Метод оценки энергетической эффективности теплонасосных установок

Метод оценки энергетической эффективности теплонасосных установок

Как указывается в [1, 2], при оценке энергоэффективности той или иной установки, обеспечивающей нужды систем теплохладоснабжения (СТХС), следует определить первичний расход энергии на выработку теплоты и холода, пользуясь различними величинами: расходом органического топлива в котле районной котельной или ТЭЦ, электроэнергией на привод электродвигателя холодильной или теплонасосной установки. Если энергоэффективность котла, как и указывается в [1], оценивается тепловым коэффициентом, для ТЭЦ, в частности, по предложенной в [3] методике, полнымотносительным КПД и дает возможность определить расход органического топлива на нужды СТХС, то для холодильных или теплонасосных установок (ТНУ) характерным являются холодильный коэффициент и коэффициент переобразования, дающие возможность определить расход электроэнергии на привод электродвигателя. При оценке энергоэффективности ТЭЦ и ТНУ, поскольку одновременно вырабатываются различные виды энергии: теплота и электроэнергия, теплота и холод (при работе по комбинированному циклу), возникают трудности. При проведении техникоэкономических расчетов, как указывается в [4], можно исходить из расходов и действуюших цен на топливо и электроэнергию. Подобные расчеты, для ряда городов и некоторых типов здании Республики Армении (РА), проведены нами и изложены статье [5], находящейся в печати, и имели цель определения срока окупаемости установки с «ТН и грунтовым телообменником вертикального исполнения», являющей альтернативой газового котла. Срок окупаемости () определяется по разности удельных эксплуатационных расходов () на топливо () при котле и электроэнергию () при ТНУ, когда известна доля удельных дополнительных капвложении на ТНУ () для данного здания. Эти величины для 5 и 9 этажных здании, расположенных в различных городах при действуюших и перспективных ценах на топливо и электроэнергию представлены в таблице 1. Здесь представлены также значения суммарной за отопительний сезон удельных телпопотреблении, среднемесячные теплопотери () здании при продолжительности отопления по отдельным месяцам () и сезона (), сезонные расходы электроэнергии на нужды ТНУ () при среднесезонном коэффициенте переобразования ТНУ () и топлива на нужды котла () при среднесезонном тепловом КПД. При температуре конденсации и испарении для хладагента, , действительный коэффициент переобразовании ТН составит 3.96. Приняв. Исходя из ныне действующих и предполагаемых цен на топливо и электроэнергию, определены удельные сезонные эксплуатационные расходы на природный газ () и электроэнергию (). Удельнные капвложения на оборудование, отнесенные к 1 Вт тепловой мощности системы «ТН+ грунтовой теплообменник «, соглсно [2], составляют 1 ам. Дол./Вт. Имея для каждого случая, можем определить величину:, а с его помощью срок окупаемости системы «ТНУ+ грунтовой теплообменник «- по формуле:

Значения тоже внесены в табл.1.

Из таблицы 1 следует, что срок окупаемости на предлагаемую систему, при повышении цен, сокращаются в среднем в 3 раза. Это означает, что использование теплоты грунта, несмотря на технические трудности, целесообразно и с экономической, и с экологической точки зрения, а срок окупаемости ТНУ сопоставим с котлами, однако намного сокращаются вредные выбросы в черте городского района из-за сжигания органического топлива в котлах. При применении ТНУ это не наблюдается, поскольку для получения электроэнергии на ТЭС, топливо сжигается в более мощных и эффективных энергетических котлах, находящихся на большом удалении от населенных пунктов.

энергоэффективность теплохладоснабжение топливо органический Таблица 1.

Города величены.	Ереван.	Гюмри.	Раздан.	Капан.
/ ,.	35,9/3624.	54,6/4344.	47,6/4344.	34,9/3624.
52,0/3624.	60,5/4344.	53,4/4344.	40,8/3624.
Вт/м2.	21,9.	25,4.	25,9.	15,2.
24,6.	29,68.	28,9.	21,0.
кВт/(м2. сез.).	79,241.	110,125.	112,38.	54,921.
89,097.	128,945.	125,452.	76,228.
. (м3/м2.сез.)/(долл. США/. м2.сез.).	9,262/3,3.	12,872/4,593.	13,135/4,69.	6,419/2,29.
10,414/3,716.	15,07/5,378.	14,663/5,232.	8,91/3,179.
(кВт.ч/м2.сез.)/(долл. США / м2.сез.).	19,21/1,585.	27,53/2,202.	28,95/2,248.	13,7/1,098.
22,274/1,782.	32,236/2,579.	31,363/2,509.	19,057/1,525.
. (долл. США /м2.сез.)/год.	1,715/20,9.	2,391/22,8.	2,442/19,5.	1,192/29,3.
1,934/26,9.	2,799/21,6.	2,725/19,6.	1,654/24,7.
. долл. США/м2.сез.)/год.	4,967/7,23.	6,901/7,91.	7,042/6,76.	3,444/10,1.
5,583/9,31.	8,079/7,49.	7,861/6,79.	4,777/8,54.

