Использование компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Использование компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе

М.Л. Богданович, младший научный сотрудник,

Научно-исследовательский и инновационный центр автоматизированных систем управления в теплоэнергетике и промышленности, г. Минск, Республика Беларусь

Функционирование любой ТЭС всегда сопровождается потерями энергии, переходящими в теплоту, которая в итоге рассеивается в окружающую среду [1]. Данный вид потерь традиционно считается неизбежным из-за низкого потенциала теряемой теплоты, хотя их наличие ведет к существенному понижению энергетической эффективности ТЭС [2]. Так, для отвода теплоты от обмоток и стали турбогенераторов используют водород. Его охлаждают в водяных газоохладителях технологической водой, которая затем поступает в градирни или сбрасывается в водоем.

Количество выделяемой теплоты зависит от электромагнитного КПД генератора и определяется по уравнению:

Qг=Pг.(1-зг)/зг,МВт.ч (1)

где Pг - часовая выработка электроэнергии генератором, МВт.ч; зг - КПД генератора.

Основной целью применения теплонасосных установок (ТНУ) является утилизация теплоты низкого потенциала, благодаря чему снижаются затраты первичной более ценной энергии [3]. В настоящей работе рассмотрен вариант использования компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения на примере утилизации теплоты охлаждающей воды генераторов на паротурбинных ТЭЦ (рис. 1).

Количество теплоты, отпущенное от ТНУ в тепловую сеть, составит:

От» =Ог+Рт1* , МВт.ч (2)

где PТНУ - часовое потребление электроэнергии компрессором ТНУ, МВт .ч.

Одной из важных характеристик теплового насоса является коэффициент преобразования энергии:

k=QТНУ /Ptw (3)

Учитывая (3), выражение (2) можно записать в следующем виде:

QТНУ=Qг/(1-1/k),МВт.ч (4)

Сокращение расхода топлива на ТЭЦ вследствие применения ТНУ определится из выражения: АВтэц=От» -(W+1)/(riKa-QP), кгу.т., (5)

где W - полная удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; з^ - КПД котла (парового или водогрейного); Qрн=0,00814 МВт.ч/кгу.т. - низшая теплота сгорания условного топлива.

В то же время, при работе ТЭЦ изолированно от водогрейной котельной, отпуск теплоты отТНУ приведет к необходимости в дополнительной выработке электроэнергии на замыкающей КЭС: ?ЭКЭс=Ота -W+P-tw =Ота -(W+1/k), МВт.ч (6)

Выработка электроэнергии на ТЭЦ непосредственно оказывает влияние на расход топлива на КЭС [4]. Поэтому в данном случае для сохранения электропотребления в энергетической системе, расход топлива на замыкающей КЭС, учитывая (6), возрастет на величину:

AB|oc=Qrw -(нн+1Б)/(зйпп·^3Р·и5). кгу.т. (7) где зКЭС - КПД замыкающей КЭС; зЛЭП - КПД электрических сетей.

Изменение системного расхода топлива от использования компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения запишется как разность выражений (7) и (5):

?Вс=?Вкэс-?Втэц=(От» /Cfi)x Ч[(W+1/k)/(зКЭС.зЛЭП)-(W+1)/зка], кгу.т. (8)

Если в выражение (8) подставить (1) и принять Qг=1 МВт.ч, то получим изменение системного расхода топлива, отнесенное к 1 МВт.ч утилизированной тепловой энергии:

?Bс=[123/(1-1/k)]ЧЧ[(W+1/k)/(зКЭС.зЛЭП)-(W+1)/зка], кгу.т. (9)

Когда ТЭЦ работает параллельно с водогрейной котельной, ТНУ разгрузит водогрейные котлы и изменение системного расхода топлива, отнесенное к 1 МВт.ч утилизированной тепловой энергии, запишется:

?Bс=[123/(1-1/k)].[1/k/(зКЭС.зЛЭП)-1/зка], кгу.т. (10)

В случае применения (9) и (10) для конкретной энергетической системы значения зка, зКЭС и зЛЭП с большой точностью могут считаться постоянными величинами, принимаемыми из отчетных и справочных данных. Следовательно, изменение системного расхода топлива главным образом зависит от k и W. Современные компрессионные ТНУ обладают коэффициентом преобразования энергии k=2-6, а удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении паротурбинных ТЭЦ изменяется в пределах W=0,07-0,60. З рис. 2 представлены результаты расчетов изменения системного расхода топлива по выражениям (9) и (10) соответственно, от использования компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ. Здесь в качестве замыкающей рассматривалась паротурбинная КЭС (ПТУ КЭС) с блоками К-300-240,зКЭС=0,4.

