В данной статье представлены авторские разработки по трём направлениям. Основное содержание работ опубликовано в специализированной отраслевой прессе; ноу-хау защищены заявками в Роспатент. Эффективность предлагаемых решений заключается в использовании абсорбционного бромистолитиевого теплового насоса (АБТН) одновременно как источника холода (25/30 ± 3 °C) для охлаждения продуктов сгорания (ПС) и глубокой утилизации (ГУ) их тепла и как генератора тепла в коммунальном теплоснабжении (60/90 °C) с коэффициентом преобразования 1,65-1,73, то есть АБТН эффективнее обычного топливного котла в 1,65-1,73 раза. Энергоносители: пар (0,4-0,6 МПа), горячая вода (не ниже 140 °C), дымовые газы (от 400 °C), огневой (газовый) обогрев.
Выбор АБТН однозначен ввиду явных преимуществ перед парокомпрессионными ТНУ (в данных условиях).
Выбор абсорбционного бромистолитиевого теплового насоса однозначен ввиду явных преимуществ перед парокомпрессионными теплонасосными установками (в данных условиях)
Общие положения
КПД котла в конденсационном режиме составляет 105-107 % (по низшей теплотворности Qрн); удельный расход топлива q порядка 133 кг у.т./Гкал, экономия топлива — от 12 до 20 % в зависимости от КПД замещаемого котла (максимально 92 %). Количество утилизируемого тепла Qут при ГУ, равное холодильной мощности АБТН Qхол, составит Qут = 10-12 % от тепловой мощности котла Qк Теплосодержание продуктов сгорания: 55-60 % — тепло парообразования (конденсации), остальное (45-40 %) — физическая теплота газов.
Температура точки росы (ТР) для ПС природного газа 50-55 °C. Для надёжной конденсации водяных паров ПС, содержащихся в дутьевом воздухе и поступающих от сжигания углеводородов топлива, требуется охлаждение ПС до 40-50 °C.
Тип и конструкция конденсационных теплообменников-утилизаторов (КТУ) различны: компактные регенераторы типа РГ-10 НПЦ «Анод», разборные и цельносварные (GEABloc) пластинчатые теплообменники компании «ГЕА Машимпэкс», блоки-секции калорифера типа ВНВ 123-412-50АТЗ Костромского калориферного завода и др. (оребрённые алюминиевые трубы, полимерные покрытия и пр.). Газовый тракт — из нержавеющих сталей с теплоизоляцией. Узел ГУ оборудуется системой сбора, отведения и обработки (химической водоподготовки, декарбонизации, дегазации, да и то не всегда) конденсата. Как правило, требуется байпасирование (в холодное время года).
Кроме повышения тепловой экономичности, системы ГУ обеспечивают:
- снижение эмиссии оксидов NOXс уменьшением температуры ПС и в результате подавления водяными парами (орошения), вплоть до экологической чистоты процесса;
- выработку избыточной воды за счёт конденсации, исключение потребности в подпиточной воде;
- устранение или сведение к минимуму конденсации в газовом тракте и дымовой трубе, улучшение условий их службы, отпадает надобность в рециркуляционной насосной установке (экономия электроэнергии).
В то же время ГУ требует капитальных (на реконструкцию) и эксплуатационных затрат (обслуживание узла ГУ, расходные материалы для ХВП), несколько повышается аэродинамическое сопротивление тракта и, соответственно, напор дымососа и расход энергии.
Система глубокой утилизации тепла продуктов сгорания
На Западе отопительные конденсационные котлы получили массовое применение. Они оборудуются хвостовыми поверхностями с конденсационными экономайзерами (КЭ), при температуре обратной сетевой воды (с графиком отопления 70/40 °C), как правило, ниже ТР, при этом обеспечивается глубокое охлаждение и утилизация тепла ПС. В России, где температура обратной воды, как правило, выше ТР, глубокая утилизация возможна с помощью теплового насоса.
Область применения — станционные энергетические и промышленные, а также крупные водогрейные котлы, в том числе котлы-утилизаторы (например, в составе ПГУ) с высокой Qк от 3035 Гкал/ч) и стабильной нагрузкой (коэффициент использования мощности КИМ = 0,5-0,7). Узел ГУ — конденсационный экономайзер (КЭ) — последняя по ходу газов секция хвостовых поверхностей в конвективной шахте котла (рис. 1) либо КТУ в газоходе непосредственно за котлом (рис. 2). Теплообменник ГУ включён в замкнутый контур испарителя АБТН, а теплоотводящий (для потребителя — греющий) контур АБТН «абсорбер (А) — конденсатор (К)» — в тепловую сеть с котлом. Конструкция камеры КТУ (рис. 2) с разделительной перегородкой обеспечивает компактность, снижает теплопотери и материалоёмкость по сравнении с традиционным обводным байпасным каналом.
