Технические науки/5. Энергетика

д.т.н. Ефимов Н.Н., к.т.н. Скубиенко С.В., ассист. Янченко И.В.

ФГБОУ ВПО «Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова», Россия

О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ

НАСОСОВ В СХЕМАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ.

В настоящее время в Российской Федерации среди электрических станций установленной мощностью свыше 1000 МВт, большую часть составляют конденсационные (67-68%), КПД которых, как правило, не превышает 40 %. В основном это связанно с потерями тепла, отработанной циркуляционной водой необходимой для полной конденсации пара в турбине, а также со снижением рабочих параметров пара на входе в турбину [1].

Снижение параметров пара обусловлено тем, что основное оборудование современных тепловых электростанций сильно изношено. Сталь, из которой изготовлено котельное оборудование и сопловые аппараты турбоустановок, не способна длительно выдерживать номинальную нагрузку, что влечет за собой снижение установленной мощности энергоблоков ТЭС, а это негативно сказывается на КПД всей электростанции.

Техническое перевооружение отечественной энергетики, в рамках программы развития электроэнергетики России, предусматривает реализацию проектов по эффективной модернизации существующих ТЭС и АЭС [2].

Изучение проблемы связанной с потерями тепловой энергии на электростанциях, способствовало развитию научно-исследовательских работ в области применения тепловых насосов в технологических циклах электростанций [3-5]. Проведенный анализ существующих схемных решений по модернизации энергоблоков ТЭС и АЭС показал, что данное направление представляет значительный научный интерес. По результатам многочисленных исследований получены результаты интеллектуальной деятельности, отражающие актуальность данного научного направления при этом большинство исследований было направленно на оптимизацию только одной определенной системы, входящей в состав тепловой схемы электростанции, а комплексный подход практически не рассматривается [6-8].

Большинство схемных решений основано на применении парокомпрессионных тепловых насосов (ПКТН), что значительно снижает возможности предлагаемых тепловых схем из-за ограниченности не только его температурного режима, но и специфики преобразования низкопотенциальной тепловой энергии [9].

Для оценки целесообразности применения ПКТН в составе энергоблоков электростанций был выполнен сравнительный анализ показателей тепловой экономичности стандартной тепловой схемы энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт (рис. 1), работающего при среднестатистических параметрах с коэффициентом недовыработки 0,96, с возможными вариантами подключения теплового насоса.

Рис. 1. Расчетная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт: 1 - паровой котел; 2 - промежуточный пароперегреватель; 3 - паровая турбина; 4 - конденсатор; 5 - турбогенератор; 6 - сетевая установка; 7 - охладитель эжекторов; 8 - охладитель пароуплотнений; 9 - конденсатный насос; 10 - группа ПНД; 11 - дренажный насос; 12 - турбопривод питательного насоса; 13 - питательный насос; 14 - деаэратор; 15 - группа ПВД.

Среди возможных схемных решений по подключению теплового насоса были рассмотрены следующие варианты: 1- подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №9 и НСП сетевой установки (рис. 2а); 2- подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №8,9 и НСП сетевой установки (рис. 2б); 3- теоретическая возможность подключения к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №7,8,9 и НСП сетевой установки (рис. 2в).

По результатам проведенных расчетов, выполненных в соответствии с существующей методикой расчета тепловых схем [1], были получены показатели тепловой экономичности для стандартной и модернизированных тепловых схем ТЭС (таблица 1), а также энергетические характеристики работы теплового насоса (таблица 2).

Таблица 1

Показатели тепловой экономичности стандартной тепловой схемы ТЭС и

модернизированной тепловым насосом парокомпрессионного типа

Наименование показателя	Стандартная схема	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
1. Расход пара на турбоустановку D0, кг/с	238,12
2. Расход теплоты на турбоустановку QТУ, кВт	634472,10
3. Электрическая мощность турбоустановки NЭ, кВт	288000,00	291344,72	293174,55	295706,19
4. Удельный расход теплоты на турбоустановку qту, кДж/(кВт∙ч)	7653,46	7568,64	7523,02	7460,81
5. Электрический КПД турбоустановки η^эту	0,470	0,476	0,479	0,483
6. Расход теплоты на энергоблок QС, кВт	719356,13
7. КПД энергоблока ηс	0,400	0,405	0,408	0,411
8. Удельный расход теплоты на энергоблок qс, кДж/(кВт∙ч)	8991,95	8888,72	8833,24	8757,62
9. Удельный расход условного топлива b^эу, кг/(кВт∙ч)	0,307	0,304	0,302	0,299
10. Расход натурального топлива BН , кг/(кВт∙ч)	36,69

