Возобновляемая и малая энергетика

УДК 621.577
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК В КВАРТАЛЬНЫХ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Шит М.Л., Журавлев А.А., Попонова О.Л., Шит Б.М., Тимченко Д.В.
(Институт Энергетики Академии Наук Молдовы, г. Кишинев)
Аннотация Рассмотрена схема использования теплонасосной установки в квартальных
распределительных тепловых сетях, где в качестве низкопотенциального источника теплоты
используется обратная сетевая вода, поступающая на ТЭЦ. В результате использования
такой
схемы
возможно
снижение
температурного
графика
ТЭЦ.
Рассмотрены
сверхкритические циклы работы установки, в которой рабочим телом является двуокись
углерода. Приводятся данные о простом сроке окупаемости и чистом дисконтированном
доходе от внедрения ТНУ.
Abstract. It is considered the scheme of the use of the heat pump station (HPS) in the district
heating systems, where the return heating-system water from combined heat power plant (CHP)
serves as the low energy the heat source. The use of this scheme leads to the lowering of the
temperature schedule of the CHP. The transcritical cycles of heat pump station are examined. The
working fluid of heat pump station is carbon dioxide (R744).
Введение. Одним из путей повышения эффективности систем централизованного
теплоснабжения является использование комбинированных систем, состоящих из ТЭЦ и
распределенных источников генерации тепловой энергии, в том числе, тепловых насосов
[1,2]. В работах, посвященных применению тепловых насосов в квартальных тепловых сетях,
недостаточно
полно
рассмотрены
вопросы
использования
ТНУ
для
получения
технико-экономические
показатели
высокотемпературных графиков теплоснабжения.
Цель
исследования.
Рассчитать
основные
использования ТНУ с двуокисью углерода в качестве рабочего тела, работающего в
транскритическом цикле, в составе
центрального теплового пункта (ЦТП), с учетом
сложившегося соотношения цен на электрическую и тепловую энергии в климатической
зоне центра Молдавии.
Решение задачи. Применение двуокиси углерода в качестве рабочего тела для тепловых
насосов обосновано в работах [6,7,8] и многих других. В связи с тем, что мощности системы
отопления для зимнего периода и переходных периодов (весна-осень) отличаются в 2,5-3
раза, обеспечить отопление и горячее водоснабжение (ГВС) с помощью одного ТНУ
1
расчетной мощности представляется экономически нецелесообразным. Одним из путей
обеспечения эффективности передачи тепла может стать применение 2-3-х ТНУ меньшей
мощности, каждая из которых будет работать при разных температурах испарения рабочего
тела, диапазонах изменения температур газоохладителя и разных режимах компрессора и
рекуператора. Этот вопрос требует дополнительных исследований и будет рассмотрен в
следующих работах. При установке испарителя ТНУ в линии обратной сетевой воды на ЦТП
и газоохладителя на линии подмеса обратной воды квартальной тепловой сети, появляется
возможность снижения температурного графика отопления от ТЭЦ. Снижение температуры
прямой сетевой воды уменьшает капиталоемкость магистральных трубопроводов повышает
надежность их эксплуатации и снижает потери теплоты. При понижении температуры
обратной воды, поступающей на ТЭЦ, снижаются потери тепла на собственные нужды ТЭЦ,
появляется возможность выработки дополнительной электрической энергии при тепловом
потреблении. Совокупность указанных факторов приводит к снижению расхода топлива, что
повышает
технико-экономические
характеристики
системы
централизованного
теплоснабжения в целом и улучшает экологическую обстановку за счет снижения расхода
топлива, и уменьшения выбросов воды из градирен в атмосферу.
Технологическая схема ЦТП с ТНУ приведена на рис.1, где:1 – регулирующий клапан
квартальной тепловой сети, 2 – нагрузка (отапливаемые здания), 3- газоохладитель, 4 –
компрессор, 5 – испаритель ТНУ, 6 – циркуляционный насос ЦТП, 7 – дроссельный клапан
ТНУ, 8- рекуперативный теплообменник ТНУ.
Теплонасосная установка через испаритель подключена к тракту обратной сетевой воды,
возвращаемой на ТЭЦ. Часть потока обратной сетевой воды (ОСВ), поступающей на
смешивание с потоком прямой воды от ТЭЦ, подогревается в конденсаторе ТНУ (за счет
отвода теплоты от газооохладителя ТНУ). Охлажденный поток обратной сетевой воды
поступает на ТЭЦ.
Для сетевой воды, поступающей от ТЭЦ, принят температурный график 70/30, а для
отопительной сети зданий – 80/35. Расчетная температура наружного воздуха принята
равной -160С, а температура, при которой заканчивается отопительный сезон, принята
равной 60С.