В России в системах отопления температура обратной воды, как правило, выше температуры точки росы, поэтому глубокая утилизация тепла продуктов сгорания возможна с помощью теплового насоса
Схема позволяет реализовать любой возможный режим: 1 — штатный (с АБТН и узлом ГУ); 2 — с догревом воды (из контура «А-К» в котле); 3 — без догрева (с подачей сетевой воды потребителю из контура «А-К»); 4 — без АБТН (с подачей в узел ГУ обратной холодной воды, когда её температура ниже ТР, при этом АБТН отключается).
Отвод ПС из камеры сгорания генератора АБТН в газовый тракт за каплеуловителем (рис. 1) повышает температуру уходящих газов и позволяет обойтись без байпасирования.
Для Qут = Qхол 4 МВт (АБТН-4000 «Теплосибмаш») оценочно при значении КИМ = 0,8 и КПД замещённого котла 0,9, экономия за год газа составит около 3,3 млн м3, что при цене газа 5 руб/м3 даст более 16 млн рублей. Реализация всего проекта системы ГУ (ТЗ, ТЭО, ПИР, СМР, ПНР, оборудование, САР и пр.) обойдётся в сумму порядка 32 млн рублей. Срок окупаемости — около двух лет.
Данные разработки в определённой мере рассчитаны на перспективу. Но уже сейчас жёсткая экономия топлива является требованием дня. В частности, для обширных регионов РФ (Западная Сибирь, Дальний Восток, Чукотка, Архангельская, Вологодская и ряд других областей), где доставка топлива в эти районы возможна лишь в рамках северного завоза, стоимость которого очень высока (например, дизельного топлива — 40-60 руб/л).
Реализация проектов откроет перспективы создания отечественного конденсационного станционного котла (наиболее рациональный вариант — с КЭ), тиражирования и модернизации котлов и котельных при проектировании новых и реконструкции действующих, внедрения систем на большом числе объектов.
Мини-ТЭЦ в контуре ORC-модуля с тепловым насосом
Предложение относится к малой и средней энергетике, в особенности к децентрализованной, к энергокомплексам, генерирующим электрическую энергию по органическому циклу Ренкина (ORC) на низкокипящих энергоносителях, НКЭ, а тепловую энергию — с помощью тепловых насосов. Генератор АБТН включён в контур котла, а испаритель — в контур конденсатора ORC-модуля; КТУ в газоходе котла (или КЭ в составе котла), как это показано на рис. 3.
Решение позволяет реализовать различные режимы, конфигурации схемы, выбрать тип котла: твердотопливный, многотопливный, термомасляный (с нагревом до 300 °C, например, для терминола) или водогрейный (до 150 °C, для пентана, бутана и т.п.), а топливо, в принципе, любое, в том числе древесные отходы (ДО). Предусматривается байпасирование отдельных элементов схемы, например, КТУ (в зимнее время).
Проанализирована расчётная модель объекта — мини-ТЭЦ с термомасляным котлом на базе ORC-модуля фирмы Turboden 10 HR, Therminol 66, тепловой мощностью 5,54 МВт, холодильной — 4,4 МВт. Для модуля выбран АБТН-4000В на горячей воде «Теплосибмаш», который хорошо вписывается в контур. В результате ГУ сэкономлено 1,4 МВт тепла, применения АБТН — 4 МВт (его холодильная мощность). Общее количество утилизированного тепла Qут = 5,4 МВт. Экономия только на тепле (ДО) — около 15 млн рублей в год.
Предложение относится к малой и средней энергетике, в особенности к децентрализованной, к энергокомплексам, генерирующим электрическую энергию по органическому циклу Ренкина (ORC) на низкокипящих энергоносителях, НКЭ, а тепловую энергию — с помощью тепловых насосов. Решение позволяет реализовать различные режимы, конфигурации схемы, выбрать тип котла
Получены диапазоны параметров (температурный напор 28,5-36 °C, поверхность нагрева F = 370-490 м2) и оптимальные режимы с минимальными значениями F и максимальными Qут.
ГУ и АБТН в сочетании обеспечивают низкую себестоимость отпускаемых тепла и электричества, рентабельность проекта. Охлаждение конденсатора в контуре испарителя АБТН вместо воздушных охладителей экономит капитальные и эксплуатационные затраты, производственные площади и пр., оно надёжнее и стабильнее и не зависит от погодных условий, а работа ТЭЦ в целом получается экономичнее, эффективнее.