	а)
	б)
	в)
Рис. 2. Схемные решения по подключению парокомпрессионного теплового насоса к технологическому циклу ТЭС: 1– паровая турбина; 2– конденсатор паровой турбины; 3– турбогенератор; 4– испарительный контур теплового насоса; 5– парокомпрессионный тепловой насос; 6– сетевая установка; 7– конденсационный контур теплового насоса; 8– конденсатный насос; 9– группа ПНД; 10– дренажный насос.

Таблица 2

Энергетические характеристики парокомпрессионного теплового насоса

Наименование показателя	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
1. Прирост электрической мощности турбоустановки NЭ, кВт	3344,72	5174,55	7706,19
2. Тепловая мощность ПКТН QТН, кВт	30120,10	43472,10	58416,95
3. Электрическая мощность затрачиваемая на привод компрессора ПКТН NТН, кВт	6024,02	8694,42	11683,39

На основе полученных результатов расчета для каждого варианта были построены следующие гистограммы:

1 - изменения электрической мощности энергоблока (рис. 3а);

2 - изменения КПД энергоблока (рис. 3б);

3 - изменения КПД турбоустановки (рис. 3в).

По результатам проведенного сравнительного анализа видно, что применение ПКТН в технологическом цикле ТЭС может способствовать увеличению установленной мощности электростанции на 3344,72 ÷ 7706,19 кВт, а ее КПД на 0,5 ÷ 1,1 %. Однако учитывая затраты энергии на собственные нужды энергоблока, при работе компрессора теплового насоса, которые значительно превышают показатели стандартной тепловой схемы на 6024,02 ÷ 11683,39 кВт, фактические значения установленной мощности и КПД электростанции будут значительно ниже, чем при традиционной схеме. Таким образом, применение ПКТН позволит обеспечить экономичность работы только турбоустановки, за счет повышения ее электрического КПД.

Наиболее перспективным способом модернизации существующих энергоблоков ТЭС и АЭС может являться применение в составе тепловых схем электростанций тепловых насосов абсорбционного типа (АБТН). Абсорбционные тепловые насосы обладают высокими показателями энергетической эффективности, в 2 раза выше, по сравнению с парокомпрессионными машинами и повышенными эксплуатационными характеристиками [9-13].

	а)
	б)
	в)
Рис. 3. Показатели тепловой экономичности энергоблока ТЭС с парокомпрессионным тепловым насосом (ПКТН)

Для сравнения энергетических характеристик тепловых схем ТЭС с разными типами теплонасосных установок, был взят аналогичный энергоблок ТЭС мощностью 300 МВт, работающий при среднестатистических параметрах, в состав технологического цикла которого был подключен АБТН (рис. 4). Данное схемное решение и математическая модель режимов работы АБТН в составе ТЭС были рассмотрены в работах [12,13].

Рис. 4. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-300-240-2 ХТГЗ с АБТН: 1- паровая турбина; 2- конденсатор паровой турбины; 3- турбогенератор; 4- испарительный контур АБТН; 5- сетевая установка; 6- конденсационный контур АБТН; 7- конденсатный насос; 8- группа ПНД; 9- дренажный насос; 10- абсорбционный тепловой насос (АБТН).

Аналитические исследования данного схемного решения показали, что удельный расход теплоты на энергоблок удалось сократить на 16,55 ÷ 34,21 кДж/(кВт∙ч) по сравнению со стандартной компоновкой, а КПД энергоблока электростанции повысить на 0,2÷0,3 %.

