Аннотация

В статье рассматриваются вопросы повышения энергоэффективности систем теплоснабжения предприятий и промышленных узлов с применением утилизации низкотемпературных тепловых вторичных энергетических ресурсов на базе современных теплонасосных установок.

Annotation

In article questions of increase in energy efficiency of systems of heat supply of the enterprises and industrial hubs with application of utilization of low-temperature thermal secondary energy resources on the basis of modern heatpump installations are considered.

В. Н. Романюк, д. т. н., профессор, В. А. Седнин, д. т. н., профессор, заведующий кафедрой «Промышленная теплоэнергетика и теплотехника»,

Т. В. Бубырь, м. т. н., аспирант, Белорусский национальный технический университет (БНТУ)

Е. Г. Бойко, студентка, Белорусский национальный технический университет (БНТУ)

Введение

Побочные энергетические потоки (ПЭР) различной природы, или, в ранее используемой терминологии, вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) — неизбежные производные промышленного производства. Во времена дешёвых энергоресурсов и отсутствия надёжного оборудования, обеспечивающего утилизацию низкотемпературных тепловых ПЭР, эти потоки рассеивались в окружающей среде, поскольку и рекуперация, и утилизация их экономически не оправдывались. Тем не менее в тот период велись работы по учёту и анализу побочных энергетических потоков производства. Вплоть до 2000 года Белорусский теплоэнергетический институт (БЕЛТЭИ) готовил и ежегодно выпускал статистические отчёты по объёмам тепловых выбросов промышленных предприятий и районов с дифференцированием их по температурным уровням (рис. 1) [1]. К сожалению, сегодня подобные исследования не проводятся.

Вместе с тем анализ данных 20-летней давности свидетельствует, что низкотемпературные (до 50 °С) тепловые побочные потоки составляли значительную долю — 27,7 %. Учитывая, что за прошедшие годы реализован значительный потенциал энергосбережения и что высокотемпературные потоки утилизировать проще и эффективнее, можно предполагать, что доля низкотемпературных потоков в тепловых выбросах района могла только увеличиться. Поэтому оправдано считать её величину не менее 30 %.

Примеры эффективного использования низкотемпературных ПЭР

Что изменилось, чем сегодня вызван интерес к низкотемпературным ПЭР? Прежде всего появлением на рынке технологий и оборудования, позволяющих эффективно утилизировать эти ПЭР. Как их использовать, схематично поясняет рис. 2. Такая перспективная система теплоснабжения широко распространяется в ряде стран, обладающих резервом инвестиций в энергетическую отрасль. Она может быть интересна для модернизации и развития систем централизованного теплоснабжения Беларуси [2], как и другие технические решения непосредственно на теплоисточниках [3].

Как известно, регенерация (рекуперация) энергии всегда более эффективна, чем её утилизация. Поэтому желательно в первую очередь рассматривать возможность использования ПЭР в самой промышленной технологии. Значительная доля потребления энергии промышленными предприятиями приходится на средне- и низкотемпературные теплотехнологическое процессы, основным энергоресурсом для которых является водяной пар. Эти процессы являются основными источниками побочных тепловых потоков, утилизация которых на практике связана, как правило, с использованием водяного теплоносителя с температурой до 100 °С. Это затрудняет рекуперацию или утилизацию этих потоков в теплотехнологиях, адаптированых к применению водяного пара, и тем самым ограничивает энергосбережение. В то же время, как показывают исследования, опыт реализации ряда проектов, выполненных сотрудниками Белорусского теплотехнического института и Белорусского национального технического университета по модернизации промышленных теплоэнергетических систем, в большинстве случаев теплоноситель в виде водяного пара может быть заменён либо полностью, либо частично (с использованием двухступенчатой схемы подвода энергии) теплоносителем в виде воды. В первой ступени (низкотемпературной) теплотехнологии используется водяной теплоноситель, во второй (среднетемпературной) — нагрев осуществляется в существующем штатном оборудовании. Последнее может работать как с включённой, так и выключенной первой ступенью, чем обеспечивается надёжность технологического процесса. 

