Анализ эффективности различных типов тепловых насосов. Абсорбционный тепловой насос – принцип работы

Во время проектирования теплонасосной установки иногда возникает необходимость подобрать тепловой насос для отопительной системы с высокотемпературным графиком, например 60/45 °С. Возможность получения высоких температур позволило бы расширить сферу применения тепловых насосов. Особенно это актуально для , поскольку они подвержены влиянию температурных колебаний окружающего воздуха.

Большинство тепловых насосов способны достичь разницы температуры между низкопотенциальным источником тепла и подачей в систему отопления не более чем на 60 °С. Это означает, что при температуре окружающего воздуха -15 °С максимальная температура подачи не превышает 45 °С, для воздушного теплового насоса. Этого будет уже недостаточно для нагрева горячей воды.

Проблема заключается в том, что температура парообразного хладагента в компрессоре во время сжатия не может превышать 135 °С. В обратном случае масло, добавляемое в контур хладагента, начинает коксоваться. Это может привести к выходу из строя компрессора теплового насоса.

На диаграмме изменения давления и энтальпии (содержания энергии) видно, что максимальная температура в систему отопления не может бать больше 45 °С в случае если воздушный тепловой насос работает при температуре окружающей среды -15 °С.

Для решения этой задачи было принято простое, но в то же время очень эффективное решение. В контуре рабочей жидкости был добавлен дополнительный теплообменник и расширительный клапан (ТРВ).

Часть хладагента (от 10 до 25%), после конденсатора отбирается на дополнительный клапан ТРВ. В клапане рабочая жидкость расширяется и затем подается на дополнительный теплообменник. Данный теплообменник служит испарителем для этого хладагента. После, низкотемпературный пар впрыскивается непосредственно в компрессор. Для этого компрессор высокотемпературного теплового насоса оснащают еще одним входом. Такие компрессоры называют компрессорами с промежуточным впрыском пара «EVI» (intermediate vapour injection). Этот процесс происходит во время второй трети сжатия парообразного хладагента.

Источником тепла в дополнительном теплообменнике является оставшийся хладагент, подаваемый на основной клапан ТРВ. Это так же дает свой положительный эффект. Основной поток хладагента переохлаждается на 8-12 °С и попадает в испаритель с меньшей температурой. Это позволяет поглотить большее количество природного тепла.

Благодаря этим процессам происходит «смещение» температуры показанное на диаграмме. Тем самым есть возможность сжимать пар больше в компрессоре, достигая необходимого показателя давления и не превышая максимальную температуру 135 °С.

Несмотря на применение технологии промежуточного впрыска пара добиться температуры подачи в систему теплоснабжения выше 65 °С не предоставляется возможным в тепловых насосах данной конструкции. Максимальное давление хладагента должно быть таким, чтобы в момент начала конденсации рабочая жидкость не превысила значения температуры большее, чем критическая точка. К примеру, для часто используемого хладагента R410A эта точка равна 67 °С. В противном случае, хладагент перейдет в не стабильное состояние и не сможет «правильно» сконденсироваться.

Кроме повышения максимальной температуры, EVI технология значительно улучшает . На графике ниже показана разница в эффективности теплового насоса оснащенного технологией промежуточного впрыска пара и обычного теплового насоса. Благодаря этому свойству EVI компрессоры так же устанавливаются в тепловых насосах грунт-вода и вода-вода.

Во время проектирования системы теплоснабжения с применением теплового насоса следует отдавать предпочтение низкотемпературным отопительным графикам. Таким требованиям отвечают системы тёплых полов, теплых/холодных стен, фанкойлы и т.д. Однако в случае возникновения необходимости получения более высоких температур следует применять высокотемпературные тепловые насосы с технологией промежуточного впрыска пара EVI.

Назначение АБТН (абсорбционного бромисто — литиевого теплового насоса) – утилизация бросового тепла и его трансформация на более высокий температурный уровень. Для этого тепловому насосу требуется дополнительный источник энергии – не электрический, а тепловой. Выбор модели АБТН определяется температурой бросового тепла, требуемой температурой потребителя тепловой энергии и имеющимся видом дополнительного теплового ресурса.
АБТН первого типа предназначен для утилизации низкотемпературной тепловой энергии (не ниже 30°С). На выходе АБТН формируется температура до 90°С. В составе выходной тепловой энергии АБТН первого типа 40% составляет «бросовая» теплота. А 60% составляет дополнительно потребляемая высокотемпературная тепловая энергия (пар, горячая вода, теплота сжигания топлива). Также возможно использование «бросовой» энергии дымовых (отходящих) газов, отработанного пара, горячей воды, не потребляемой в теплый период года.
АБТН первого типа может заменить собой градирни системы оборотного водоснабжения, и это одна из самых перспективных областей их применения. Однако температура воды, нагретой АБТН первого типа, не превышает 90°С.
АБТН второго типа могут нагреть воду до высоких температур, могут вырабатывать также и пар, и не требуют использования дополнительного источника тепловой энергии. Однако лишь 40% утилизированной энергии трансформируется на высокотемпературный уровень, а 60 % утилизируемой энергии сбрасывается в градирню.

Плюсы АБТН

• Количество бросовой теплоты в составе выработанной тепловой энергии более 40%.
• Эффективность использования топлива при применении АБТН первого типа увеличивается на десятки процентов.
• Абсорбционные тепловые насосы второго типа утилизируют бросовую теплоту от среднетемпературного источника (60~130 ℃) и вырабатывают высокопотенциальную тепловую энергию (90~165 ℃), не потребляя дополнительный тепловой ресурс.