Несмотря на преимущества применения АБТН в составе тепловых схем электростанций возникает ряд вопросов связанных с эффективностью работы тепловых насосов при переменных режимах энергоблоков. Если для тепловых насосов парокомпрессионного типа данный вопрос уже рассматривался [14,15] и имеются конкретные результаты экспериментальных исследований, то для тепловых насосов абсорбционного типа, работающих в составе энергоблоков крупных электростанций исследования возможных вариантов эксплуатационных режимов, в явном виде не проводились.

Решение данных вопросов связанно с развитием научных исследований в области наиболее рациональных способов интеграции теплонасосных установок абсорбционного типа в состав существующего энергетического оборудования и исследований режимов работы модернизированных тепловых схем электростанций при сезонных изменениях нагрузок энергоблоков, что, в целом, может способствовать повышению экономичности работы не только ТЭС, но и АЭС.

Выводы:

1. Реализация проектов по модернизации энергоблоков существующих тепловых и атомных электростанций за счет применения тепловых насосов является целесообразной, что подтверждается положительными результатами расчета тепловых схем.

2. Решение вопросов применения тепловых насосов в схемах ТЭС и АЭС связанно с развитием научных исследований в области наиболее рациональных способов интеграции теплонасосных установок в состав существующего энергетического оборудования и исследований режимов работы модернизированных тепловых схем электростанций при сезонных изменениях нагрузок энергоблоков.

3. Наиболее перспективным способом модернизации существующих электростанций может являться способ, основанный на использовании тепловых насосов абсорбционного типа.

Литература

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. 3 изд.–М.: Энергоатомиздат, 1987.– 327 с.

2. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С., Сапаров М.И. Развитие электроэнергетики России// Электрические станции. 2013. №3. С.2-8.

3. Сорокин О.А. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС// Промышленная энергетика. 2005. №6. С. 36-41.

4. Плевако А.П. Возможность использования тепловых насосов на ТЭС и котельных// Сборник научных трудов. Национальный исследовательский Томский политехнический университет. Томск, 2012. С. 229-232.

5. Стенин В.А. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на изобретение RUS 2247840 14.01.2003.

6. Буров В.Д., Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой. Патент на полезную модель RUS 122124 23.05.2012.
7. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Подстрешная Н.С. Тепловая электрическая станция. Патент на изобретение RUS 2321758 10.04.2008.

8. Ефимов Н.Н., Лапин И.А., Малышев П.А., Скубиенко С.В. и др. Тепловая электрическая станция. Патент на полезную модель RUS 81259 10.03.2009.

9. Попов А.В., Горшков В.Г., Леванов О.С., Лысцов С.О.. Анализ эффективности различных типов водоохлаждающих машин на атомных электростанциях// Тяжёлое маш. 2010. №4.

10. Горшков В.Г., Паздников А.Г., Мухин Д.Г., Севастьянов Р.В.. Промышленный опыт и перспективы использования отечественных абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин и тепловых насосов нового поколения// Холодильная техника. 2007. №8. стр. 23-29.

11. Ефимов Н.Н., Малышев П.А., Скубиенко С.В. Способ работы электростанции. Патент на изобретение RUS 2425987 21.12.2009.

12. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., Янченко И.В. Математическая модель режимов работы энергоблока ТЭС с тепловым насосом // Wyksztalcenie I nauka bez granic - 2013 : Materialy IX Miedzynar. nauk.-prakt. konf., 07-15 grudnia 2013 r. - Przemysl : Nauka i studia, 2013. - Vol. 46 : Techniczne nauki. - Р. 3-10 .

13. Ефимов Н.Н., Янченко И.В., Скубиенко С.В.Энергетическая эффективность использования абсорбциионного бромисто-литиевого теплового насоса в тепловых схемах ТЭС /Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки - 2014. - № 1. - С. 17-21.

14. Тарасова В.А., Харлампиди Д.Х., Харлампиди Х.Э. Оценка термодинамического совершенства современных чиллеров и тепловых насосов при работе в режиме с неполной нагрузкой// Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т.16. № 19. С. 125-129.

15. Ильин А.К., Дуванов С.А. Анализ переменных режимов работы тепловых насосов// Вестник Саратовского государственного технического университета. 2004. Т. 4. № 1. С. 51-58.