Энергетическая эффективность тригенерации для зданий в мегаполисах

Б. Н. Громов, канд. техн. наук, руководитель проектов, главный научный сотрудник АО «Газпром промгаз»;

М. А. Сердюкова, директор инженерно-проектного центра «Энергоснабжение» АО «Газпром промгаз»;

А. Ю. Панфилов, начальник сектора развития энергоисточников инженерно-проектного центра «Энергоснабжение» АО «Газпром промгаз»

См. начало статьи в журнале «Энергосбережение» № 1, 2016.

Сравним шесть схем раздельного и комбинированного производства тепловой, холодильной и электрической мощности. Каждый из вариантов энергоснабжения рассматривается в летнем и зимнем режимах. Зимний режим позволяет оценить возможность использования предлагаемого оборудования при расчетной температуре наружного воздуха для отопления.

Выравнивание вариантов по объемам производства электроэнергии и тепла в летнем режиме осуществляется за счет довыработки электроэнергии на ГРЭС с КПД 37 % и потерях ЛЭП 15 %, а также производства тепла в котельных с КПД 90 % и потерях в сетях 10 %.

Общий расход топлива по каждому варианту (табл. 2) определяется как сумма расходов топлива непосредственно на установке плюс топливопотребление на замещающей ГРЭС и/или РТС.

Схема 1 – эталонный потребитель

В качестве исходной базовой величины при сопоставлении использована относительная холодильная нагрузка Qхм в летнем режиме – 0,57. Данное значение получено из диаграмм потоков энергии для простейшего варианта генерации холода в одноступенчатой АБХМ, получающей сетевую воду с температурой 100–115 °С от котельной с относительным расходом топлива, равным 1.

В соответствии со значением относительной холодильной нагрузки (0,57) определены и все остальные параметры эталонного потребителя (табл. 2).

Особенности схемы 1:

• наибольший общий расход топлива, который определяется в основном довыработкой электроэнергии на ГРЭС и транспортом ее до городских районов;
• применимость при достаточно крупных (более 500 кВт) холодильных нагрузках;
• наличие ряда технических преимуществ, которые могут обеспечить ее экономическую эффективность:

а). Подключаемая к энергосистеме электрическая нагрузка сокращается на (0,17/0,68) 25 %. Снижение платы за присоединение сопоставимо со стоимостью АБХМ.

б). Подключение АБХМ к тепловым сетям не потребует увеличения мощности теплоисточника и пропускной способности тепловых сетей. Требуемая тепловая мощность в зимнем режиме превышает тепловую нагрузку в летнем режиме всего лишь на 19 %. Кроме того, подключение АБХМ увеличит число часов использования установленной мощности и объем реализации тепловой энергии.

с). Необходимые для работы АБХМ повышенные температуры подающей сетевой воды в неотопительный период до 100–115 °C не ухудшат тепловую экономичность котлов, однако на относительно короткий период увеличат тепловые потери в теплопроводах. При этом будет иметь место подсушка тепловой изоляции в канальных теплопроводах, которая снизит их повреждаемость и тепловые потери в отопительный период. Увеличение температуры подающей воды повысит требования к автоматике регулирования и безопасности ГВС и в любом случае обеспечит выполнение нормативных требований к температуре горячей воды (60 °C < t < 75 °C).

д). Высокая температура обратной сетевой воды не отразится негативно на работе котельной, снизятся затраты на рециркуляцию котловой воды.

Следует отметить, однако, что подача тепла на АБХМ в неотопительный период не должна иметь перерывов, связанных с ремонтом теплогенерирующего и тепло­сетевого оборудования.

Исходя из условий надежности теплоснабжения, целесообразно рассмотреть вариант автономной котельной с исключением потерь в тепловых сетях.

Схема 2

Традиционная схема 2 основана на использовании электроэнергии из энергосистемы и парокомпрессионной холодильной машины (ПКХМ). При затратах топлива 0,55 получаемая холодильная мощность составляет 0,57 (табл. 2). Очевидно, что по мере внедрения ПГУ энергетическая эффективность схемы 2 будет увеличиваться.

