на турбину увеличился до 18,8 кг/с при расходе пара на привод теплового насоса 25 кг/с, увеличение расхода топлива составило 1,73 кг/с [3]. При сравнении вариантов не учитывалась большая стоимость топлива для мазутных водогрейных котлов.
Применение теплового насоса с турбоприво-дом в качестве сетевого подогревателя дает более значительную по сравнению с другими вариантами экономию топлива. Кроме того, данное схемное решение позволяет значительно увеличить располагаемую тепловую мощность ТЭЦ.
В условиях реструктуризации и перехода к рыночным механизмам в энергетике России приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления, связанные со снижением себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии. Особенно актуален вопрос повышения конкурентоспособности существующих ТЭЦ. При этом сложная экономическая ситуация и отсутствие свободных финансовых ресурсов у генерирующих компаний вызывает необходимость изыскивать малозатратные методы энергосбережения. Основное преимущество ТЭЦ перед конденсационными станциями заключается в экономически более выгодной выработке электроэнергии на тепло-
вом потреблении. К числу возможных действий по энергосбережению на ТЭЦ и соответственно повышению их конкурентоспособности можно отнести мероприятия по оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю — это самые малозатратные энергосберегающие технологии. Наметившийся рост потребления как электрической, так и тепловой энергии при практически полном отсутствии ввода новых энергетических мощностей ставит вопрос о возможном дефиците тепловой энергии. Строительство новых станций требует больших капитальных вложений, оптимизация же отпуска тепловой энергии от ТЭЦ позволит высвободить существующие мощности для присоединения новых потребителей.
Большинство городов и поселков РФ отапливаются от местных котельных или ТЭЦ, работающих по графикам центрального качественного регулирования отпуска теплоты, рассчитанным по методикам пятидесятых годов прошлого века. Рост городов значительно увеличивает количество потребителей теплоты, подсоединенных к местной системе централизованного теплоснабжения. Новые же нагрузки покрываются за счет повышения мощностей источников теплоснабжения как правило без учета изменения характеристик тепловых сетей. Все это приводит к неоптимальному использованию топливных ресурсов и повышению стоимости энергии. Сложившаяся ситуация с завышенными по сравнению с нормативными значениями температурами обратной сетевой воды у источников централизованного теплоснабжения (особенно в утренние часы) общеизвестна. Это вызвано тем, что нагрузка систем горячего водоснабжения (ГВС) потребителей в течение суток колеблется в значительных пределах и в ночное время снижается до уровня 5—10 % от расчетного значения. Кроме изменения нагрузки ГВС к основным причинам, определяющим неравномерность потребления теплоты системами теплоснабжения в течении суток, относится изменение температуры наружного воздуха, а также корректировка настроек по расчетной температуре внутри помещений потребителей, оборудованных электронными системами автоматического регулирования.
Необходимо разработать механизм, который бы позволил производить расчет оптимального суточного графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения при условии обеспечения
всех потребителей необходимым количеством теплоты на отопление и горячее водоснабжение. При этом существующие тепловые сети отличаются разной протяженностью отдельных участков и, как следствие, разной тепловой инерционностью. Это существенно ограничивает применение оптимального суточного графика отпуска теплоты и определяет низкую эффективность современных систем централизованного теплоснабжения вследствие невозможности корректировать температуру теплоносителя по лучам тепловых сетей. Оптимизация отпуска теплоты от источника теплоснабжения с учетом функционирования тепловых сетей и потребителей тепловой энергии относится к разряду беззатратных методов повышения конкурентоспособности предприятий энергетики и поэтому может считаться одним из приоритетных направлений энергосбережения при работе теплоэнергетического оборудования. Данный способ снижения себестоимости производства тепловой энергии требует определять график отпускаемой теплоты так, чтобы все потребители были обеспечены необходимым количеством теплоты на отопление и горячее водоснабжение и при этом сам график отпуска теплоты был наиболее экономически выгоден предприятию энергетики.
С целью нормализации температуры обратной сетевой воды в [4] предложено осуществлять суточное регулирование тепловой нагрузки на ТЭЦ, учитывающее резкое и продолжительное снижение ее в ночное время (в основном из-за уменьшения нагрузки ГВС), а также изменение температуры наружного воздуха в течение суток, которое для многих континентальных районов Сибири достигает 20 °С. Функционирование потребителей тепловой энергии и производителя имеет взаимосвязанный характер: температурное воздействие одного оказывает влияние на работу другого. Для оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ необходимо построение взаимосвязанной оптимизационной модели функционирования источника и потребителя тепловой энергии.
Поскольку потребители тепловой энергии реальных ТЭЦ расположены на разном расстоянии от источника теплоснабжения, то при оптимизации отпуска теплоты необходимо разделять потребителей по географическому признаку. В районах теплопотребления необходимо вычленить потребителей, принадлежащих к группам
административных и жилых. Кроме того, необходимо разделить потребителей по способу присоединения установок горячего водоснабжения. Для оптимизации отпуска теплоты в режиме реального времени предлагается разделить сутки на ряд промежутков. Для каждого из временных промежутков находят усредненные параметры, характеризующие теплопотребление: нагрузки ГВС для каждого из типов потребителей, а также температуру наружного воздуха.