Очевидно, что положительные значения ?Bс характеризуют системный перерасход топлива, отрицательные - экономию. Аналогичные расчеты выполнены для случая, когда в качестве замыкающей рассматривается парогазовая КЭС (ПГУ КЭС), зКЭС=0,6 (рис. 3).

Анализ графического материала, представленного на рис. 2, 3, позволяет выделить область значений k и W, для которых наблюдается системная экономия топлива в результате использования компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ.

Как правило, ТЭЦ входят в энергетические образования и работают параллельно с иными источниками электро- и теплоснабжения. По этой причине необходимо отдельно рассмотреть влияние ТНУ на эффективность теплофикации для случаев работы ТЭЦ изолированно и параллельно с водогрейными котлами.

Энергетическая эффективность теплофикации основывается на экономии топлива, получаемой при удовлетворении от ТЭЦ заданного энергопотребления, по сравнению с расходом топлива при раздельном методе выработки электрической энергии на конденсационных электрических станциях и теплоты на котельных [5], которую можно записать в следующем виде:

ДВфш= (B|oc+BK0T) - ВТЭц=[ЭКэс/(т1кэс'т1лэп'Он)+Окот/(Лка-Он)]-(Этэц+Отэц)/(фтэц-Он). кгу.т. (11)

где Bкот - расход топлива на котельной, кгу.т.; ЭКЭС, ЭТЭЦ - выработка электроэнергии соответственно на КЭС и ТЭЦ, МВт.ч; Qкот, QТЭЦ - отпуск теплоты соответственно от котельной и ТЭЦ, МВт.ч; срхэц - коэффициент использования теплоты топлива ТЭЦ.

Если принять ЭКЭС=ЭТЭЦ, Qкот=QТЭЦ и Qрн=0,00814 МВт.ч/кг у.т., после чего выражение (11) разделить на Qкот, то получим:

?Bтф=123.[(W/(зКЭС.зЛЭП)+1/зка)-

-(W+1)/q)T3u].Kry.T. (12)

Из (12) следует, что для достижения большей системной экономии топлива, необходимо совершенствовать теплофикационный цикл, в основном путем повышения W. Применяя ТНУ на ТЭЦ, с учетом (9) энергетическая эффективность теплофикации запишется в виде:

ДВ^ ={123- [(\Л//(зК3п·з^р)+1/зк3)-(нн+1 )ЛРтэц]}--{[123/(1 -1/k)]. [(W+1/k)/(зКЭС.зЛЭП)--(W+1)/зка]},кгу.т. (13)

Очевидно, что системная экономия топлива будет наблюдаться лишь в случаях, когда второе слагаемое выражения (13) меньше первого, а увеличение системной экономии - при его отрицательных значениях.

Увеличение зКЭС, зка, либо того и другого, приводит к снижению экономии топлива от применения теплофикации, что следует из (12), целесообразность же применения ФЙХ на ТЭЦ при этом возрастает (рис. 2а, 3а), что может сдерживать сокращение эффективности теплофикации, а в отдельных случаях даже ее повышать. Основываясь на сказанном, были выполнены расчеты по определению системной экономии топлива определенной по (13) для энергетической системы с ПТУ КЭС, зКЭС=0,4 и ПГУ КЭС зКЭС=0,6 (рис. 4).

Анализ полученных результатов говорит о том, что в условиях замыкающей ПТУ КЭС, зКЭС=0,4 применение ТНУ с k>4 позволит увеличить эффективность работы теплофикационной системы при их установке на ТЭЦ со средними параметрами свежего пара. Если k<4, то целесообразность применения ТНУ на ТЭЦ вызывает сомнение. Совершенно иначе обстоит дело, когда в качестве замыкающей рассматривается ПГУ КЭС зКЭС=0,6. Тогда применение ТНУ с k>2 позволит увеличить эффективность работы теплофикационной системы при их установке на любой ТЭЦ, применение же компрессионного ТНУ с k<2 не имеет смысла. Таким образом, снижение системной экономии топлива от применения теплофикации в результате повышения эффективности работы замыкающей КЭС, компенсируется использованием ТНУ на ТЭЦ. Здесь следует заметить, что речь идет о режиме работы ТЭЦ изолированно от водогрейной котельной.

Когда ТЭЦ работает параллельно с водогрейной котельной, о системной экономии топлива в чистом виде говорить не приходится. Работа водогрейных котлов характеризуется отпуском теплоты в результате прямого сжигания топлива, поэтому для конкретной водогрейной котельной необходимо оценивать системный перерасход топлива. Применение ТНУ разгрузит водогрейные котлы и приведет к снижению системного перерасхода топлива, который для 1 МВт.ч утилизированной тепловой энергии запишется:

?Bвк= 1/зка-[( 123/(1-1/k) ).(1/k/(зКЭС. зЛЭП)-1/зка)],кгу.т. (14)

теплонасосный компрессионный паротурбинный

Из выражения (14) следует, что снижение системного перерасхода топлива напрямую зависит от k, а при введении замыкающей ПГУ КЭС эта величина сократится, в результате роста зКЭС (рис. 2б, 3б). Однако эффективность любого мероприятия можно рассматривать только после проведения экономического анализа.