Таблица 2 Данные к различным схемам раздельного и комбинированного производства тепловой, холодильной и электрической мощности

Схема 2 обеспечивает производство низко- и среднетемпературного холода, при необходимости может частично обеспечить нагрузку ГВС за счет утилизации тепла конденсаторов с подогревом воды до 30–35 ⁰C. Следует отметить, что на производство холода расходуется лишь 0,55 первичной энергии (25 %), прочее – на производство электроэнергии. Нулевой расход топлива в летнем режиме тем не менее не исключает необходимости подвода топлива для зимнего режима.

Наличие холодильной нагрузки обусловит увеличение летней электрической нагрузки сверх зимнего максимума. Плата за дополнительное подключение крупных агрегатов может кратно превосходить стоимость ПКХМ в расчете на 1 кВт холодильной мощности. В зимнем режиме дополнительная электрическая нагрузка и ПКХМ не используются.

Схема 3

В схеме 3 задействована АБХМ с генератором высокого и низкого давления. Высокий ХК, достигающий значения 1,1, в этих установках обеспечивается за счет двухступенчатой десорбции хладагента из абсорбента.

Энергетическая эффективность производства холода в схеме 3 практически равноценна значениям по схеме 2, а экономическая предпочтительность определяется отсутствием затрат на присоединение дополнительной электрической нагрузки и возможностью использования установленного холодильного оборудования в режиме теплогенератора в зимнем режиме. При том же расходе топлива (0,518) можно получить до 0,45 единицы тепла, что сокращает затраты на необходимые для зимнего режима теплогенерирующие мощности.

Схема 4

В схеме 4 используется ТЭЦ с газопоршневыми агрегатами (ГПА) с электрическим КПД ≈42 % и общим коэффициентом использования топлива 80 %, а также АБХМ с холодильным коэффициентом 0,7. В схеме отсутствуют тепловые сети и, соответственно, тепловые потери в них.

Схема 4 обладает высокой эффективностью, однако труднореализуема из-за низкой температуры греющей воды после рубашки охлаждения ДВС (< 95 ⁰C), высокой температуры обратной воды после генератора АБХМ и сложности выдачи избыточной электрической мощности в энергосистему.

Половина тепла от ГПА (выхлопные газы) имеет температуру около 450 ⁰C, и именно эти 50 % тепла используются в АБХМ.

Во избежание производства избыточной электрической мощности в данной схеме ГПА ограничена величиной 0,51. Для компенсации тепловой мощности, необходимой для работы АБХМ, потребуется установка дополнительного теплогенератора мощностью около 0,29 с подводом к нему топлива в размере до 0,32. Общий расход топлива составляет 1,53.

Наличие двух потоков сбросного тепла от ГПА с существенно разными температурами (< 95 ⁰C и > 450 ⁰C) обуславливает возможность комбинаций⁶ АБХМ различного типа.

Схема 5

Схема 5 предусматривает использование ГТУ с внутренней регенерацией (типа Mercury 50) с КПД 40 % и АБХМ с двухступенчатой регенерацией раствора. Достаточно высокая температура газов после ГТУ (более 360 ⁰C) позволяет использовать весь поток сбросного тепла для производства холода с высоким ХК. Эта схема обеспечивает производство необходимой электрической и холодильной мощности при минимально возможном расходе топлива.

Использование обычной ГТУ с электрическим КПД, равным 30–32 %, и температурой отходящих газов около 500 ⁰C при производстве необходимой холодильной мощности не обеспечивает необходимой электрической мощности, требует подвода мощности из энергосистемы и энергетически менее эффективна.

Схема 6

В схеме 6 рассмотрена возможность и энергетическая целесообразность присоединения к тепловым сетям ТЭЦ общего пользования с турбоагрегатами Т 250-240.

В неотопительный период в тепловых сетях поддерживается температура подающей сетевой воды на уровне 70–77 ⁰C. Электрическая мощность агрегатов в этот период составляет почти 70 % от номинала.

Сопоставлена энергетическая эффективность двух конкурирующих вариантов обеспечения холодильной нагрузки.