Особенно перспективно использование мини-ТЭЦ как автономного независимого надёжного и экономичного источника энергоснабжения любых объектов на различном (местном) топливе, в частности, удалённых труднодоступных (хозяйственных промышленных объектов, посёлков и пр. в малонаселённых территориях), что крайне актуально для Российской Федерации.
Комбинированная парогазовая установка на базе трансформатора тепла с инжекцией пара в газовый тракт
Решение совмещает лучшие показатели как ПГУ бинарного типа (высокие КПД и тепловую экономичность, электрическую и тепловую мощности), так и цикла STIG с впрыском пара в газовый тракт (высокие мощности, паровое охлаждение проточной части газовой турбины, экологическую чистоту; исключается потеря воды с энергетическим паром). Схема представлена на рис. 4.
В отличие от известной установки «Водолей» («Машпроект», город Николаев, Украина, 1986-1998 годы), охлаждение и конденсацию парогазовой смеси (ПГС) осуществляют в поверхностном КТУ, установленном за котлом на стыке с газоходом и включённом в замкнутый контур испарителя одноступенчатого абсорбционного бромистолитиевого трансформатора тепла (АБТТ). Создаётся замкнутый водопарогазовый контур с минимальными потерями тепла и воды вовне.
Ожидаемый КПД заявленной установки превысит расчётный КПД прототипа и лучших аналогов (45—50 %) на 2-4 % и составит 47-54 %, что даст соответствующее повышение мощности или снижение расхода топлива
В летний период включают контур «конденсатор (К) — абсорбер (А) — градирня (или вентиляторный, воздушный конденсатор)» и настраивают АБТТ на работу в режиме холодильной машины (АБХМ) с температурами воды 12/7 °С и в контуре «К-А» 28/36 ± 3 °С (вход/выход). В зимний период включают контур «К-А» с автономными теплообменниками для нагрева конденсата, сетевой воды и дутьевого воздуха и настраивают АБТТ на работу в режиме теплового насоса (АБТН) с температурами воды в контуре испарителя 30/25 ± 3 °С и в контуре «К-А» в пределах от 30/60 до 60/90 °С (вход, а также выход).
Преимущества данного решения: снижение (почти на два порядка) расхода энергии на собственные нужды; утилизация тепла ПГС в зимний период; уменьшение эксплуатационных и капитальных затрат на обработку циркуляционной воды, обслуживание оборудования и пр. Ожидаемый КПД установки превысит расчётный КПД прототипа и лучших аналогов 45-50 % на 2-4 % и составит 47-54 %, что даст соответствующее повышение мощности или снижение расхода топлива.
Область применения — ПГУ малой и средней мощности с внешней тепловой нагрузкой в зимний период при температуре теплоносителя до 90 °C. В случае избыточного тепла в контуре «К-А», оно сбрасывается в градирню или воздушный конденсатор.
Для расчётного примера [предлагаемой установки общей мощностью 32 МВт (20 МВт — ГТУ и 12 МВт — ПТУ)] холодильная мощность АБТТ составит Qхол = 4 МВт, ожидаемая общая годовая экономия — около 42 млн рублей в год, Дополнительная экономия по сравнению с прототипом от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды около 69 млн рублей. Окупаемость реконструкции действующей ПГУ около двух лет. При этом обеспечиваются экологическая чистота процесса, экономия текущих затрат и др. Технологии реализуется на стадии проектирования, при разработке ТЗ и ТЭО новых и реконструкции существующих энергообъектов (ПГУ).
Кроме указанных разработок предложены системы охлаждения воздуха на входе компрессора ГТУ на базе АБХМ.
Заключение
Целесообразная форма разработки предложенных решений на первом этапе — выполнение НИОКР. Начальный и обязательный раздел работ — выбор объектов для разработки пилотных проектов и направления (одного или нескольких).
Цель работы: предпроектная проработка пилотных проектов, проведение технико-экономических и финансовокоммерческих расчётов, экспертиза результатов и принятие с их учётом решений о дальнейших работах.
Предполагаемое содержание: составление ТЗ и ТЭО, расчёт режимов и предварительный выбор оборудования, расчёт ТЭПов, финансово-коммерческий и технико-экономический расчёты, схемные решения.
Результаты: выводы, рекомендации, оценка эффективности и перспектив проекта, а также возможностей его тиражирования.
