На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Проблемы и решения

01.01.2010 Система теплоснабжения Новополоцка

 

Сравнительная оценка экономической эффективности теплонасосных станций с различным типом привода теплонасосной установки

 

В настоящее время одним из приоритетных направлений экономии ТЭР в Республике Беларусь является расширение зон теплоснабжения действующих ТЭЦ. Делается это с целью передачи тепловых нагрузок от котельных и увеличения доли электроэнергии, выработанной комбинированным способом.

Однако на сегодняшний день есть ряд городов, теплоснабжение потребителей которых осуществляется от котельных. В условиях роста цен на углеводородное топливо и, прежде всего, на природный газ, а также учитывая тот факт, что вопросы изменения структуры генерирующих мощностей Белорусской энергетической системы приобретают все большее значение, одним из возможных направлений развития современных систем теплоснабжения может стать перевод отопительных котельных в теплонаносные станции.

 

Теплонасосные станции (ТНС) представляют собой источники теплоснабжения, в состав которых входят теплонасосная установка (ТНУ), водогрейные котлы (ВК) и, при необходимости, баки-аккумуляторы [1]. ТНУ могут быть различными, поэтому в настоящей работе остановимся на оборудовании компрессионного типа, где в качестве привода компрессора используются двигатель внутреннего сгорания (ДВС) или электрический двигатель (ЭД) (рис. 1). С целью проведения сравнительной оценки экономической эффективности теплонасосных станций с ТНУ с ДВС или с ЭД необходимо привести их к сопоставимым условиям работы. Для этого будем считать, что ТНУ утилизируют 1 кВт•ч энергии Qинп из источника теплоты низкого потенциала и отпускают одинаковое количество теплоты. Экономическую эффективность определим по сопоставлению приведенных затрат для функционирования ТНС.

 

Для теплонасосных станций с ТНУ и ДВС отпуск теплоты запишем в следующем виде:

 

QТНС1 = QТНУ + QДВС,

(1)

 

где QТНУ – отпуск теплоты от ТНУ, кВт•ч;

QДВС – отпуск теплоты от котла-утилизатора (КУ) ДВС, кВт•ч.

Отпуск теплоты ТНС с теплонасосной установкой с ЭД представим как:

 

QТНС2 = QТНУ + QВК,

(2)

 

где Q ВК – отпуск теплоты от ВК, кВт•ч.

Исходя из рассматриваемого условия отпуск теплоты от ТНУ запишем следующим образом:

 

QТНУ = QИНП + PТНУ = 1 + PТНУ,

(3)

 

где PТНУ – расход энергии на привод компрессора ТНУ, кВт•ч.

Одной из важнейших характеристик ТНУ является коэффициент преобразования энергии:

 

(4)

 

Из уравнения (4) определим PТНУ:

 

(5)

 

С учетом (5) выражение (3) запишем:

 

(6)

 

В свою очередь, подставляя (6) в (5), получим:

 

(7)

 

Расход топлива для работы теплонасосной установки с ДВС:

 

ВТНС1 = BДВС,

(8)

 

где BДВС – расход топлива ДВС, кг у.т./кВт•ч.

Для ТНС с теплонасосной установкой с ДВС энергия, необходимая для привода компрессора теплонасосной установкой, вырабатывается ДВС, поэтому:

 

(9)

 

где Qpн – низшая теплотворная способность топлива, равная 8 140 кВт•ч/кг у.т.;

ηДВС – абсолютный эффективный КПД ДВС.

Подставим (7) в (9):

 

(10)

 

Отпуск теплоты от КУ ДВС:

 

(11)

 

где φДВС – коэффициент использования топлива ДВС.

Выражение (11) перепишем с учетом (9):

 

(12)

 

В рассматриваемых условиях QДВС = = QВК. Следовательно:

 

(13)

 

Для работы ТНУ с ЭД необходимо вырабатывать электроэнергию на замыкающей КЭС. Поэтому расход топлива для теплонасосных станций с теплонасосной установкой с ЭД представим в следующем виде:

 

ВТНС2 = ВКЭС + ВВК,

(14)

 

где BКЭС – расход топлива на замыкающей КЭС, кг у.т./кВт•ч;

BВК – расход топлива ВК, кг у.т./кВт•ч.

В соответствии с уравнением (14) и схемой топливоснабжения (рис. 1) на замыкающей КЭС и ВК ТНС может использоваться топливо различного вида, различной стоимости и с различным экологическим воздействием на окружающую среду.

Выработка электроэнергии на замыкающей КЭС для ТНУ с ЭД:

 

(15)

 

где ηЛЭП – КПД ЛЭП;

ηЭД – КПД ЭД.