2
Рис.1. Схема ЦТП с ТНУ
Данный график осуществим при использовании горизонтальной разводки по квартирам
при двухтрубной разводке внутридомовых сетей отопления, в которой температура воды
одинакова для всех отопительных приборов.
Как показали результаты расчетов, сверхкритические циклы теплового насоса (рис.1) в
координатах «энтальпия – давление» (h [kJ/kg] –P [MPa]), при наружной температуре -90С ,+
60С имеют вид, см. рис.2. На рис.1 знаком штрих отмечены точки соответствующие
температуре наружного воздуха 60С.
Значения температур, давлений и энтальпий в точках, 1-6 ТНУ, (рис.1) приведены в
таблице 1. Температуры прямой и обратной сетевой воды при графике 70/30.
Диаграммы состояния построены на основании уравнений R. Span and W.Wagner [9].
Теоретическое значение коэффициента преобразования (COP) ТНУ вычислялось по формуле
(1) [10]
COP 
h23
;
h12
и составляет 2,95 при
(1)
tH  90 C , 4,86 при
tH  60 C и 3,76 при
t H  2 0 C
при
электромеханическом КПД электропривода равном 0,9 и внутреннем адиабатном КПД
компрессора равном 0,7.
3
Рис.2. Термодинамические циклы ТНУ при tН  90 С ( 1-2-3-4-5-6), при tН  60 С ( 1’-2’3’-4’-5’-6’), при tH  20 C ( 1”-2”-3”-4”-5”-6”),
При температуре наружного воздуха 60С требуемое отношение тепловой мощности ТНУ
по отношению к расчетной тепловой мощности ЦТП ( K T ) равно 0,13, при -90С это
отношение равно 0, 39. Среднее значение K T за сезон для климатической зоны города
Кишинева составляет около 0,25.
Как показали расчеты экономических показателей внедрения ТНУ на ЦТП, простой срок
окупаемости в зависимости от коэффициента преобразования теплонасосной установки
составляет 3…6 лет.
На рис.3 представлены зависимости чистого дисконтированного дохода (NPV) при
отношении средней тепловой мощности ТНУ к мощности ЦТП равной 0,25 (характерной для
г. Кишинева), средней стоимости 1 Гкал/час 43$, стоимости 1 кВт. час электроэнергии
0,08$/кВт, стоимости 1000 м. куб природного газа 170$ за1000 м. куб. и заданных
температурных графиках ТЭЦ и внутриквартальной сети отопления.
4
Рис.3.
Рис.4
5
Выводы. Проводимые результаты свидетельствуют, что при определенных значениях
тарифов на электрическую и тепловую энергию в климатической зоне Юго-Восточной
Европы возможно использование ТНУ для повышения эффективности централизованного
теплоснабжения, в чем крайне заинтересованы страны, много лет использовавшие
централизованное теплоснабжение в других экономических условиях.
Литература.
1.А.И. Андрющенко Комбинированные системы теплоснабжения. «Теплоэнергетика»,
№5, 1997.
2. Андрющенко А. И., Николаев Ю. Е., Семенов Б. А., Гордеев А. Г. Принципы создания
высокоэкономичных систем централизованного теплоснабжения городов. Промышленная
энергетика, 2003,№5, с.8-11.
3. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Пугач Ю.Л. Экономия топлива в
системе за счет перевода ТЭЦ в комбинированный теплофикационный режим с
внутриквартальными теплонасосными установками. «Теплофизика и аэромеханика». – 2001.
– т.8. – №1. – С. 143…149.
4.
Тарасов
О.
Экономическая
эффективность
взаимодействия
независимых
производителей тепла и Нерюнгринской ГРЭС., http://www.imce.ru/r3n3.html.
5.
Савчук
В.П.
"Оценка
эффективности
инвестиционных
проектов"
http://www.cfin.ru/finanalysis/savchuk/index.shtml.
6. P. Hrnjak Technological and theoretical opportunities for further improvement of efficiency
and performance of the refrigerant candidates achievements and potentials of efficiency increase
http://www.r744.com/knowledge/papers_free_search.php?papers_id=pdf_102&txt_key_free=&sort
by=year%20DESC.
7. Man-Hoe Kim, Jostein Pettersen, Clark W. Bullard Fundamental process and system design
issues in CO2 vapor compression systems. Progress in Energy and Combustion Science 30 (2004)
119–174.
8. Bullard C. Transcritical CO2 systems- recent progress and new challenges.
http://www.iifir.org/en/doc/1057.pdf
9. R. Span and W. Wagner Equations of State for Technical Applications. III. Results for Polar
Fluids, International Journal of Thermophysics, 2003, Vol. 24, No. 1, pp.111-162.
10. J.Stene Integrated CO2 Heat Pumps. EIA HPP Annex 28 (2002-2005)SINTEF Energy
Research, Norway. March, 2005. http://www.annex28.net/pdf/Annex28_N132.pdf.
6