М.т.н. Н. Талціс, голова правління, м.е.н. А. Церс, керівник ТЦ «Иманта»,
С. Пліскачев, інженер-теплотехнік, АТ «Ригас Сілтумс»;
д.т.н. Е.Дзелзітіс, професор,
д.т.н. Д. Турлайс, професор, Ризький технічний університет, м Рига, Латвія
Минуло майже два роки з того моменту, коли в журналі НТ [1] було розказано про плани АТ «Ригас Сілтумс» (АТ «Rigas Siltums») встановити абсорбційний тепловий насос (ТН) для утилізації тепла охолоджуючої технологічної води когенераційного енергоблоку теплоцентралі «Иманта» (Imanta). Поставлена мета підвищення енергоефективності когенераціон- ного енергоблоку досягнута. Набутий досвід розвіяв міфи і побоювання і підтвердив на практиці методику підбору обладнання, відповідного кліматичних умов Латвії.
Історія реалізації проекту
Теплоцентраль «Иманта» була введена в експлуатацію в 1974 р для забезпечення теплових навантажень споживачів Ризького лівобережжя річки Даугава. До реконструкції виробництво теплової енергії забезпечували три водогрійних котли КВГМ-100 одиничною потужністю 116 МВт і два парових котла ДКВР-20-13 / 250 одиничною потужністю 16 МВт. Потужність встановленого при реконструкції теплоцентралі когенераційного енергоблоку [2] становить 48 МВт (електрична) і 48 МВт (теплова). Під час опалювального сезону водогрійні котли працюють паралельно з обладнанням енергоблоку, а в літній період знаходяться в стані резерву.
Після установки когенераційного енергоблоку подальші зусилля в підвищенні енергоефективності теплоцентралі були зосереджені на впровадженні теплонасосних технологій. Джерелом утилізованого тепла були обрані градирні відкритого типу (рис. 1), охолоджуючі технологічну воду енергоблоку (з системи охолодження масла турбін і газового компресора).
Реалізований проект дозволяє утилізувати низькопотенційне тепло в обсязі 2 МВт і тим самим запобігти його втрати в атмосферу або в дренажну каналізацію. У той же час технологічний процес абсорбції теплового насоса вимагає підведення високопотенційне теплової енергії (3 МВт), що забезпечується паровим котлом, встановленим на теплоцентралі для власних потреб.
Загальні витрати на реалізацію проекту склали 696,7 тис. Євро. З урахуванням нинішнього високого рівня цін на природний газ в Латвії і планованої щорічної економії його споживання в обсязі 842 тис. М 3. проект передбачається окупити протягом трьох років. Вплинути на зниження терміну окупності можуть державні плани по введенню акцизного податку на природний газ. Реалізований проект дозволяє щорічно додатково економити близько 1580 емісійних квот CO2. а також знизити споживання хімічно підготовленої води як мінімум на 30%.
Принципи підбору типу теплових насосів
При підготовці проекту розглядалися дві різні теплонасосні технології: із застосуванням компресорних і абсорбційних ТН. Їх принципова відмінність - вид підводиться рушійною енергії: електрична і теплова відповідно. Використання електроенергії ТН неминуче спричинило б за собою зниження її корисною вироблення когенераційним енергоблоком. Потужність компресорного ТН в залежності від реальних температур зворотної мережної води в середньому складе 500-600 кВт. У зв'язку з тим, що для підвищення потенціалу теплової енергії компресорний ТН використовує тільки електричну енергію, кількість відводиться в теплову мережу теплової енергії буде менше, ніж при установці абсорбційного ТН. Залежно від охолоджуючої потужності відводиться від компресорного ТН в мережу теплова потужність складе близько 2,2-2,5 МВт (1,9-2,15 Гкал / год). У свою чергу для приведення в дію абсорбційного ТН необхідна велика потужність джерела високопотенційне теплової енергії - близько 3 МВт (2,58 Гкал / год). Це означає, що від абсорбційного ТН передана в мережу теплова потужність складе близько 5 МВт (4,3 Гкал / год), тобто в два рази більше ніж від компресорного ТН.
При використанні компресорного ТН може виникнути проблема забезпечення процесу охолодження в умовах підвищених температур зворотної мережної води. Необхідно застосування турбокомпрессіонних установок з додатковим охолодженням, що тягне за собою істотне подорожчання обладнання і збільшення експлуатаційних витрат.