Однако следует сказать, что при расходе различых видов энергии котлом и ТНУ, их экономическое сравнение по ценам на топливо и электроэнергию, не дают возможность полной оценки энергетической эффективности различных источников теплоты, поскольку цена на электроэнергию во многом зависит от типа источников, вырабатывающих эту энергию, их процентного соотношения в общем балансе выработки. Топливное составляющее в образовании цены электроэнергии велика и во многом отразится на энергетических показателях рассматриваемой установки, что делает необходимой выработки других, единых методов оценки энергоэффективности систем. Таким может оказатся эксергетический анализ, как указано в [1, 2]. Однако эксергетический метод оценки является, в большей степени, теоретическим методом и не нашел широкого применения на практике.

Предлагаемый нами метод оценки энергоэффективноси ТНУ основан на определении удельного расхода органического топлива на выработку 1 кВт электроэнергии на ТЭС или других источниках выработки такой энергиигазотурбинная установка, двигатели внутренного сгорания и т. д., имеющие различные тепловые кпд.

Поскольку энергоэффективнось парокомпрессионных ТНУ характеризуется действительным коэффициентом переобразования (), который представляет количество теплоты, вырабатываемое при расходе 1 кВт электроэнергии, которое в свою очередь вырабатывается в тепловом двигателе или установке. Если известен тип источника и удельный расход топлива на 1 кВт электроэнергии, удельный расход топлива на ТНУ определится следующим образом.

Действительная теплота конденсации хладагента (), выделяемая в термодинамическом цикле хладагента, используемое в ТНУ и передаваемое потребителью теплоты, зависит, в основном, от температурного режима цикла и типа комптыессора, применяемого хладагента и определится формулой:

(2).

где — удельная действительная работа компрессора, кДж/кг.

Пользуяась формулой (2), можно определить удельную действительную работу компрессора (), расходуемой электроприводом для получения 1 кВт теплоты в конденсаторе ТНУ, вырабатываемой хладагентом с удельным массовым расходом (, кг/сек.) в течении 1ч и определится: .

Для выработки такого количества электроэнергии следует расходовать определенное количество условного топлива в тепловом двигателе на нужды электропривода ТНУ, которое определится выражением:

В итоге получаем такую величину, которая характеризует ТНУ и определяет расход условного топлива в первоисточнике для нужд ТНУ, вырабатывающей 1 кВт. ч теплоты при. Фактически, при одинаковых температурных режимах, но различных хладагентах наиболее благоприятным окажется тот, у которого будет меньше.

Если необходимо определить, например, сезонный расход условного топлива на нужды ТН для покрытия тепловой нагрузки систем отопления () и имеем среднемесячные тепловые нагрузки, количество часов отопления за месяц, то имеем:

Для изложенных выше здании и климатических условии будем иметь следующие значения сроков окупаемости предложенной установки по сравнению с газовым котлом при действуюших (0.3568 ам. Дол./м3) и перспективных (0.75 ам. Дол./м3) цен на топливо. Первоначально, без учета процентного соотношения в общем балансе выработки электроэнергии того или иного типа теплового двигателя и установки, предположим, что таким источником является КЭС, а удельный расход топлива составляет. Числовые значении выше указанных величин, в этом случае, приведены в таблице 2.

Как видно из результатов, приведенных в таблице 2, при действуюших ценах на топливо применение установки «ТНУ с грунтовым телообменником вертикального исполнения», нецелесообразно, поскольку имеем чрезмерно большие сроки окупаемости. При перспективных ценах на топливо (0.75 ам. Дол./м3) имеем приемлимые сроки окупаемости. Однако рассмотриваемый вариант наихудщий для ТНУ, поскольку удельный расход топлива взят наибольший, а в общем балансе выработки электроэнергии могут учатвовать и другие источники. Конкретно, в условиях РА, имеем следующий баланс выработки электроэнергии по отделным станциям (см. таблицу 3).