О том, что применение ТНУ в промышленности не всегда может приводить к ожидаемым результатам, говорится в работе [6], относительно ТЭЦ об этом частично сказано в [7], там же говорится о необходимости выполнения экономических расчетов. В условиях объединенной энергетической системы экономическая привлекательность любого варианта изменения технологической схемы характеризуется величиной системной экономии топлива, выраженной в денежном эквиваленте. Для проведения экономических расчетов продолжительность расчетного периода принималась 8 лет, что вызвано сроком службы хладагентов ТНУ [6]. Удельные вложения в ТНУ принимались на уровне 250 у.е. за 1 кВт тепловой мощности, цена условного топлива - 140 у.е. за 1 ту.т., замыкающая КЭС - ПТУ КЭС, зКЭС=0,4 и ПГУ КЭС зКЭС=0,6 (рис. 5а). Дополнительно были выполнены расчеты, когда цена условного топлива возрастает до 400 у.е. за 1 т у.т., при тех же замыкающих КЭС (рис. 5б).

Представленные на энергетическом рынке современные компрессионные ТНУ характеризуются различными k, а так же стоимостью, что затрудняет осуществить выбор потенциального оборудования. О необходимости применения ТНУ можно говорить только в случае системной экономии топлива, определяемой по выражениям (9, 10). Таким образом, существует пороговое значение коэффициента преобразования энергии ТНУ k п, соответствующее каждому W, при достижении которого изменение системного расхода топлива равно нулю, а превышение kп приводит к системной экономии топлива. С целью определения kп в условиях энергосистемы для различных замыкающих КЭС были выполнены расчеты, результаты которых представлены в таблице.

Анализ данных, представленных в таблице, говорит о том, что в условиях замыкающей ПТУ КЭС при существующем уровне развития техники применение ТНУ для нужд теплоснабжения на ТЭЦ с начальными параметрами пара свыше 13 МПа и 550 ОC не целесообразно. Иначе обстоит дело после совершенствования производства электроэнергии в результате развития ПГУ КЭС (см. таблицу). Это позволяет сделать вывод, что рост использования компрессионных ТНУ на паротурбинных ТЭЦ можно ожидать после совершенствования раздельного производства электрической и тепловой энергии.

Выводы

Результаты теоретического исследования использования компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения на примере утилизации теплоты охлаждающей воды генераторов паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергосистеме, говорят о том, что:

1. При работе ТЭЦ изолированно от водогрейной котельной системная экономия топлива прямо пропорциональна коэффициенту преобразования энергии ТНУ k и обратно пропорциональна удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении ТЭЦ W.

2. При работе ТЭЦ параллельно с водогрейной котельной системная экономия топлива прямо пропорциональна коэффициенту преобразования энергии ТНУ k независимо от удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении ТЭЦ W.

3. Внедрение ТНУ на ТЭЦ получит развитие после совершенствования раздельного производства электрической и тепловой энергии, т.к. данное мероприятие позволит сдерживать снижение эффективности теплофикации, а в отдельных случаях повышать ее.

4. Полученные результаты справедливы в случаях применения компрессионных ТНУ для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе независимо от низкопотенциального источника теплоты.

Литература

1. Гохштейн Д. П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. - М.: «Энергия», 1969. - 368 с.

2. Кубашов С.Е. Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты тепловых электрических станций. Автореф. канд. техн. наук, Иваново - 2008 - 20 с.

3. Шарапов В.И., Ротов П.В. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения. - М.: Издательство «Новости теплоснабжения», 2007. - 164с.

4. Андрющенко А.И., Николаев Ю.Е., Ларин Е.А., Осипов В.Н. Совершенствование методики расчетов эффективности систем теплофикации городов // Вестник СГТУ. 2008. № 1.С. 111-117.

5. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов. - 6-е изд., перераб. - М.: Издательство МЭИ, 1999. -472 с.: ил.

6. Злобин А. А., Курятов В.Н., Мальцев А.П., Романов Г.А. Тепловые насосы в промышленности - мифы и реальность // ЭСКО: электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». 2005. № 7.

7. Шпильрайн Э.Э. Возможность использования теплового насоса на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2003. № 7. С. 54-56.

Размещено на Allbest.ru