Первый этап оптимизации состоит в нахождении необходимой для покрытия нагрузки отопления и ГВС температуры прямой сетевой воды для каждого из видов потребителей. Потребители делятся по принадлежности к району тепло-потребления, к группам административных и жилых объектов, а также по способу присоединения установок ГВС. При расчете отдельных видов потребителей необходимо учитывать: нагрузки отопления и ГВС, соответствующие рассматриваемому временному промежутку, а также вид присоединения установки ГВС. Расчет необходимых температур сетевой воды у всех видов потребителей ведется для каждого временного диапазона, на которые предварительно делятся рассматриваемые сутки. Нагрузка ГВС любого потребителя находится с учетом ее снижения по суточным графикам исходя из принадлежности к группам административных или жилых зданий, причем для каждого рассматриваемого временного промежутка.
На втором этапе оптимизации находят температуры прямой сетевой воды на ТЭЦ в предшествующий временной промежуток, необходимые для того, чтобы в рассматриваемый временной промежуток температура сетевой воды на каждом из учитываемых потребителей была равна расчетной. Температуру прямой сетевой воды на ТЭЦ определяют с учетом аккумулирующих свойств тепловых сетей, а также транспортного запаздывания.
Диапазон температур прямой сетевой воды на ТЭЦ (в котором находится оптимальная для конкретного временного промежутка) ограничивается разной протяженностью отдельных участков тепловых сетей: участки тепловых сетей имеют разные характеристики тепловой изоляции, при этом скорость изменения температуры прямой сетевой воды на ТЭЦ не должна превышать 30 °С/ч; районы теплопотребления различаются составом потребителей тепловой энергии
и соответственно требованиями к изменению температур прямой сетевой воды в течение суток. Снять (удовлетворить) эти ограничения позволит изменение температуры теплоносителя по лучам тепловых сетей. Такое изменение температуры — по оптимизированным графикам центрального регулирования (в зависимости от оптимального суточного графика и потребностей конкретных потребителей) для каждого направления тепловых сетей — позволит уменьшить перерасходы тепловой энергии, а также снизить температуру обратной сетевой воды и соответственно увеличить выработку на тепловом потреблении на ТЭЦ. Решением этой задачи может служить применение установок, перераспределяющих потоки теплоты по разноинерционным ветвям теплосетей в зависимости от оптимального суточного графика и потребностей конкретных потребителей. Перераспределение потоков теплоты предполагается осуществлять с применением технологии тепловых насосов [5].
Результат достигается тем, что комплекс теплоснабжения обладает источником тепла и имеет не менее двух трубопроводов прямой и двух трубопроводов обратной сетевой воды. В качестве пикового источника теплоты комплекс снабжен тепловым насосом, а также установленными на каждом трубопроводе сетевой воды конденсаторами и на каждом трубопроводе обратной сетевой воды испарителями. На рис. 2 изображена схема установки, где 1 — источник теплоснабжения; 2, 3 — конденсаторы теплового насоса; 4, 5— испарители теплового насоса; 6 — тепловой насос; 7—привод; 8— первый потребитель; 9 — второй потребитель; 10—13 — регуляторы расхода; 14 — трубопровод прямо сетевой воды; 15 — трубопровод обратной сетевой воды.
При отсутствии транспортного запаздывания комплекс теплоснабжения работает следующим образом: воду, подогретую в источнике теплоснабжения 1 направляют по трубопроводу 14\ она разделяется на два потока, первый из которых направляется потребителю 8, второй поток — потребителю 9. Поток, направленный потребителю 8, нагревают в конденсаторе теплового насоса 2 хладагентом, которому передается тепло от испарителя теплового насоса 5 ил и 3 после сжатия в тепловом насосе 6, приводимом в движение приводом 7. Поток, направленный потребителю Я нагревают в конденсаторе теп-
Рис. 2. Схема комплекса теплоснабжения
лового насоса 4 хладагентом, которому также передается тепло от испарителя теплового насоса 5 или 3 после сжатия в тепловом насосе 6, приводимом в движение приводом 7. После охлаждения у потребителей <?, 9 потоки воды по обратным трубопроводам направляются в испарители теплового насоса 3, 5, в которых нагревают хладагент, снижая при этом температуру обратной сетевой воды.