В качестве примера можно рассмотреть техническое предложение по модернизации систем оборотного водоснабжения на ОАО «Мозырьсоль» (рис. 3). Как видно на схеме, параллельно барометрическому конденсатору установлен абсорбционный тепловой насос (АБТН), в котором одновременно производятся и охлаждение оборотной воды, и нагрев сетевой воды системы теплоснабжения. Применением данной технологии предполагается утилизировать более 40 тыс. Гкал в год, что снизит потребление природного газа на ~7 тыс. т у.т., уменьшит расход воды на подпитку систем оборотного водоснабжения на ~70 тыс. м³. Соответственно, уменьшатся рассеиваемые испарительными градирнями в окружающую среду и загрязняющие её потоки теплоты, а также выбросы диоксида углерода в объеме 12 тыс. т в год на ТЭЦ предприятия. Годовой экономический эффект превысит 1,6 млн USD, что должно обеспечить возврат инвестиций в модернизацию в срок до одного года. Подобное использование тепловых ПЭР для теплотехнологий в 1,75 раза эффективнее, чем в варианте их утилизации в системах теплоснабжения [4], поскольку в непрерывном производстве число часов использования оборудования достигает 8 000 часов и более, а в системах теплоснабжения значительно ниже (для горячего водоснабжения — ~6 000 часов, для отопления — менее 4 000 часов). При этом коэффициент использования установленной мощности энергогенерирующего оборудования ещё ниже.

Подобное (как на ОАО «Мозырсоль») внутреннее использование тепловых ПЭР с помощью АБТН, указанных на схеме, можно реализовать на многих предприятиях, например, таких как завод «Полимир» ОАО «Нафтан», Беллакт, МАЗ, Интеграл, Борисовский завод медицинских препаратов, Белшина, Белсолод и многих других.

Однако и утилизация ПЭР по варианту использования сбросных тепловых низкотемпературных потоков в системах энергоснабжения промзоны или города является целесообразной, так как это даёт прямую экономию топлива, что крайне выгодно предприятиям. При этом объём этих потоков может значительно (в разы) превышать их внутренние потребности на предприятии. Рассмотрим это на примере Новополоцкого промышленного узла.

Завод «Полимир» расположен в непосредственной близости к Новополоцкой ТЭЦ (НТЭЦ), нагрузка которой по теплоснабжению Новополоцка в отопительный период достигает 100, а в межотопительный — 30 Гкал/ч. На Полимире в течение года рассеивается в атмосферу до 70 Гкал/ч теплоты процесса охлаждения воды в испарительных градирнях системы оборотного водоснабжения. Для отвода тепловой мощности 70 Гкал/ч в градирнях ежечасно испаряется в атмосферу не менее 120 м³ воды из системы оборотного водоснабжения, которую необходимо восполнять. Непосредственно на заводе с помощью АБТН для внутреннего использования возможна утилизация только около 5,8 Гкал/ч ПЭР. За счёт внешнего теплоиспользования утилизация потока ПЭР может достигать около 25 Гкал/ч, что существенно больше и не исключает внутреннего теплоиспользования, а дополняет его.

Для утилизации сбросной теплоты процесса охлаждения оборотной воды на заводе «Полимир» в системе теплоснабжения Новополоцка необходимо проложить по существующим эстакадам между заводом и НТЭЦ трубопровод для транспорта 2,8 тыс. м³/ч (в эквиваленте 25 Гкал/ч) оборотной воды и построить на ТЭЦ теплонасосную станцию с АБТН соответствующей мощности. На ней поступившая с завода оборотная вода будет охлаждаться до требуемой температуры, после чего возвращаться на завод. Параллельно «бестопливная» теплота позволит осуществить нагрев сетевой воды в пределах до 85 °С и 25 Гкал/ч. Такие решения не новы в мировой практике. Близ Сеула (Южная Корея) подобная схема релизована в рамках сотрудничества местной теплоэлектроцентрали и нефтеперерабатывающего завода [5]. На рис. 4 схематично представлена теплоэнергетическая система промузла до и после предлагаемой

модернизации (внедрения на ТЭЦ АБТН для утилизации 25 Гкал/ч теплоты охлаждения оборотной воды, поступающей с завода).

Описанный подход может применяться на промышленных узлах, расположенных в зоне ТЭЦ. В стране их (только крупных) более десятка: Мозырская ТЭЦ, Гродненская ТЭЦ-2, Бобруйские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1, Минские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, Оршанская ТЭЦ, ТЭЦ ОАО «Мозырсоль» и др. В масштабах страны речь может идти об интегральной экономии природного газа более чем 0,2 млн т у.т. в год. Важным условием реализации таких проектов является достижение консенсуса и координация работы различных министерств и ведомств друг с другом под патронажем Департамента по энергоэффективности.

Помимо экономии импортируемого природного газа, внедрение предлагаемых мероприятий может обеспечить возможность снижения генерации электроэнергии на ТЭЦ (суммарно оно составит не менее 0,25 ГВт) с передачей электрических нагрузок на блоки ПГУ. Это актуально в преддверии ввода в строй Белорусской АЭС в контексте загрузки конденсационных блоков ПГУ энергосистемы со снижением в целом потребления природного газа.