Преимущества АБТН Shuangliang Eco-Energy

Shuangliang Eco-Energy – крупнейший в мире производитель АБХМ и АБТН. Высокое доверие к продукции завода Shuangliang Eco-Energy определяется длительным (с 1982 года) и успешным (каждый год с конвейера Shuangliang Eco- Energy сходит до 3500 единиц продукции) опытом крупносерийного производства.
На базе Shuangliang Eco-Energy работают единственная в мире специализированная международная докторантура, научно-исследовательский и технологический центр абсорбционных технологий. Shuangliang Eco-Energy разработала китайские национальные стандарты производства АБХМ (аналог ГОСТ), которые строже, чем японские, европейские и североамериканские.
Основными потребителями АБТН является тепло-, электрогенерирующие компании и энергоемкие технологические производства (нефте- и газо-переработка, нефтехимия, производство минеральных удобрений, металлургия и т.п.). Поэтому абсорбционные тепловые насосы, как правило, имеют существенно большую установленную мощность , чем абсорбционные холодильные машины. Если единичная мощность серийных образцов АБХМ ограничиваются полутора десятками МВт, то единичная мощность серийно выпускаемых АБТН производства Shuangliang Eco-Energy достигает 100 МВт.
Технологические достижения и уникальные конструкторские решения Shuangliang Eco-Energy позволяют предлагать компактное (сравнительно с другими производителями), надежное и эффективное оборудование. На базе Shuangliang Eco-Energy работают единственная в мире специализированная международная докторантура, научно-исследовательский и технологический центр абсорбционных технологий, что позволяет находить наилучшие и самые современные технические решения. Опыт производства крупных АБТН и отлаженные алгоритмы оптимизации режимов их использования дают тепловым насосам Shuangliang Eco-Energy особые преимущества.
Итоговая оценка качества АБХМ и АБТН формируется тремя показателями: продолжительность эксплуатации, надежность и эффективность (СОР). И по этим критериям продукция Shuangliang имеет наивысшие оценки.

Наилучшие технологические решения Shuangliang Eco-Energy

1. Коррозионная стойкость материала теплообменных труб генератора абсорбционных бромисто-литиевых машин
Трубы генератора абсорбционного теплового насоса (АБТН) – наиболее уязвимый элемент конструкции, так как раствор бромистого лития является агрессивной средой, особенно при довольно высоких температурах (до 170°С), характерных для эксплуатации паровых, газовых АБТН и АБТН на выхлопных газах. Коррозионная стойкость труб генератора определяет продолжительность безаварийной работы чиллера.
Большинство ведущих производителей АБТН в конструкции генератора с водяным и паровым подогревом используют SS316L (аустенитную нержавеющую сталь). Исключением является лишь один завод, который предпочитает применять ферритную нержавеющую сталь SS430Ti.
Наиболее частой причиной выхода из строя АБТН является питтинговая коррозия труб генератора, интенсивность которой снижается легирующими добавками хрома, никеля и молибдена. Особенно важным является наличие молибдена.
Согласно данным исследования, проведённого финской компанией Outukumpu, одним из крупнейших производителей стали в мире, нержавеющая сталь SS316L имеет высокую коррозийную стойкость по сравнению с другими марками стали, что особенно важно при работе в среде бромистого лития. Устойчивость к питтинговой коррозии стали SS316L в 1,45…1,55 выше, чем у стали SS430Ti.
2. Кожухотрубные теплообменники раствора бромистого лития обеспечивают эксплуатационную безопасность
Некоторые производители абсорбционных холодильных машин используют пластинчатые теплообменники раствора из-за их более низкой стоимости, тогда как в абсорбционных чиллерах Shuangliang используются кожухотрубные теплообменники раствора. Недостатком пластинчатых теплообменников является сложность раскристаллизации рабочего раствора.
Эффективность теплопередачи в пластинчатых теплообменниках выше, поэтому при некоторых условиях может происходить резкое снижение температуры раствора бромистого лития, что может привести к кристаллизации раствора.
Существующие автоматические системы защиты от кристаллизации обеспечивают надежное срабатывание. Однако практика показывает необходимость дополнительных мер защиты от возникновения кристаллизации в нештатных режимах эксплуатации, возникающих, как правило, при отсутствии должного сервиса: нарушение вакуума АБТН, резкое снижение температуры охлаждающей воды ниже допустимого значения, выход из строя регулирующего клапана подачи пара, повреждение насоса раствора и пр.
Вероятность блокирования проходов кристаллизованным раствором значительно выше у пластинчатых теплообменников чем у кожухотрубных, из-за малых размеров каналов.
Для вывода теплообменника из состояния кристаллизации необходимо прогреть ту часть, где она произошла. Определить эту часть в пластинчатом теплообменнике очень тяжело, а зачастую просто невозможно. Поэтому для восстановления работоспособности чиллера необходимо нагреть теплообменник полностью, что требует много времени, особенно при больших размерах АБТН.
Кожухотрубные теплообменники лишены вышеуказанных проблем, прогрев осуществляется по месту кристаллизации, восстановление работоспособности занимает не много времени.
Еще одним фактором, усложняющим раскристаллизацию пластинчатого теплообменника, является более высокое гидравлическое сопротивление, вследствие меньших размеров каналов.
3. Эксплуатационная надежность конструкции трубных пучков теплообменника генератора высокого давления абсорбционных бромисто-литиевых тепловых насосов с прямым сжиганием топлива
АБТН с непосредственным сжиганием топлива предъявляет самые высокие требования к конструктивному исполнению высокотемпературного генератора. Ведущими производителями используется две основных системы: жаротрубная и водотрубная. В жаротрубных системах греющая среда (топочные газы) омывает поверхности нагрева (топочное пространство трубы – т.н. «жаровую трубу») с внутренней стороны, тогда как в водотрубных системах греющая среда омывает поверхности нагрева с наружной стороны, а нагреваемая среда находится внутри трубы.
Рис. 1: Водотрубная схема

Рис. 2: Жаротрубная схема

Недостатки жаротрубной системы высокотемпературного генератора в сравнении с водотрубной:

• Большие габариты (в т. ч. более длинные трубки теплообменника) из-за менее эффективного тепло-массо-обмена.
• Длинные трубки теплообменника генератора становятся причиной температурных деформаций, что вызывает разрушение конструкции.
• Повышенная взрывоопасность.
• Ограниченное общее количество пусков, связанное с температурными деформациями.

Преимущества водотрубных систем в сравнении с жаротрубными

• Высокая эксплуатационная надежность.
• Высокая эффективность тепло-массо-обмена, следовательно, меньшие габариты генератора.
• Меньшие температурные деформации – следовательно, большая продолжительность безаварийной эксплуатации.
• Меньшая инерционность при пуске и остановке.
• Меньшая взрывоопасность.

А. В. Попов, Институт теплофизики СО РАН (ИТ СО РАН)

В последнее десятилетие в нашей стране наблюдается значительный интерес к тепловым насосам (ТН). Это связано, в первую очередь, с ростом цен на энергоносители и проблемами экологии. Этому способствует и зарубежный опыт.