Таблица 2.

Города величены.	Ереван.	Гюмри.	Раздан.	Капан.
(кВт.ч/м2.сез.)/(долл. США/. м2.сез.).	19,21/1,585.	27,53/2,202.	28,95/2,248.	13,7/1,098.
22,274/1,782.	32,236/2,579.	31,363/2,509.	19,057/1,525.
(м3/м2.сез.)/(долл. США /. м2.сез.).	6,724/2,4.	9,636/3,438.	10,133/3,615.	4,795/1,711.
7,795/2,78.	11,283/4,026.	10,977/3,917.	6,67/2,38.
долл. США / м2.сез.)/год, при 0.3568 долл. США /м3,.	0,9/39,9.	1,155/47,3.	1,075/44,3.	0,579/60,3.
0,936/55,6.	1,352/44,7.	1,315/40,6.	0,799/51,1.
долл. США / м2.сез.)/год, при 0.75 долл. США м3,.	1,89/19.	2,426/22,5.	2,258/21,1.	1,216/28,7.
1,966/26,5.	2,839/21,3.	2,762/19,4.	1,678/24,3.
долл. США /м2.сез.)/год, при 0.75 долл. США /м3,.	1,62/16,3.	2,079/19,3.	1,928/18,1.	1,10,42/24,6.
1685/22,7.	2,433/18,3.	2,367/16,6.	1,431/20,8.

Таблица 3. Баланс выработки электроэнергии на электростанциях РА за 2010;2011 гг.

N.	Наименование. показателей.	Изм. вел.	Выраб. эл.эн. по годам.
2010 (фактическая).	2011 (предполаг.).
	Общая выработка электроэнергии.	млн кВтч.	6348,0.	7805,1.
	Армянская атомная станция.	-«;	2482,5.
%.	39,1%.	32%.
	Гидрои другие станции.	млн кВтч.	2467,2.
%.	38,9.	25,5.
	Когенерационные станции.	млн кВтч.	22,0.	37,0.
%.	0,35.	0,47.
	ТЭС, в том числе.	млн кВтч.	1348,8.	3240,8.
%.	21,2.	41,5.
5.1.	Разданский ТЭС.	млн кВтч.	238,6.
%.	3,8.
5.2.	Разданский ТЭС- 5 энергоблок.	млн кВтч.		1640,7.
%.		21,0.
5.3.	Ереванский ТЭС, из него:	млн кВтч.	1110,2.	1600,1.
%.	16,3.	20,5.
5.4.	Когенерационная с парогаз. циклом.	млн кВтч.	1036,8.	1600,1.
%.	16,28.	20,5.

Из таблицы 3 следует, что доля выработки электроэнергии на ТЭС и когенерационных станциях в 2010 г. составляет 21.6%, а в 2011 г. возрастет до 42% за счет снижения доли выработки электроэнергии на АЭС и ГЭС. Приняв примерные удельные расходы топлива на когенерационных станциях: с двигателями внутренного сгорания -0.24, установках с парогазовым циклом -0.28, на Разданском ТЭС-5 энергоблок, работающей в режиме КЭС, 0.32, в среднем для ТЭС получим:. На основании этого, можно определить новые значения и внести в таблицу 2.

Из соотношения следует, что сроки окупаемости сократятся на столько же и приемлимость сроков окупаемости на установку «ТНУ и грунтовым телообменником вертикального исполнения», намного возрастут. Поскольку наблюдается тенденция закрытии АЭС, например в Германии, Италии, и такое возможно и в РА, то предложенний метод оценки энергетической эффективности весьма кстати.

Не конкретизируя энергосистемы или не имея конкретный баланс выработки электроэнергии на электростанциях, а ориентируясь общеизвестными удельными расходами топлова () для различных источников выработки электроэнергии и приняв в качестве источников низкопотенциальной теплоты (ИНПТ) с различными коэффициентами переобразовании ТНУ (), можем определить сроки окупаемости системы ТНУ + ИНПТ (). Приняв оценочно удельнные капвложении на оборудование, отнесенные к 1 Вт тепловой мощности системы «ТНУ+ИНПТ» приняты системы: 1."ТНУ с грунтовым теплообменником вертикального исполнения" — 1 ам. Дол./Вт, 2. «ТНУ+солнечный коллектор (СК)" — 0.8 ам. Дол./Вт, 3. «ТНУ+ вода сточных вод «- 0.6 ам. Дол./Вт.