Учитывая (15) и (7), запишем расход топлива на замыкающей КЭС:

 

(16)

 

Расход топлива на ВК с учетом (13) будет равен:

 

(17)

 

Таким образом, расход топлива для работы ТНУ с ДВС представим в виде:

 

(18)

 

а расход топлива для работы ТНУ с ЭД:

 

(19)

 

Приведенные затраты в ТНС с ДВС выразим следующим образом:

 

SТНС1 = τВТНС1С1 + (Еа + Ра)(ξТНУ + ξДВС + ξКУ),

(20)

 

где τ – число часов использования оборудования с номинальной мощностью;

C1 – цена используемого топлива на привод ДВС, долл./кг у.т.;

Eа – нормативный коэффициент;

Pа – амортизационные отчисления;

ξТНУ – капитальные вложения в ТНУ;

ξДВС – капитальные вложения в ДВС;

ξКУ – капитальные вложения в КУ.

Приведенные затраты в ТНС с ЭД при использовании на замыкающей КЭС и ВК топлива одного вида представим:

 

SТНС2 = τВТНС2С2 + (Еа + Ра)(ξТНУ + ξКЭС + ξЭД + ξВК),

(21)

 

где C2 – цена используемого топлива на замыкающей КЭС, долл./кг у.т.;

ξКЭС – капитальные вложения в замыкающую КЭС;

ξЭД – капитальные вложения в ЭД;

ξВК – капитальные вложения в ВК.

Приведенные затраты в ТНС с ЭД при использовании на замыкающей КЭС и ВК топлива различного вида с учетом (14) выглядят таким образом:

 

SТНС2 = τ(ВКЭСС2 + ВВКС3) + (Еа + Ра)(ξТНУ + ξКЭС + ξЭД + ξВК),

(22)

 

где C3 – цена используемого топлива на ВК, долл./кг у.т.

Капитальные вложения в ТНУ с учетом (6):

 

(23)

 

где zТНУ – удельные капитальные вложения в ТНУ, долл./кВт.

Капитальные вложения в ДВС с учетом (7):

 

< P align="right">(24)

 

где zДВС – удельные капитальные вложения в ДВС, долл./кВт.

Капитальные вложения в КУ с учетом (11):

 

(25)

 

где zКУ – удельные капитальные вложения в КУ, долл./кВт.

Капитальные вложения в замыкающую КЭС с учетом (15) и (7):

 

(26)

 

где zКЭС – удельные капитальные вложения в замыкающую КЭС, долл./кВт. Значение ξКЭС = 0 принимается для существующей энергетической системы. В случае строительства новой замыкающей КЭС ее мощность должна быть выше требуемой на величину PТНУ (с учетом потерь в ЛЭП и ЭД), а ξКЭС сформируется в зависимости от применяемой технологии производства электроэнергии.

Капитальные вложения в ЭД с учетом (7):

 

(27)

 

где zЭД – удельные капитальные вложения в ЭД, долл./кВт.

Капитальные вложения в ВК с учетом (13):

 

(28)

 

где zВК – удельные капитальные вложения в ВК, долл./кВт.

Представленная выражениями (1–28) методика позволяет выполнить предварительную сравнительную оценку экономической эффективности ТНС с теплонасосной установкой с ДВС, а также с ЭД, работающих в объединенной энергетической системе (ОЭС), с учетом типа ДВС, замыкающей КЭС, используемого топлива и пр. По предлагаемой методике были выполнены расчеты приведенных затрат для четырех вариантов развития ОЭС при использовании на ТНС ТНУ с ДВС газотурбинного (ηДВС1 = 37,4 %, φДВС1 = 78 %, zДВС1 = 280 долл./кВт) либо газопоршневого двигателя (ηДВС2 = 42 %, φДВС2 = 85 %, zДВС2 = 350 долл./кВт).

Вариант 1. Замыкающая КЭС – паротурбинная со сверхкритическими параметрами свежего пара (ηКЭС1 = 38 %, zКЭС1 = 0 долл./кВт), топливо – природный газ, цена топлива – 200 долл./кг у.т.

Вариант 2. Замыкающая КЭС – парогазовая (ηКЭС2 = 59,5 %, zКЭС1 = 700 долл./кВт), топливо – природный газ, цена топлива – 200 долл./кг у.т.

Вариант 3. Замыкающая КЭС – паротурбинная с суперсверхкритическими параметрами свежего пара (ηКЭС3 = 43 %, zКЭС3 = 1 500 долл./кВт), топливо – бурый уголь, цена топлива – 120 долл./кг у.т. [2].