Одна из причин инертности в вопросах использования тепловых ПЭР — недостаток информации о технических решениях и оборудовании, с помощью которых можно реализовать рассматриваемые проекты. В первую очередь это касается тепловых насосов.

Теплонасосные установки (ТНУ)
Общие сведения

Передача тепловой энергии от низкого температурного уровня на более высокий, что реализуется в ТНУ, противоречит естественному природному процессу передачи теплоты от горячих тел к холодным. Для обеспечения «противоестественного» обратного теплообмена между телами требуется компенсация в виде потребления энергии на реализацию обратных циклов, реализуемых в ТНУ. Вид этой энергии и определяет тип ТНУ. Если это механическая энергия для привода компрессора, то говорят о механических или компрессионных ТНУ, если тепловая энергия — речь идёт о теплоиспользующих ТНУ.

Для реализации обратных циклов в ТНУ используются холодильные агенты (рабочие тела). В теплоиспользующих ТНУ применяются растворы, как правило, бинарные. Наиболее распространён водный раствор бромистого лития LiBr, в котором последний является поглотителем, высококипящим компонентом, абсорбирующим (поглощающим) водяные пары, а вода — низкокипящим компонентом. Обозначенный процесс и холодильный агент и определили название этих ТНУ — абсорбционные тепловые насосы (АБТН). В последние годы наиболее распространёнными являются абсорбционные бромисто-литиевые тепловые насосы в виду ряда их преимуществ. Следует отметить, что абсорбционные технологии известны давно и нашли широкое применение во многих странах. Известность и признание в нашей стране они получили как абсорбционные холодильные машины (АБХМ), предназначенные для получения охлаждённой воды с температурой 5–7 °С для систем промышленного кондиционирования и охлаждения в различных технологических процессах. В Беларуси с 2006 года успешно эксплуатируется более 50 АБХМ суммарной мощностью более 70 МВт. 

В компрессионных ТНУ в качестве хладагентов, как правило, используются те или иные фреоны, синтезированные на базе углеводородов, которые, как известно, в разной степени экологически небезвредны. Следует помнить, что ряд хладонов входят в перечень запрещённых для ввоза на территорию Таможенного союза. В этих установках присутствует компрессор, и хладагенты в циклах претерпевают фазовые переходы, что и определило их название — парокомпрессионные тепловые насосы (ПКТН).

Производители теплонасосных установок (как абсорбционных, так и парокомпрессионных) в мире представлены достаточно широко. Гарантируется их надёжность, безопасная и экономичная эксплуатация, автоматическое регулирование технологических параметров, интернет-мониторинг работы оборудования в режиме 24/7 и пр. Имеются примеры успешного использования ПКТН и АБТН в промышленности и в системах отопления [3]. В БНТУ и БЕЛТЭИ накоплен необходимый и прошедший апробацию материал для начала реализации проектов по интеграции ТНУ в промышленные и городские системы теплоснабжения.

Показатели энергетической эффективности ТНУ

Энергетический КПД, используемый для оценки эффективности ТНУ, как и для любых систем преобразования энергии, представляет собой отношение полезного эффекта к затратам:

КПДэ = ΔWпл./ ΔWзтр., (1)

где ΔWпл. — полезный эффект, Дж;
ΔWзтр. — затраты, Дж.

КПД ТНУ в отечественной литературе называется отопительным коэффициентом (μ), в зарубежной — коэффициентом преобразования COPhp (COP). Баланс теплоты в общем виде для ТНУ записывается в виде:

ΔWзтр. + Qутл. = ΔWпл., (2)

где Qутл. — полезный эффект (теплота, полученная потребителем), Дж.

С помощью соотношений (1) и (2) устанавливаются возможные значения COP: в любом случае энергетический КПД всех типов ТНУ больше 1, в пределе его величина может стремиться к бесконечности. АБТН и ПКТН не следует противопоставлять. У каждого типа своя ниша применения. В таблице приведены для сравнения основные характеристики ТНУ обоих типов.

На рис. 5 показаны простейшие принципиальные схемы ПКТН и АБТН. 

Для выяснения того или иного эффекта от применения ТНУ, следует обратиться к балансам теплоты в виде диаграмм Сэнки, на которых показана трансформация потоков теплоты по отношению к 100 % первичного энергоресурса (топлива), затраченного на обеспечение потребителя тепловой энергией (рис. 6, 7).

Из анализа балансов (рис. 6 и 7) следует, что использование АБТН во всех случаях на 100 % потреблённого топлива обеспечивает выработку тепловой энергии бóльшую, чем на котельной с КПД 92 %: при COP = 1,7 потребителю передаётся 143 %, при COP = 2,2 — 185 % тепловой энергии по отношению к использованному топливу.