Следует отметить, что за рубежом теплонасосная техника находит широкое применение на протяжении уже более 30 лет. В России практическое использование ТН находится в зачаточном состоянии. Такое положение с использованием ТН в России связано как с объективными, так и с субъективными причинами.

В настоящее время на рынке имеются самые различные типы ТН. У специалистов часто возникают проблемы с обоснованием применения и выбором оптимального типа ТН для конкретного объекта. В данной статье приводится укрупненная классификация наиболее распространенных типов ТН, методика анализа их эффективности, практические советы по выбору типа ТН с учетом особенностей конкретного объекта.

Основные типы и классификация ТН

Тепловым насосом называется термодинамическая система (техническое устройство), позволяющая трансформировать теплоту с низкого температурного уровня на более высокий. Данные машины предназначены преимущественно для получения горячей воды, воздуха, пригодных для отопления, горячего водоснабжения и других целей. Необходимым условием для применения ТН является наличие низкотемпературного источника теплоты, по температурным параметрам не пригодного для использования в качестве греющей среды на вышеуказанные цели.

В настоящее время определилось два основных принципиальных направления в развитии ТН:

Парокомпрессионные тепловые насосы (ПТН);

Абсорбционные тепловые насосы (АТН).

Парокомпрессионные тепловые насосы.

Существуют различные типы ПТН. По низкотемпературному источнику теплоты и нагреваемой среде ПТН подразделяются на типы: «вода-вода», «воздух-вода», «воздух-воздух», «вода-воздух». По типу используемого компрессорного оборудования на спиральные, поршневые, винтовые и турбокомпрессорные. По виду привода компрессора- на электроприводные, с приводом от двигателя внутреннего сгорания, газовой или паровой турбины.

В качестве рабочего тепла в данных машинах используются хладоны – преимущественно фторхлорсодержащие углеводороды, Т.Н. фреоны.

Конструкции и принцип работы ПТН подробно описаны в .

Абсорбционные тепловые насосы.

АТН подразделяются на два основных вида - водоамиачные и солевые. В водоамиачных машинах абсорбентом является вода, а хладагентом аммиак. В солевых машинах абсорбентом является водный раствор соли, а хладагентом вода. В мировой практике в настоящее время применяют преимущественно солевые ТН, в которых абсорбентом является водный раствор соли бромистого лития (H 2 O/LiBr) – АБТН.

В АБТН процессы переноса теплоты совершаются с помощью совмещенных прямого и обратного термодинамического циклов, в отличие от парокомпрессионных ТН, в которых рабочее тело (хладон) совершает только обратный термодинамический цикл.

По отечественной классификации абсорбционные бромистолитиевые машины подразделяются на повышающие и понижающие термотрансформаторы. В настоящей работе рассматривается понижающий термотрансформатор, как наиболее распространенный тип.

По виду потребляемой высокотемпературной теплоты АБТН подразделяются на машины:

С паровым (водяным) обогревом;

С огневым обогревом на газообразном или жидком топливе.

По термодинамическому циклу АБТН бывают с одноступенчатой или двухступенчатой схемами регенерации раствора, а также двухступенчатой абсорбцией.

Схемы, конструкции различных типов АБТН и принцип их работы приведены в работах.

Энергетическая эффективность ТН.

Парокомпрессионные и абсорбционные ТН для осуществления термодинамических циклов потребляют различные виды энергии: ПТН- механическую (электрическую), АТН- тепловую.

Для сравнения эффективности различных типов ТН необходим общий показатель. Таким показателем может быть удельный расход топлива на выработку теплоты или коэффициент его использования. Такой подход правомерен ещё и потому, что в России базовыми электростанциями являются тепловые, работающие на органическом топливе.

Энергетическая эффективность ПТН характеризуется коэффициентом преобразования энергии

где Qп – произведенная теплота;

Qк – мощность в тепловом эквиваленте, затраченная на привод компрессора.

Величина коэффициента преобразования ПТН (φ) зависит, в основном, от температур низкотемпературного источника теплоты и температуры нагреваемой среды на выходе из ТН (рис.1). Чем больше перепад температур между нагреваемой и охлаждаемой средами, тем ниже эффективность ПТН.

Рис. 1. Зависимость коэффициента преобразования φ ПТН от перепада температур между нагретой водой (t W2) и охлажденной водой (t S2).

Эффективность АБТН характеризуется коэффициентом трансформации

где Qп – количество произведенной теплоты;

Qг – количество высокотемпературной теплоты, подведенной к генератору ТН.

Реальные коэффициенты трансформации АБТН приведены на рис. 2. В зависимости от перепада температур между нагреваемой и охлаждаемой средами применяют различные типы машин: с одно - или двухступенчатой схемами регенерации раствора; с двухступенчатой схемой абсорбции

Рис. 2. Зависимость коэффициента трансформации М АБТН от перепада температур между нагретой водой (t W2) и охлажденной водой (t S2).

1 – с двухступенчатой схемой регенерации раствора (М = 2,2).

2 – с одноступенчатой схемой регенерации раствора (М = 1,7).

3 – с двухступенчатой абсорбцией (М = 1,35).

В ПТН при использовании электроэнергии на привод компрессора от тепловой электростанции удельный расход топлива (здесь и далее в тепловом эквиваленте) составит В = 1/(φ·ηэл)

где η эл – КПД электростанции с учетом потерь электроэнергии в сетях (в России ~ 0,32).

В ПТН при использовании в качестве привода компрессора двигателя внутреннего сгорания или газовой турбины с утилизацией теплоты продуктов сгорания топлива удельный расход топлива на выработку теплоты составит

В = 1/(φ · ηм + ηт)

где ηм – механический КПД привода;

ηт – тепловой КПД привода.

Удельный расход топлива на выработку теплоты в АБТН составит

В = 1/(М · η)

где η – КПД источника высокотемпературной теплоты или генератора ТН при огневом обогреве.

Удельный расход топлива на выработку теплоты в котле составит

где η – КПД котла.

Рассмотрим различные варианты автономного источника для получения горячей воды. Для сравнения возьмем котел на органическом топливе и различные варианты тепловых насосов (рис. 3).