У разі, коли споживачам не потрібні великі обсяги теплової енергії, можливості утилізації низько потенційного тепла сильно обмежені. При низьких мережевих навантаженнях краще використовувати компресорний ТН, а, отже, теоретично річне число годин роботи ТН такого типу може бути більшим у порівнянні з абсорбційним ТН. При базових теплових навантаженнях ця перевага зводиться до мінімуму.
Експлуатаційні витрати теплонасосної системи включають в себе витрати на енергію, персонал і обслуговування. У компресорних ТН порівняно високі витрати на споживану електроенергію.
Виробництво енергії для приведення в дію абсорбційного ТН здійснюється з такими ж витратами, як і виробництво тепла на інших котлах (за умови, що застосовується паливо та енергоефективність котлів однакові). Беручи до уваги той факт, що це тепло тільки «перетинає» ТН перед попаданням в тепломережу, виходить, що рушійна енергія не вимагає додаткових витрат.
Слід зазначити, що режими роботи обох розглянутих теплонасосних систем повністю автоматизовані. Функція оперативного персоналу полягає в контролі їх діяльності. Компресорні установки вимагають більшої уваги в зв'язку із загальною інертністю технологічного процесу. Заплановані витрати на технічне обслуговування теж відрізняються - компресорні ТН використовують масло, яке необхідно замінювати і поповнювати. Має місце також витік охолоджуючої рідини (згідно гарантії в межах 1% в рік).
У абсорбційних установках кілька невеликих допоміжних насосів є єдиними рухомими складовими елементами. Отже, витрати на технічне обслуговування мінімальні. Виникаючі помилки можна легко усунути, що зменшує збитки при просте обладнання. При цьому не треба забувати, що абсорбційна установка є повністю замкнутою.
У нашому випадку температура утилізованого низько потенційного тепла досить висока (45-55 О С). З точки зору енергоефективності це є позитивним моментом, і в той же час викликає певні труднощі. При такій температурі утилізованого тепла в компресорних ТН необхідно використовувати інше робоче тіло - більш дороге і володіє, до того ж, так званим парниковим ефектом, а також використовувати більш потужний, і, природно, більш дорогий компресор. Навпаки, в абсорбційному ТН в цьому випадку може застосовуватися традиційне робоче тіло (розчин броміду літію).
Можна зробити висновок, що застосування процесу абсорбції в даному конкретному випадку має низку незаперечних переваг. В результаті після ретельної оцінки, враховуючи, що в опалювальний період велика кількість теплової енергії виробляється за допомогою водогрійних котлів, було прийнято рішення про встановлення абсорбційного ТН.
Потім були розглянуті три варіанти підключення.
У першому варіанті передбачалося для потреб абсорбційної ТН використовувати перегріту воду з контуру теплопостачання котла-утилізатора когенераційної установки. При розгляді даного варіанту було констатовано, що в різних режимах роботи установки (особливо при неповному навантаженні), температура і ступінь перегріву істотно змінюються. Також невирішеним залишалося питання забезпечення необхідного перегріву в разі зупинки коге- нераціонного блоку або недостатньо високих для охолоджувального процесу температур.
У другому варіанті передбачався відбір пара з турбіни. При розгляді даного варіанту були відзначені наступні ризики:
# 9632; можлива ситуація, коли парова турбіна НЕ розігріта або знаходиться в перехідному режимі експлуатації;
# 9632; теоретично можливе забруднення водяної системи котла-утилізатора робочим тілом ТН (розчином броміду літію) або мережевим теплоносієм;
# 9632; одночасно зі збільшенням кількості відібраного пара знижується вироблення електроенергії.
У третьому варіанті розглядалася можливість забезпечення абсорбційної ТН паром від котла, призначеного для власних потреб теплоцентралі (рис. 3). У зв'язку з тим, що останнім часом використання даного котла звелося до мінімуму, саме цей варіант був визнаний найбільш доцільним як з точки зору зниження всіх вищезазначених ризиків, так і з точки зору ефективності та забезпечення потреб і резервів ТН.
Вплив режимів роботи тепломережі на ефективність теплового насоса
Для ефективної роботи ТН велике значення має кількість годин на рік, коли температура зворотної мережної води досить низька і кількість споживаного пара невелика. На рис. 4 відображена погодинна динаміка зміни температури зворотної мережної води на протязі чотирьох років. Слід зазначити, що базовим для міського теплопостачання м Риги є температурний графік 130/70 Про З (зі зрізанням 118/65 Про С при температурі зовнішнього повітря -15 О С і нижче), а також те, що міські споживачі в своїх будинках мають можливість здійснювати регулювання температури опалювальної системи і ГВП. Два останні опалювальні сезони пройшли з нетипово низькими негативними температурами зовнішнього повітря, і кількість годин, коли температура зворотної мережної води перевищувала позначку 46 О С, було досить великим.