Вариант 4. Замыкающая КЭС – паротурбинная АЭС (ηКЭС4 = 32 %, zКЭС4 =  2 700 долл./кВт), топливо – ядерное, цена топлива – 37,5 долл./кг у.т. [2].

Варианты 2–4 являются перспективными, поэтому необходимо учитывать ηКЭС. Полагаем, что в качестве топлива для ДВС применяется природный газ, стоимость которого по вариантам 1 и 2 принималась равной 200 долл./кг у.т., а по вариантам 3 и 4 – 450 долл./кг у.т. Для всех вариантов k = 3,4, ηЛЭП = 89 %, ηЭД = 95 %, ηВК = 93 %, а zТНУ = 120 долл./кВт, zЭД = 85 долл./кВт, zКУ = 100 долл./кВт, zВК = 60 долл./кВт.

Результаты расчетов приведенных затрат для функционирования ТНС в зависимости от числа часов ее работы представлены на рис. 2–4.

 

 

Анализ графического материала (рис. 2) говорит о том, что применение в системах теплоснабжения ТНС с теплонасосными установками с электрическим двигателем в существующих условиях эффективно только в случаях, если время работы оборудования не превышает 1 100 ч, то есть в пиковых режимах. Для прочих вариантов развития ОЭС более привлекательным является применение ТНУ с ДВС (рис. 2–4). Исключение составляет вариант 3 с применением ТНС с ТНУ с газотурбинным приводом (рис. 3а). В этом случае использование ТНУ с ЭД более эффективно при работе оборудования свыше 6 400 ч, то есть в базовом режиме.

Дополнительно к полученным результатам были вычислены коэффициенты эластичности по варианту 1, записанные в порядке значимости для SТНС1 (табл. 1):

 

(29)

 

где ∂xi – влияющий фактор;

Δxi – отклонение влияющего фактора на 1 %.

 

Таблица 1. Абсолютные значения коэффициентов эластичности для приведенных затрат в ТНС с ТНУ с ДВС (по варианту 1)

 

xi

τt

k

ηДВС, C1

zДВС

zТНУ

zКУ

φДВС

SТНС1, 10–3

585,0

14,2

10,0

2,4

0,8

0,7

0,001

 

Данные для SТНС2 представлены в табл. 2:

 

(30)

 

Таблица 2. Абсолютные значения коэффициентов эластичности для приведенных затрат в ТНС с ТНУ с ЭД (по варианту 1)

 

xi

τt

k

C2

ηКЭС, ηЛЭП, ηЭД

ηДВС, φjДВС

ηВК

zТНУ

zКЭС

zЭД

zВК

SТНС2, 10–3

200,0

14,2

10,0

7,4

5,2

2,6

0,5

0,4

0,3

0,2

 

В качестве влияющих факторов ∂xi для ТНС с ТНУ с ДВС необходимо принимать: k, ηДВС, φДВС, C1, zТНУ, zДВС, zКУ, τ, а для ТНС с ТНУ с ЭД – принимают k, ηКЭС, ηЛЭП, ηЭД, ηВК, ηДВС, φДВС, C2, zТНУ, zКЭС, zЭД, zВК, τ.

Представленные в таблицах результаты позволяют определить значимость влияющих факторов на изменение приведенных затрат в ТНС. Наибольшее влияние на изменение приведенных затрат в ТНС независимо от типа привода ТНУ оказывает число часов работы оборудования, наименьшее – коэффициент использования топлива для ТНУ с ДВС и капитальные вложения в водогрейные котлы для ТНУ с ЭД.

 

Максим БОГДАНОВИЧ, младший научный сотрудник НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ,
Алеся ПЕТРИЧЕНКО, студентка энергетического факультета БНТУ

 

 

Выводы

 

1. Разработана методика и проведена сравнительная оценка экономической эффективности ТНС с ТНУ с ЭД, а также с ТНУ с ДВС для четырех вариантов развития ОЭС.

2. Выбор типа привода для ТНУ, входящей в состав ТНС, зависит от варианта развития ОЭС.

3. Наибольшее влияние на изменение приведенных затрат в ТНС независимо от типа привода ТНУ оказывает число часов работы оборудования, наименьшее – коэффициент использования топлива для ТНУ с ДВС и капитальные вложения в водогрейные котлы для ТНУ с ЭД.

 

 

 

Литература

 

1. Янтовский Е. И., Пустовалов Ю. В. Парокомпрессионные теплонаносные установки. – М.: Энергоиздат (экономия топлива и электроэнергии), 1982. – 144 с.

2. Сыропущинский В. М., Трутаев В. И. Белорусская АЭС и традиционная энергетика // Энергия и менеджмент. – 2008. – № 3. – С. 8–15.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком