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 ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АБСОРБЦИОННОГО ТЕПЛОВОГО НАСОСА В ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ ТЭС

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 [1,2,3,4]. Однако тепловые насосы парокомпрессионного 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 хладогента в испарителе не ниже 6 ^оС [5].

Наиболее перспективным способом повышения эффективности работы энергокомплексов 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 (рис. 1) 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.

Рис. 1. 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

Теплонасосная установка в данном случае обеспечивает тепловую мощность, как подогревателя системы регенерации (ПНД), так и подогревателя сетевой установки, обеспечивающей отопительную нагрузку энергоблока. Пар последнего регенеративного отбора турбоустановки 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 [6]. 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, параметры которого обеспечивают условия эксплуатации деаэрационной установки энергоблока и ПВД №3 [7,8].

Отработав в генераторе теплового насоса, пар сбрасывается в виде конденсата в подогреватель системы регенерации П8, таким образом, обеспечивается дополнительный подогрев основного конденсата парового цикла.

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 ∆t, которая определяется по уравнению 1, а затем сбрасывается в систему технического водоснабжения.

(1)

Здесь Q_И – расчетное значение охлаждающей мощности испарительного контура теплового насоса, при коэффициенте трансформации ζ = 2, кВт; η_ТН – КПД теплового насоса; G_ЦВ – расчетное значение расхода циркуляционной воды, при начальной температуре на входе в конденсатор 12 ^оС, кг/с; с_В – теплоемкость воды, кДж/(кг∙К). Все расчетные данные относятся к энергоблоку ТЭС мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ.

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 [7], то возникает теоретическая возможность полного замещения регенеративного подогревателя на конденсатор теплового насоса.

В качестве примера рассмотрим номинальный режим работы теплонасосной установки с заданными параметрами для энергоблока мощностью 300 МВт работающего с коэффициентом недовыработки 0,96 [7,8].

Тогда расчетная тепловая мощность регенеративного подогревателя П9:

(2)

где D₉ – расчетное значение расхода греющего пара на ПНД №9, кг/с; h₉ – энтальпия греющего пара на входе в подогреватель, кДж/кг; h₉’ – энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя, кДж/кг; η_П – КПД регенеративного подогревателя.

Расчетная тепловая мощность теплового насоса составит:

(3)

где η_ТН – 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 МВт и определяется по уравнению 4, на конденсатор теплового насоса, то мощность конденсационного контура теплового насоса в данном случае будет определяться по уравнению 5.

(4)

где D^max_НСП – максимальное расчетное значение расхода греющего пара на нижний сетевой подогреватель, при условии отключения верхнего сетевого подогревателя, кг/с; h_НСП – энтальпия греющего пара на входе в подогреватель, кДж/кг; h_НСП’ – энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя, кДж/кг; η_П – КПД сетевого подогревателя.

(5)

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, а также снизить влияние теплового загрязнения окружающей среды в районе расположения ТЭС.

2. Использование конденсационного контура теплового насоса в системе регенерации позволит обеспечить надежность и эффективность работы последних регенеративных подогревателей при изменении режима работы энергоблока ТЭС.

3. Применение АБТН в контуре сетевой установки позволит обеспечить постоянный отпуск тепловой энергии потребителю без дополнительного увеличения тепловой мощности энергоблока.

Литература

1. Пат. 2321758 РФ. Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, М.И. Орлов, Н.С. Подстрешная. Опубл. 10.04.2008 // Б.И. 2008. № 10.

2. Пат. на полезную модель 119394 РФ. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной / Д.Л. Догадин, И.Н. Крыкин, Г.А. Латыпов. Опубл. 20.08.2012 // Б.И. 2012. № 23.

3. Пат. 2247840 РФ. Способ работы тепловой электрической станции / В.А. Стенин. Опубл. 10.03.2005 // Б.И. 2005. № 7.

4. Пат. на полезную модель 81259 РФ. Тепловая электрическая станция / Н.Н. Ефимов, И.А. Лапин, П.А. Малышев, Р.В. Попов, П.Н. Радаев, А.В. Черьни, А.А. Лемешев, Г.Б. Каратаев, С.В. Скубиенко, А.С. Ощепков. Опубл. 10.03.2009 // Б.И. 2009. № 7.

5. Системы динамического охлаждения и отопления; комфортное жизнеобеспечение: учебное пособие / В.М. Столетов; Кемеровский технологический институт пищевой промышленности. – Кемерово, 2009. – 112с.

6. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. – М.: Издательство МЭИ, 2001.– 488 с.: ил.

7. 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: ЮРГТУ, 2004.– 184 с.

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