Рис. 3. Энергетические балансы различных схем производства теплоты:

а) котел на органическом топливе;

б) ПТН с электроприводом от тепловой электростанции;

в) ПТН с приводом от ДВС или газовой турбины;

г) АБТН на газообразном или жидком топливе.

ПТН с электроприводом от тепловой электростанции при коэффициенте преобразования φ<2,6–3 по сравнению с котлом экономию топлива не дает (меньшее значение φ для котлов на твердом топливе, большее на газовом или жидком топливе). С учетом более высоких по сравнению с котлом удельных капитальных вложений на ТНУ и электрогенерирующие мощности использование ПТН с электроприводом может быть экономически оправдано (приемлемый срок окупаемости дополнительных капитальных вложений) при φ=4-5.

ПТН с приводом компрессора от двигателя внутреннего сгорания или газовой турбины при утилизации теплоты продуктов сгорания топлива и системы охлаждения двигателя дает экономию топлива уже при φ≥1,5. Однако экономическая целесообразность применения данного типа ТН должна определяться на основе технико- экономических расчётов, т.к. удельные капитальные затраты на данный тип ТН в несколько раз выше затрат на котел. Применение ПТН с низким коэффициентом преобразования приводит к неоправданно высоким срокам окупаемости капитальных вложений.

АБТН всех типов по сравнению с котлом имеют удельный расход топлива на 40 ÷ 55% ниже. Т.е. эффективность использования топлива в АБТН в 1,7-2,2 раза выше, чем в котле. При этом себестоимость производимой в АБТН теплоты на 25-30 % ниже чем в котле.

Особо следует рассмотреть эффективность использования ТН в составе ТЭЦ. В условиях существующих ТЭЦ часто возникает необходимость увеличения мощности теплофикационного отбора станции. Как правило, эту проблему решают установкой дополнительных «пиковых» котлов. Теплофикационную мощность станции можно существенным образом увеличить за счет применения ТН.

На рис. 4 показана схема применения АБТН в составе ТЭЦ. Такая схема позволяет без изменения балансов и параметров пара в турбине значительно увеличить мощность теплофикационной части станции без увеличения расхода топлива. При этом себестоимость дополнительно произведенной теплоты при существующих ценах на АБТН составляет 60-80 руб/Гкал, а срок окупаемости капитальных вложений не превышает 1-2 лет. Применение ПТН в данной схеме в любом случае будет иметь экономическую эффективность значительно ниже, чем АБТН.

Некоторые авторы, ссылаясь на зарубежный опыт, в частности Шведский, отмечают, что электроприводные ПТН применяют даже при φ<3. Действительно некоторые теплонасосные установки в Швеции и других странах Европы имеют φ≤3 и достаточно рентабельны (срок окупаемости 3-4 года). Это связано, в первую очередь, со структурой электроэнергетики данных стран. В ряде Европейских стран базовыми электрогенерирующими мощностями являются атомные и гидроэлектростанции, а значит относительно дешевая электроэнергия. Поэтому ТНУ с электроприводом в данных странах даже при φ≤3 экономически целесообразны, т. к. позволяют реально экономить дорогостоящее органическое топливо, сократить вредные выбросы в окружающую среду, экономить электроэнергию замещая, электрообогрев.

При выборе типа теплового насоса кроме энергетической и экономической эффективности следует учитывать также особенности различных типов машин (срок службы, воздействие на окружающую среду, ремонтопригоднрность, требуемая квалификация обслуживающего персонала, возможность регулирования мощности в широком диапазоне и т. д.).

С точки зрения воздействия на окружающую среду и безопасность АБТН имеют явное преимущество перед ПТН, т.к. не используют хладоны- фторхлорсодердащие углеводороды. В соответствии с Монреальским протоколм от 1987 года, фактически все хладоны, используемые в ПТН, проходят более тщательный контроль на «озонобезопасность», «парниковый эффект» и облагаются жесткими штрафами при их неправильном применении и утилизации. В АБТН все процессы протекают под вакуумом и в отличие от ПТН, они не подведомственны ГОСГОРТЕХНАДЗОРу.

АБТН имеют значительно больший срок службы, т. к. по существу являются теплообменным оборудованием, высокую ремонтопригодность, мало шумные в работе.

К преимуществам ПТН с электроприводом следует отнести простоту их энергоснабжения. На некоторых объектах это может быть определяющим фактором в их пользу.

Для успешного развития работ по ТН в России имеются все предпосылки: машиностроительная и сырьевая базы, научные и инженерные кадры, значительный объём выполненных научно- исследовательских и опытно- конструкторских работ, освоено производство многих типов ТН, имеется достаточно значимый опыт их эксплуатации, практически неисчерпаемые низкопотенциальные источники теплоты.

В тоже время следует отметить, что, как показывает зарубежный опыт, широкое применение энергосберегающих технологий может быть только при активном участии государства, заключающее, главным образом, в создание законодательных и нормативных актов, стимулирующих использование энергосберегающей техники.

Литература

1) В. Г. Горшков Тепловые насосы. Аналитический обзор //Справочник промышленного оборудования, 2004, № 2.

2) А. Г. Корольков, А.В. Попов, А. Влад. Попов Абсорбционные бромистолитиевые водоохлаждающие и водонагревательные трансформаторы теплоты //Проблемы энергосбережения № 1 (14) февраль 2003.

3) Попов А. В. , Богданов А. И., Паздников А. Г. Опыт разработки и создания абсорбционных бромистолитиевых тепловых насосов //Промышленная энергетика – 1999, № 8- с 38-43.

4) Бараненко А. В., Попов А. В., Тимофеевский Л. С., Волкова О. В. Абсорбционные бромистолитиевые преобразователи теплоты нового поколения //Холодильная техника, 2001, № 4- с18-20.

5) Попов А. В. Система охлаждения и утилизации тепла дымовых газов мусоросжигающих заводов //Очистка и обезвреживание дымовых газов на установках, сжигающих отходы и мусор. - Новосибирск, 1999 - с121-132. Журнал "Проблемы энергосбережения", август,2005г.

| скачать бесплатно Анализ эффективности различных типов тепловых насосов , Попов А. В. ,

Немногие знают, что такое абсорбционный тепловой насос и его принцип работы. Устройство становится все более и более популярным. Можно предположить, что уже в ближайшем будущем АТН будет занимать лидирующие позиции в соответствующем сегменте рынка.