За результатами експлуатації абсорбційного ТН визначено, що при утилізації низько потенційного тепла технологічної води когенера- ційного енергоблоку в розмірі 2 МВт передана від ТН в мережі сумарна теплова потужність при температурі зворотної мережної води 40 Про З становить 4,4 МВт, при температурі 47 Про С - 5 МВт, а при максимальній температурі 63 Про С - 6,2 МВт. Якщо необхідно утилізувати меншу кількість тепла, кількість необхідного пара пропорційно зменшується. Перевірка гарантованих параметрів ТН проводилася при температурі зворотної мережної води 47 Про С.
Візуалізація технологічного процесу встановленого абсорбційного ТН показана на рис. 6, а основні технічні параметри представлені в таблиці.
Важливі моменти проекту, певні дослідним шляхом
1. Необхідно вчасно і правильно розставити пріоритети, головним з яких є забезпечення надійного та якісного охолодження когенераційного енергоблоку або ж отримання найбільшої кількості теплової енергії, яку слід передати в тепломережу. У першому випадку мова йде про охолоджувачі, у другому - про ТН. Якісно забезпечити обидва процеси одночасно не представляється можливим.
2. Обладнати абсорбційним ТН простіше когенераційні установки з охолоджувачами технологічних рідин закритого типу. Це пов'язано з тим, що вкрай складно запобігти утворенню полою на градирнях відкритого типу в разі суворих зимових умов і при відведенні здебільшого водяного потоку в ТН. При температурах зовнішнього повітря нижче -10 О С і при підвищенні температури зворотної мережної води для забезпечення процесу охолодження необхідно підводити до ТН значно більшу кількість теплової енергії у вигляді пари. Кількість спожитого пара при утилізації однакової кількості низкопотенциальной енергії при мінімальній і максимальній температурі зворотної мережної води відрізняється майже в
3. Важливим моментом є визначення оптимального навантаження ТН. Залежно від режиму роботи когенераційної станції, теплонасосная установка може бути призначена для роботи тільки в опалювальний сезон або також в літній період малих теплових навантажень. У літню пору, як і в періоди часткових теплових навантажень, раціонально використовувати відбір пара з турбіни. У латвійському кліматі тривалість опалювального сезону в середньому становить близько 5200 год / рік. Можливість забезпечити роботу ТН з повним завантаженням за рамками опалювального періоду випадає вкрай рідко, тому що зазвичай навантаження когенераційного енергоблоку в літній період складає близько 12% навантажень опалювального сезону, а вироблене ТН тепло знижує вироблення електроенергії. Встановлений на теплоцентралі «Иманта» ТН планується використовувати переважно в опалювальний сезон.
4. У що знаходиться в постійній роботі абсорбційного ТН були визначені значні тепловиділення в навколишнє середовище. Проведена термографія ТН дозволила поліпшити його теплоізоляцію, завдяки чому була підвищена ефективність роботи обладнання, а також знижена до нормативних значень температура в приміщенні.
5. Найбільш чутливим елементом проекту є ціна на природний газ, підвищення якої зменшує термін окупності, і в нашому випадку, з огляду на нинішні високі розцінки, це вкрай актуально.
Як ефективне рішення щодо зниження обсягів споживаного пара для забезпечення процесу утилізації низько потенційного тепла в ТН при температурах зовнішнього повітря нижче -10 О С і температурах зворотної мережної води вище +47 О С - можливе використання нагрівача повітря, що подається в котел для забезпечення процесу горіння. У нашому випадку буде вивчена можливість охолоджувати зворотний мережеву воду або технологічну воду когенераційного енергоблоку за допомогою стандартних нагрівачів повітря в двох воздуховодах котла КВГМ-100.
У доступному для огляду майбутньому отриманий досвід планується використовувати і при реалізації геотермальних проектів, що без розуміння особливостей теплонасосних технологій не представляється можливим.
5. Keil C. Plura S. Radspieler M. Schweigler C. Customized Absorption Heat Pumps for Utilization of Low-Grade Heat Resources.
скачати безкоштовно Досвід утилізації низько потенційного тепла з використанням абсорбційного теплового насоса в архів.zip (235 кБт)