Вариант 6а предполагает повышение температуры сетевой воды от ТЭЦ до 110 ⁰C с использованием АБХМ-Вн. Как известно, при температуре греющей воды около 75 ⁰C холодопроизводительность агрегатов типа АБХМ-Вн падает вдвое, что практически удваивает необходимые капиталовложения и исключает возможность экономического обоснования подобной схемы.

Вариант схемы 6б предполагает сохранение режима работы ТЭЦ и обеспечение холодильной нагрузки с использованием ПКХМ.

Принято, что даже в отдаленной перспективе тепловая нагрузка АБХМ не превысит 10 % от нагрузки горячего водоснабжения большого города. Для расчета были использованы данные (табл. 3) диаграммы режимов турбоблока Т 250-240 при давлениях в отборе, соответствующих температурам 80 и 110 °C.

Таблица 3 Параметры режимов турбоблока Т-250-240 при давлениях, соответствующих различным температурам отбора

Показатели Температура отбора tотб, 0С 80 110 Электрическая мощность, МВт 175 163 Тепловая мощность, – Гкал/ч – МВт 140 163 140 163 Расход острого пара, т/ч 620 620 Расход топлива, – т у. т./ч – МВт 64 521 64 521 Электрический КПД, % 0,336 0,313 Коэффициент использования тепла топлива 0,648 0,626

Повышение давления в отборе обуславливает снижение общего и электрического КПД энергоблока.

Как видно из диаграмм потоков энергии (схема 6а), необходимость производства дополнительного количества тепла в размере 0,81 определяет в данном варианте и дополнительную выработку электроэнергии, хотя и с меньшим КПД.

Для выравнивания условий по вариантам 6а и 6б к последнему должен быть присоединен расход топлива:

• на производство недовыработки электроэнергии
  В = (10–9,27) / (0,37 × 0,85) = 2,32;
• а также для производства холода
  В = 0,57 / 3,3 / (0,37 × 0,85) = 0,55.

В результате суммарный расход топлива в схеме 6б составляет 28,1 + 2,32 + 0,55 ≈ 31,0, что меньше, чем в варианте 6а, на 1,2 единицы топлива. Это обусловлено ухудшением режима работы ТЭЦ из-за характеристик малой доли потребителей. В действительности энергетические потери будут выше из-за разницы в числе часов использования присоединенной нагрузки горячего водоснабжения в неотопительный период (~3 400) и холодильной нагрузки (< 500 ч). Ежегодное прекращение теплоснабжения как минимум на 10 сут. в неотопительный период вряд ли стимулирует владельцев АБХМ к присоединению к крупным теплофикационным системам.

Выводы

В условиях большого города существующий и перспективный жилой фонд не может рассматриваться как объект массового централизованного холодоснабжения, в том числе на основе тригенерации.

Наиболее перспективными для обустройства автономных систем комбинированного производства холода, тепловой и электрической энергии являются вновь строящиеся крупные торгово-административные комплексы и другие сооружения с мощными системами кондиционирования воздуха. При характерных для таких объектов соотношениях тепловой, электрической (без учета ПКХМ) и холодильной нагрузок, равных соответственно 1,00; 0,50 и 0,55, наибольшую энергетическую эффективность имеют схемы с ГПА и ГТУ. Они и предлагаются к дальнейшей проработке на конкретных вновь строящихся комплексах.

При выборе основного оборудования следует исходить из необходимости покрытия расчетной холодильной нагрузки, целесообразности обеспечения всей электрической нагрузки, возможности круглогодичного использования предлагаемого для установки оборудования.

В условиях дефицита природного газа в районах строительства новых комплексов и отсутствия ограничений на присоединение к электрическим сетям могут найти применение и другие схемы энергоснабжения. Решающее значение имеет плата за присоединение к электрическим сетям, а также соотношение цен на холодильную мощность на АБХМ и ПКХМ.

Использование АБХМ при повышении температуры сетевой воды от ТЭЦ с ПТУ типа Т не приводит к энергетическому эффекту.

⁶ Оптимизация этих схем выходит за пределы данной работы.