В этой статье мы постараемся в общих чертах рассказать что такое абсорбционный насос и как он работает. Подробный цикл работы будет описан в одной из последующих публикаций.

Принцип работы

Иногда АТН путают с адсорбционными тепловыми насосами, но это неверно. В отличие от последних, у абсорбционных тепловых насосов принцип работы основан на использовании жидкого абсорбента. В общих чертах абсорбционные тепловые насосы функционируют так же, как .

Состоит оборудование из нескольких теплообменных приборов. Соединяются они контурами, которые способствуют циркуляции хладагентов и абсорбентов. Принцип функционирования заключается в поглощении абсорбентом пара, отличающегося более низкой температурой. Параллельно с этими процессами выделяется необходимое количество теплоты.

Как следствие - хладагент (теплоноситель) начинает закипать под вакуумом; в генератор попадает абсорбент, что приводит к устранению водяного пара, который недавно поглощался. Теперь абсорбер вновь принимает солевой концентрат, а испаритель - пары хладагента.

В качестве абсорбента обычно выступает раствор соли бромистого лития (LiBr) в воде. Поэтому такое оборудование называется абсорбционные бромисто-литиевые тепловые насосы (АБТН)

Благодаря происходящим процессам оборудование генерирует тепло. Область применения абсорбционных тепловых насосов - достаточно широкая. Главное - учесть конкретное назначение насоса, и для каких именно целей он предназначен.

Достоинства и недостатки абсорбционных тепловых насосов

Абсорбционный тепловой насос обладает массой преимуществ. Среди них наиболее значимыми являются:

• Нагрев среды до отметки в +60 / +80 °С;
• Широкий спектр тепловой мощности, который колеблется от нескольких киловатт до мегаватт;
• Большой срок службы, в особенности, если сравнивать с устройствами парокомпрессорного типа;
• Эффективность достигает 30-40% и определяется выбранным режимом функционирования;
• Масштабы применения постоянно увеличиваются;
• В качестве источника энергии используется кипяток, пар, некоторые виды газов;
• Принцип работы абсорбционного теплового насоса не предусматривает большого количества движущихся элементов, создающих шум в процессе функционирования.

Кроме преимуществ у такого оборудования есть недостатки:

• Высокая стоимость;
• Потребность в доступном низкотемпературном тепле;
• Большой срок окупаемости при нерегулярном использовании.

В основном абсорбционные тепловые насосы - довольно громоздкие агрегаты и используются в промышленности. Это обусловлено наличием большого количества низкотемпературного тепла на производствах, предприятиях, заводах.

Наконец, тепловые насосы абсорбционного типа отличаются надежностью. Детали изготавливаются из качественных материалов, прекрасно справляющихся со своими функциями. Корпус - прочный, способен выдерживать серьезные механические удары, стойкий к воздействиям вредных факторов внешней среды.

АТН в основном применяются в промышленности, но сейчас доступны абсорбционные тепловые насосы малой мощности для дома. Единственное ограничение в их использовании - необходимость наличия низкотемпературного тепла в том виде, в каком его может поглотить абсорбент.

Воздушный тепловой насос: принцип работы, конструк...

Монтаж теплового насоса воздух-воздух - не в...

Тепловые насосы для отопления дома - отзывы...

Тепловой насос воздух-вода для отопления дома R...

Принцип работы теплового насоса воздух-воздух R...

КПД теплового насоса для отопления - реальные цифр...

Плюсы и минусы тепловых насосов - грунтового...

Сколько стоит отопление тепловым насосом - узнаем...

Тепловой насос воздух-воздух для отопления дома - ...

Аннотация

На примере ОЭС Беларуси рассматривается возможность использования бромисто-литиевых абсорбционных тепловых насосов для блокирования рассеяния тепловой энергии с циркуляционной водой и водой охлаждения генератора и масла системы смазки. PDF

Annotation

The possibility of usage of Absorption Heat Pump worked on LiBr solution to avoid the lube oil, generator radiation and circulating water heat dissipation is considered in this article by the example of the United Energy System of Belarus.

Абсорбционные тепловые насосы в тепловой схеме ТЭЦ для повышения её энергетической эффективности

В. Н. Романюк , докт. техн. наук , Д. Б. Муслина , А. А. Бобич , магистры техн. наук , Н. А. Коломыцкая , магистр экон. наук , Т. В. Бубырь, студент, Белорусский национальный технический университет, РУП «БЕЛТЭИ», С. В. Мальков, директор ЗАО «Сервис тепло и хладооборудования»

Введение

Перевод на парогазовую технологию ТЭЦ согласно исследованиям Российской академии наук более эффективен, чем переход к парогазовым конденсационным электростанциям (КЭС) , и его следует осуществлять в первую очередь. Однако усовершенствование ТЭЦ с помощью газотурбинных (ГТУ) высокотемпературных надстроек требует больших капвложений, при это привлечение инвестора для КЭС в условиях Беларуси оказалось менее сложной задачей, что и определило отставание модернизации ТЭЦ от перехода к парогазовым КЭС.

Сегодня в ОЭС Беларуси вводятся парогазовые конденсационные блоки с удельным расходом топлива (УРТ) на выработку электроэнергии на уровне 220 г/(кВт×ч), что сопоставимо с его величиной у паротурбинных ТЭЦ республики. Указанное обстоятельство вместе с изменением ситуации на рынке энергоресурсов обострило проблему повышения эффективности паротурбинных ТЭЦ и определило необходимость повышения их эффективности с помощью менее затратных проектов. К соответствующим решениям, что вполне понятно, предъявляется требование по сохранению их актуальности при последующем переводе ТЭЦ на парогазовую технологию. К таким решениям можно отнести и интеграцию в состав ТЭЦ тепловых аккумуляторов , а также иные нововведения, например перевод турбогенераторов на работу с ухудшенным вакуумом. Вместе с тем последнее связано с необходимостью изменений конструкции паротурбинной установки: встраивание в конденсатор сетевого пучка, модификация последних ступеней турбины. И то и другое, как и сама работа турбоустановки с ухудшенным вакуумом, не всегда приемлемы по тем или иным причинам. В этих условиях альтернативным решением переходу на ухудшённый вакуум может быть применение абсорбционных бромистолитиевых тепловых насосов (АБТН). С их помощью обеспечивается более эффективно решение той же задачи блокирования рассеяния тепловой энергии с циркуляционной водой, при этом не требуется каких-либо изменений конструкции турбоустановки.