При наличии транспортного запаздывания теплоносителя, направляемого потребителям, комплекс теплоснабжения работает следующим образом: воду, подогретую на источнике теплоснабжения У, направляют по трубопроводу 14\ она разделяется на два потока, первый из которых направляется потребителю <?, второй — потребителю 9. Потоки, направленные потребителям <?, 9 имеют транспортные запаздывания соответственно / и /,. Тогда поток, направленный потребителю <?, нагревают на время / раньше момента, когда необходимы соответствующие параметры у рассматриваемого потребителя. А поток, направленный потребителю Я нагревают на время /, раньше того момента, когда необходимы соответствующие параметры у данного потребителя. При этом повышение температуры по направлению к каждому потребителю осуществляется индивидуально с учетом аккумулирующей способности тепловых сетей и снижения температуры теплоносителя из-за потерь тепла. Снижение нагрева теплоносителя осуществляется по направлению потребителя 8 на время / раньше необходимого момента, а у потребителя 9 снижают температуру на время /, раньше необ-
ходимого. Поток, направленный потребителю <?, нагревают в конденсаторе теплового насоса 2 хладагентом, которому передается тепло от испарителя теплового насоса 5 ил и 3 после сжатия в тепловом насосе 6, приводимом в движение приводом 7. Поток, направленный потребителю 9, нагревают в конденсаторе теплового насоса 4 хладагентом, которому передается тепло от испарителя теплового насоса 5 ил и 3 после сжатия в тепловом насосе 6, приводимом в движение приводом 7. После охлаждения у потребителей <?, 9 потоки воды по обратным трубопроводам направляются в испарители теплового насоса 3, 5, в которых нагревают хладагент, снижая при этом температуру обратной сетевой воды. Распределения хладагента по конденсаторам 2, 4 и испарителям 3, 5 осуществляется регуляторами расхода 10—13.
Применение данной схемы позволит осуществить новую технологию перераспределения тепловых потоков между лучами тепловых сетей с использованием тепловых насосов и даст возможность модернизировать действующую либо создать новую схему отпуска теплоты в системах централизованного теплоснабжения при незначительных капитальных затратах. Это приведет к снижению эксплуатационных расходов и повышению тепловой мощности за счет оптимизации суточных графиков отпуска теплоты, снижения перетопа потребителей, а также снижения температуры обратной сетевой воды. Кроме того, расширит методы оптимизации систем централизованного теплоснабжения, а также позволит отказаться от распространенного сей-
час метода построения графиков центрального регулирования с применением одной температуры прямой сетевой воды для всех потребителей тепловой энергии и перейти к исследованиям режимов работы системы централизованного теплоснабжения по персонализированным графикам качественного регулирования для групп потребителей.
Разработка и технико-экономическое обоснование новой схемы использования преимуществ технологии тепловых насосов в системах централизованного теплоснабжения для перераспределения тепловых потоков по лучам тепловых сетей за счет снижения температуры обратной сетевой воды в комплексе с методиками
оптимизации отпуска теплоты по корректированным графикам центрального регулирования в течение суток соответствуют критической технологии — "Технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии" — и позволят решить задачи приоритетного направления развития науки РФ "Энергетика и энергосбережение".
Работа по повышению эффективности современных систем централизованного теплоснабжения с учетом невозможности корректировки температуры теплоносителя по лучам тепловых сетей проводится в рамках Федеральной целевой программы "Научные и научно-педагогические кадры инновационной России" на 2009—2013 годы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов [текст] / В.Я. Рыжкин; Под ред. В.Я. Гришфельда. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 328 е.: ил.
2. Рейд, Д. Тепловые насосы: пер. с англ. [Текст] / Д. Рейд, Д. Макмайкл. — М.: Энергоиздат, 1987. — 328 е.: ил.
3. Сафронов, П.Г. Использование теплового насоса в тепловых схемах тепловых электростанций [Текст] / П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов // Научные проблемы транспорта Сибири
и Дальнего Востока. - 2009. - № 2. - С. 202-204.
4. Батухтин, А.Г. Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ на основе математического моделирования с учетом функционирования различных типов потребителей [Текст]: автореф. дис.... канд. техн. наук // А.Г. Батухтин; Восточно-Сибир. госуд. техн. ун-т. - Улан-Удэ.: Изд-во ВСГТУ, 2005. - 16 с.
5. Патент 91620 РФ 1Л, МПК, Кл. Р01К 13/00. Комплекс теплоснабжения |Текст] / А.Г. Батухтин, М.СБасс., П.Г. Сафронов. - Опубл. 20.02.2010, Бюл. N° 5.
УДК 621.1
С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, Н.В. Горячих
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ МОЩНОСТИ
ОТ ТУРБОАГРЕГАТОВ ТЭЦ
Проблеме покрытия переменной части графиков электрической нагрузки уделялось много внимания. В последние 10—15 лет в энергосистемах нашей страны вследствие ряда объективных факторов все больше проявляется тенденция к разуплотнению суточных и недельных графиков электрической нагрузки. Эта проблема особенно остра в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин ввиду их
значительной доли в большинстве энергосистемы России. Разуплотнение электрических графиков нагрузки энергосистем требует, кроме создания специальных пиковых агрегатов и пиковых электрических станций, использования различных резервов мощности энергосистем.
Вопросы резервирования электрической мощности необходимо рассматривать при непременном условии полного обеспечения тепловой