В качестве источников ТЭС с удельными расходами топлива приняты: ТЭЦ с тепловым потреблением (), когенерационная станция с двигателем внутренного сгорания (), когенерационная станция с парогазовым. циклом (), КЭС (), цена топливо составляет 0.75 ам. Дол./м3.

Анализируя характер изменения кривых на рис. 1, можно сделать вывод, что при ограничении срока службы до 15−18 лет, наиболее перспективным может оказатся система «ТНУвода сточных вод или промышленные отходы», если есть возможность использования такого ИНПТ. Далее приемлямой может оказаться система «ТНУ+ грунтовой теплообменник вертикального исполнения» до при КЭС. При «ТНУ — СК» наиболее приемлямой окажется такой источник электровыработки, у которой удельный расход топлива ограничен значением —, то есть когенерационной станцией. Поскольку экономические показатели, кроме капвложении, в основном зависят от энергетических характеристик систем, то повышение эффективности термодинамических циклов и систем, в целом приводит к равномерному (при «ТНУвода сточных вод или промышленные отходы») или резкому («ТНУ+грунтовой теплообменник вертикального исполнения») сокращению сроков окупаемоти предлогаемой системы по сравнению с газовым котлом.

Одновременно наблюдается наибольшая зависимость энергоэффективности системы в зависимости от коэффициента переобразования ТНУ, чем от энергоэффективности источника электровыработки, поскольку температурный режим термодинамического цикла приводит к резкому повышению электропотребления ТНУ. Если температура испарения хладагента зависит от температуры ИНПТ и независит от технических подходов выбора типа системны теплоснабжения или отопления, то температура конденсации во многом зависит от этого. В частности, при применении «напольного отопления», темпетатура теплоносителя в подающем трубопроводе может составить до 40−45, а конденсации- 50, а при применении приборов отопления с естественной циркуляцией воздуха-70−75, а конденсации- 80, что и приведет к снижению коэффициента переобразования ТНУ на 20−25%. На это обстоятельство следует обратить особое внимание.

Из выше изложенного следует, что для проведения сравнительного техникоэкономического анализа и определения областей целесообразного применения ТНУ, следует исходить не только от ценовых показателей электроэнергии, а учесть и показатели энергетические, в качестве удельных расходов топлива на выработку электроэнергии на нужды ТНУ. Поскольку выработка электроэнергии может быть произведена различными источниками, кроме ТЭС, то следует исходить от средних значении удельных расходов топлива на выработку электроэнергии на ТЭС в данной энергосистеме. Если доля выработки электроэнергии на ТЭС в данной энергосистеме невелика, то можно исходить от цен на электроэнергию. Кроме того следует учесть ценовые изменении на топлива, ТНУ и т. д.

Поскольку на энергоэффектвность систем теплоснабжения или отоплениия наибольшее влияние имеет температурный режим термодинамического цикла ТНУ, которое в свою очередь зависит от температурного режима теплоснабжения или отоплениия, то следует при использовании ТНУ применить низкотемпературные режимы. Это возможно с применением приборов отопления с принудительной циркуляцией воздуха или «напольного отопления». При этом намного сократятся потери теплоты в магистральных трубопроводах наружной и внутренной теплосети.

Выше изложенное подтверждает мнение, что есть необходимость пользоваться разработанной методикой оценки энергетической эффективности ТНУ и, в каждом конкретном случае и энергосистеме, оценить целесобразность их применения.

• 1. А. В. Мартынов. Определение энергетической эффективности аппаратов, установок о систем. Новости теплоснабжения,-М, 10, 2010, стр.17−19.
• 2. А. М. Арханов. О едином термодинамическом температурном пространстве, теплоте, холоде, эксергии, как о базовых понятиях инженерной криологии. Холодильная техника, -М, 6, 2009, стр. 34−39.
• 3. И. Б. Цоколоаев. Полный-относительный КПД ТЭЦ. Новости теплоснабжения, -М, 10, 2008, стр. 22−24.
• 4. Гершкович В. Ф. Об экономической целесообразности использования теплонасосных установок. АВОК. 2010. № 2. С. 28−29.