Указанные АБТН выпускаются в готовой удобной для монтажа и эксплуатации конструкции, получившей название чиллера. Они допускают одновременное использование и в роли холодильных машин, обеспечивающих отпуск холодной воды по температурному графику 7/12 °С, что необходимо, например, на ТЭЦ при её переводе на работу с газотурбинной надстройкой для охлаждения воздуха, поступающего в компрессор ГТУ. В результате достигается практически непрерывное использование абсорбционной установки в течение всего года. Интеграция АБТН, к примеру, в тепловую схему турбогенератора ПТ-60 обеспечивает годовую системную экономию природного газа более 5,5 тыс. т у.т., и при этом достигается выполнение требуемых экономических ограничений: простой срок возврата инвестиций в течение до 2 лет с момента ввода в эксплуатацию, соответствующие значения динамического срока возврата инвестиций, внутренней ставки доходности и др.

Проблема конденсационного пропуска пара теплофикационных турбогенераторов

Технически минимальный пропуск пара в конденсатор турбогенераторов типов «П», «Т», «ПТ» и связанный с ним перерасход топлива, который ранее не вызывал вопросов, сегодня неприемлем. Например, для уже упоминавшихся наиболее распространённых турбогенераторов ПТ-60 и их модификаций минимальный пропуск пара в конденсатор ограничен величиной 12 т/ч. Для начальных параметров пара 13 МПа с учётом вклада регенеративных отборов на этом пропуске пара в конденсатор мощность генерации электроэнергии турбогенератора ПТ-60-130 составляет 4,3 МВт. Рассеяние тепловой энергии с циркуляционной водой (ЦВ), отводящей теплоту процесса конденсации 12 т/ч пара при давлении 4 кПа, - 6,3 Гкал/ч. УРТ на выработку электроэнергии на указанном потоке пара оценивается величиной 0,42 кг/(кВт×ч), что на »0,2 кг больше вытесняемой генерации электроэнергии на парогазовых конденсационных блоках. С учётом 5 % потерь электроэнергии на доставку её к промышленным нагрузкам ТЭЦ этот показатель для КЭС равен 0,24 кг/кВт×ч. При годовой наработке турбогенератора 7,5 тыс. часов пережог топлива составляет »6 тыс. т у.т., в валюте - более 1,5 млн. USD. В связи с общим количеством ТЭЦ в стране (36 единиц) становится очевидной актуальность задачи по устранению такого нерационального использования топлива. В приведённых расчётах в качестве замыкающей ТЭС принимается парогазовый блок с абсолютным электрическим КПД 54 %. Выбор обусловлен тем, что (с учётом структуры потребления в стране тепловой и электрической энергии, а также изменений в структуре генерации указанных энергопотоков после внедрения на паротурбинных ТЭЦ высокотемпературных надстроек) с вводом АЭС в составе генерирующих мощностей ОЭС Беларуси не остаётся нагрузки для паротурбинных КЭС, используемых сегодня в качестве замыкающих мощностей .

Решение задачи подавления рассеяния тепловой энергии с циркуляционной водой с помощью перевода турбогенераторов на работу с ухудшенным вакуумом

Давление в конденсаторе турбины при работе на ухудшённом вакууме (УВ) увеличивается до 0,06 МПа, а мощность генерации электроэнергии на рассматриваемом расходе 12 т/ч пара в конденсатор составляет 3,4 МВт. При этом из теплофикационного отбора вытесняется пар в количестве, соответствующем потоку тепловой энергии 6,3 Гкал/ч (7,2 МВт). Удельная выработка Т-отбора рассматриваемого турбогенератора с учётом вклада потоков регенерации составляет ≈516 кВт×ч/Гкал, что позволяет определить снижение мощности генерации электроэнергии до 3,2 МВт на пропуске пара в Т-отбор в связи с переходом к режиму УВ. Таким образом, при переходе к ухудшённому вакууму в конденсаторе ПТ-60 в связи со снижением мощности генерации ТЭЦ передаётся на КЭС до 4,3 – (3,4 – 3,2) = 4,1 МВт. Соответствующая часовая системная экономия топлива оценивается величиной 0,79 т у. т./ч и состоит из следующих слагаемых в сравнении со штатным режимом, имеющих место в связи с:

Вытеснением генерации на потоке пара в конденсатор и передачей её на КЭС ПГУ: 4,3 (0,42 – 0,24) = 0,77 т/ч;

Вытеснением генерации на потоке пара в Т-отбор и передачей её на КЭС ПГУ: 3,2 (0,17 – 0,24) = –0,22 т/ч;

Генерацией в режиме УВ на потоке пара в конденсатор с УРТ равным 164 г/(кВт·ч), которая оценивается в 3,4 · (0,24 - 0,164) = 0,25 т/ч.

Очевидно, что при переводе турбогенератора на работу с ухудшенным вакуумом годовое число часов его работы, определяющее в том числе системную экономию топлива, зависит от конкретных условий зоны теплоснабжения и состава ТЭЦ. В том случае, когда оно будет равно ранее указанным 7,5 тыс. часов, системная годовая экономия топлива составит 5,9 тыс. т у.т.

Абсорбционный тепловой насос

Абсорбционный тепловой насос - устройство непрерывного действия, предназначенное для передачи тепловой энергии от источника с более низкой температурой к источнику с более высокой температурой. Для компенсации подобного неестественного перехода тепловой энергии требуется на привод АБТН затратить тепловую энергию (ТЭ). Абсорбционные установки обратного цикла уступают по энергетическим характеристикам парокомпрессионным машинам, но если последним для работы требуется энергетически и экономически более ценная механическая энергия, то первые могут использовать дешёвую тепловую энергию отборов паровых турбин, утилизационных котлов энергии выхлопных газов газовых двигателей внутреннего сгорания, вторичных энергоресурсов. Это обстоятельство и определяет для АБТН нишу, которую они в ближайшее время займут в различных технологических системах.

В роли рабочего тела в АБТН используются растворы (в рассматриваемом случае вода - бромистый литий), в которых концентрация компонентов различна для жидкой и паровой фаз. Концентрация компонентов не может отличаться от величины, соответствующей уравнению равновесия раствора, что делает возможным конденсацию (абсорбцию) холодного пара более горячим жидким раствором до выравнивания концентраций в соответствии с указанным уравнением.

В простейшем случае АБТН представляет собой сочетание четырёх теплообменников, размещённых в одном интегрированном корпусе. Их эксплуатация энергетическому персоналу знакома и не создаёт проблем (рис. 1). Два теплообменника (генератор и конденсатор) работают при более высоком давлении и их назначение - получить практически в чистом виде легкокипящую жидкость, в данном случае - воду. Два других теплообменника (испаритель и абсорбер) работают при пониженном давлении. Их задачей является отвод тепловой энергии от источника и превращение полученного пара в компонент жидкого раствора. В ходе описанных превращений от абсорбера и конденсатора отводится теплота соответствующих процессов сорбции и конденсации, которая передаётся нагреваемому теплоносителю, например сетевой воде. Требуется лишь исключить переход температур хладагента через граничные значения, не допустимые для раствора воды в бромистом литии, как при хранении, так и в процессе эксплуатации. Иначе говоря, имеются предельные значения температур потоков теплоотдающего (утилизируемого) и тепловоспринимающего, при которых возможна работа АБТН. Схема реального АБТН несколько сложнее, что связано с регенерацией, повышающей энергетическую эффективность установки, из-за чего несколько увеличивается число теплообменников и сложность схемы.

Эффективность АБТН во многом зависит от температурного диапазона, в котором он эксплуатируется: чем ýже последний, тем выше энергетические показатели установки. Кроме этого, имеются предельные значения температур потоков теплоотдающего (утилизируемого) и тепловоспринимающего, при которых возможна работа АБТН.

При температуре нагреваемого потока 55 °С, что соответствует температуре обратной сетевой воды в межотопительный период, подача циркуляционной воды на утилизацию осуществляется по графику 17/22 °С (давление в конденсаторе - 4 кПа). Нагрев сетевой воды в этом случае обеспечивается до температуры 64 °С. В отопительный период, когда температура обратной сетевой воды может достигать 70 °С, температура циркуляционной воды составит 49/45 °С, чему соответствует давление в конденсаторе 15 кПа. Сетевая вода нагревается до 79 °С. При температурах сетевой воды, находящихся в указанном диапазоне, прочие характеристики потоков можно определить линейной интерполяцией. Для средней температуры отопительного периода –0,7 °С температура обратной сетевой воды равна 47 °С, и требуемое для АБТН давление в конденсаторе составит 4 кПа. Рассматривая ситуацию с изменением параметров потоков в течение года, можно сделать вывод, что в первом приближении установка АБТН обеспечит поддержание давления в конденсаторе в течение всего периода работы на уровне 4 кПа. Давление греющего пара для привода АБТН не должно быть ниже 0,4 МПа, что может быть обеспечено отбором пара из регенеративного отбора № 4 турбины ПТ-60. Отопительный коэффициент АБТН в указанных случаях составляет величину 1,7.

Сущность способа и оценка энергосберегающего эффекта

В тепловой схеме турбогенератора существуют несколько тепловых потоков, рассеиваемых в окружающей среде. На примере турбогенератора ПТ-60 таковыми являются: уже упоминавшийся поток охлаждения ЦВ мощностью 7,3 МВт, потоки систем охлаждения генератора и масла суммарной мощностью 0,47 МВт. Перечисленные тепловые потоки, мощность которых составляет 7,8 МВт, направляются в АБТН с циркуляционной водой, в котором она охлаждается на »4 °С (рис. 2). Для привода АБТН потребляется теплота процесса конденсации пара, потребность в которой определяется отопительным коэффициентом АБТН, и в этом случае величина тепловой нагрузки, определяющей потребление пара, составляет 40,2 ГДж/ч (9,6 Гкал/ч). Сетевой воде передаётся поток тепловой энергии мощностью 18,9 МВт, нагревая её на 10,2 °С.

В результате рассматриваемого использования АБТН при сохранении тепловой нагрузки ТЭЦ перераспределяется генерация электроэнергии между источниками системы, и в нашем примере имеет место уменьшение генерации на ТЭЦ на 4,7 МВт с УРТ 0,42кг/(кВт×ч), что обусловлено следующим:

• уменьшается нагрузка на теплофикационный отбор на величину 15,9 Гкал/ч, в связи с чем снижается мощность генерации на 8,2 МВт (удельная выработка Т-отбора - 516 кВт×ч/Гкал);
• возрастает нагрузка регенеративного отбора № 4 на величину 9,6 Гкал/ч, требуемую для привода АБТН, что увеличивает мощность генерации на 3,5 МВт (удельная выработка регенеративного отбора № 4 - 362 кВт×ч/Гкал).

С учётом указанного уменьшения мощности потока генерации электроэнергии на 4,7 МВт при сохранении отпускаемой тепловой энергии снижение годового расхода топлива ТЭЦ в нашем случае составит до 11,9 тыс. т у.т.:

• 4,3 0,42 7,5 = 13,5 тыс. т у.т. - снижение, связанное с устранением генерации электроэнергии с УРТ 420 г/(кВт×ч) на пропуске пара в конденсатор;
• 4,3 (0,17 – 0,136) 7,5 = 1,1 тыс. т у.т. - снижение, связанное с передачей генерации электроэнергии от потока теплофикационного отбора с УРТ 170 г/(кВт×ч) потоку в конденсатор, с охлаждением циркуляционной воды в АБТН, что соответствует УРТ 136 г/(кВт×ч);
• 3,2 (0,17 – 0,283) 7,5 = –2,7 тыс. т у.т. - увеличение, связанное с передачей генерации электроэнергии от потока теплофикационного отбора с УРТ 170 г/(кВт×ч) потоку в регенеративный отбор № 4 с УРТ 283 г/(кВт×ч).

Вместе с тем годовая системная экономия топлива в нашем случае составит до 5,5 тыс. т у.т.

Приведённые результаты дополняются поясняющими схемами разных режимов работы рассматриваемого турбогенератора на рис. 3–5.

Абсорбционные тепловые насосы в схеме ТЭЦ

Для сопряжения АБТН с турбогенератором ПТ-60 можно использовать как два чиллера меньшего, так и один большего типоразмера. Более гибким представляется вариант с двумя АБТН. Для их привода могут использоваться различные теплоносители: пар, вода, дымовые газы, топливо. В данном случае это пар давлением не менее 0,4 МПа. В варианте с двумя установками, кроме всего прочего, обеспечивается единообразие абсорбционного оборудования ТЭЦ: тепловые насосы и холодильные машины оказываются взаимозаменяемы, что может быть полезным при надстройке ТЭЦ газотурбинными установками, когда потребуется стабилизировать их параметры в летний период, охлаждая всасываемый компрессором воздух . Расположение АБТН возможно как в контейнерном варианте, так и в здании. Во всех случаях необходимо, чтобы температура в помещении не опускалась ниже 5 °С. Безусловно, требуется индивидуальный подход исходя из комплекса условий конкретной площадки: компоновочных, гидравлических и пр.

Экономическая оценка

С учётом стоимости строительно-монтажных работ и вспомогательного оборудования для реализации рассматриваемого в примере варианта требуется порядка 3 млн. USD. Для ТЭЦ при годовом числе часов работы турбогенератора 7,5 тыс. срок возврата инвестиций и прочие показатели определяются снижением потребления природного газа на 11,9 тыс. т у.т. при неизменной тепловой нагрузке и снижении мощности генерации электроэнергии на 4,7 МВт. Средневзвешенный тариф и себестоимость электроэнергии на ТЭЦ соответственно равны 88,5 и 51,4 USD/(МВт×ч). При стоимости природного газа 244 USD за 1 т у.т. годовой экономический эффект обеспечивает простой срок возврата инвестиций - 2,3 года. Динамический срок окупаемости при ставке дисконтирования 20 % составляет 2,8 года, внутренняя норма рентабельности - 42 % (рис. 7).

Динамический срок окупаемости при ставке дисконтирования 20 % выходит за горизонт расчёта 10 лет и лишь при ставке дисконтирования 15 % уменьшается до 9,6 лет.

Системная годовая экономия топлива в результате реализации проекта оценивается в 5,5 тыс. т у.т. При этом, естественно, неизменно потребление тепловой и электрической энергии. Экономический годовой эффект от системного снижения потребления природного газа оценивается в »1,3 млн. USD. При приведённых ранее прочих значениях аргументов простой срок окупаемости составляет 2,7 года, динамический срок окупаемости при ставке дисконтирования 20 % - 4,3 года, внутренняя норма рентабельности - 35 % (рис. 9).

Приведённые энергетические и экономические показатели указывают на отличную инвестиционную привлекательность проекта для ОЭС страны.

Выводы

1. Блокирование рассеяния энергии в тепловых схемах ТЭЦ актуально. Конструктивно наиболее просто это достигается с помощью интеграции АБТН в тепловую схему ТЭЦ. При этом имеют место высокие технико-экономические показатели, обеспечивающие инвестиционную привлекательность проекта.

2. Снижение потерь тепловой энергии в схемах ТЭЦ с помощью перехода к работе турбогенераторов с ухудшенным вакуумом или с использованием АБТН расширяют варианты решения задачи. Выбор оптимального решения требует дифференцированного подхода исходя из условий конкретной зоны теплоснабжения и состава оборудования теплогенерирующего источника.

3. Использование АБТН в схемах ТЭЦ снижает генерацию электроэнергии на ТЭЦ за счёт исключения ее выработки на потоке пара в конденсатор, что, кроме всего прочего, облегчает покрытие графика электропотребления в части прохождения минимумов нагрузок ОЭС. Интегральное изменение генерации для всех ТЭЦ страны оценивается до 300 МВт.

4. Интеграция абсорбционных тепловых насосов в тепловые схемы ТЭЦ с целью блокирования рассеяния тепловой энергии востребована и в том случае, если реализован вариант перевода турбогенераторов на работу с ухудшенным вакуумом, поскольку с помощью АБТН обеспечивается возможность утилизации теплоты систем охлаждения масла, генератора и пр.

5. Снижение на ТЭЦ генерации электроэнергии на 4,7 МВт при сохранении тепловой нагрузки и одновременном снижении потребления природного газа непосредственно на ТЭЦ на »12 тыс. т у.т. в год определяют экономическую целесообразность в зависимости от тарифов на природный газ и электроэнергию, ставки рефинансирования и т. п. в конкретном регионе. Во всех случаях обеспечиваются высокие энергетические и экономические показатели проекта.

6. Инвестиции, требуемые для реализации рассматриваемого примера, оцениваются величиной порядка 3 млн. USD. Окупаемость АБТН отвечает существующим экономическим ограничениям для обеспечения инвестиционной целесообразности.

7. Рассмотренный пример приведён для турбогенератора ПТ-60-130 с пропуском пара в конденсатор 12 т/ч и нагрузкой сетевой воды 19 Гкал/ч, которая при необходимости может быть уменьшена до 14 Гкал/ч. При увеличении тепловой нагрузки необходимо применить более мощные АБТН.

8. Использование АБТН целесообразно в теплотехнических системах, где имеются прежде всего тепловые потоки от установок комбинированной выработки энергии, вторичные энергоресурсы и пр.

Литература

1. Попырин Л. С., Дильман М. Д. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок // Теплоэнергетика. - 2006. - № 2. - С. 34–39.

2. Романюк В. Н., Бобич А. А., Коломыцкая Н. А., Муслина Д. Б., Романюк А. В. Эффективное обеспечение графика нагрузок энергосистемы // Энергия и Менеджмент. - 2012. - № 1. - С. 13–20.

3. Хрусталёв Б. М., Романюк В. Н., Ковалёв Я. Н., Коломыцкая Н. А. К вопросу обеспечения графиков электрической нагрузки энергосистемы с привлечением потенциала энерготехнологических источников промышленных предприятий // Энергетика и Менеджмент. - 2010. - № 1. - С. 4–11.

4. Романюк В. Н., Бобич А. А., Коломыцкая Н. А. и др. Повышение эффективности ГТУ на ТЭС в летний период // Энергия и Менеджмент. - 2011. - № 1. - С. 18–22.