В отношении ПКТН ситуация зависит от выбора замещающей ТЭС. При удельном расходе топлива (УРТ) 330 г у. т./(кВт·ч), например, для паротурбинных блоков Лукомльской ГРЭС при COP = 2 использование ПКТН уступает варианту котельной, при COP = 3 — практически имеет место паритет с котельной. В случае замещающей ТЭС с УРТ = 240 г у. т./(кВт·ч) (например, блоки ПГУ на КЭС) ситуация для ПКТН несколько улучшается: паритет с котельной имеет место уже при COP = 2, и потребитель получает 94 % теплоты топлива; при COP = 3 ПКТН уже превосходит котельную: потребителю передаётся 141 % от теплоты потреблённого топлива.

При сравнении тепловых балансов видно, что во всех случаях при утилизации низкотемпературных (20–50 °С) промышленных ПЭР экономия первичных энергоресурсов при использовании АБТН оказывается больше, чем для ПКТН.  Таким образом, для утилизации низкотемпературных ПЭР с температурой более 20 °С промпредприятий предпочтительнее использовать АБТН. 

Для предприятий существенен лишь экономический фактор, определяемый соотношением затрат на привод АБТН или ПКТН и выручки от полученной тепловой энергии. Оценим затраты на энергию для привода ТНУ и стоимость теплоты, отпускаемой потребителю в вариантах с АБТН и ПКТН:

Дзтр. = ΔWзтр. ∙ Тзтр., (3)

Дпрд. = Qптр. ∙ Ттэ, (4)

где Дзтр. — затраты на покупку энергии для привода ТНУ;
ΔWзтр. — потребление электроэнергии в варианте ПКТН;
Qптр. — потребление теплоты в варианте АБТН;
Тзтр. — тариф на покупку используемого энергоресурса, руб./Дж;
Дпрд. — выручка от продажи теплоты Qптр. потребителю, руб. за выбранный период времени;
Ттэ — тариф на отпускаемую тепловую энергию, руб./Дж.

Для АБТН, как правило, действующие тарифы на затрачиваемую и отпускаемую тепловую энергию одинаковы, поэтому выручка от продажи теплоты потребителю будет всегда превышать затраты на её покупку на привод ТНУ. Это вытекает из соотношения:

Дпрд. / Дзтр. = Qзтр. ∙ COP ∙ Ттэ / (Qзтр. ∙ Ттэ) = COP. (5)

Соотношение выручки и затрат однозначно определяется только величиной COP и составит 1,7–2,2, что соответствует экономии денежных средств на обеспечение в прежних объёмах тепловой энергией от АБТН по отношению к котельной от 42 % (при COP = 1,7) до 55 % (при COP = 2,2).

В случае с ПКТН ситуация с соотношением затрат на покупку электроэнергии для электропривода ТНУ и выручки от продажи тепловой энергии иная и связана с существенным отличием тарифов на электрическую и тепловую энергию. Соотношение выручки от продажи теплоты от ТНУ и затрат на закупку электроэнергии для её работы в случае ПКТН определяется выражением:

Из анализа соотношения (6) следует, что величина Дпрд./Дзтр. может быть как меньше, так и больше единицы. Последнее имеет место, если COP > Тээ/Ттэ. При тарифах Тээ ≈ 0,12 USD/кВт·ч и Ттэ ≈ 0,034 USD/кВт·ч (40 USD/Гкал) получаем, что соотношение будет больше единицы при COP > 3,5. Очевидно, что для достижения экономической целесообразности, связанной с быстрым возвратом инвестиций, требуется более низкое соотношение между тарифами на электрическую и тепловую энергию (рис. 8). Вывод об относительно низкой экономической целесообразности ПКТН в системах отопления подтверждается в [6, 7]. На основании экономических расчётов в [7] показано, что использование ПКТН выигрывает в общих затратах перед альтернативными системами лишь через 20–45 лет (рис. 8). Несколько иные выводы представлены в достаточно основательном анализе эффективности применения ПКТН в системах теплоснабжения [8]. Кроме того, в литературных источниках в качестве альтернативных установок отсутствуют гибридные системы [10].

Приведённые экономические выкладки подчёркивают необходимость проведения многовариантных оптимизационных расчётов при проектировании систем регенерации и утилизации низкотемпературных ПЭР. Как показано в статье, на промышленных предприятиях в существующих условиях экономически оправдано использование АБТН. Однако оно, бесспорно, выгодно и в системах централизованного теплоснабжения, когда наблюдаются значительные потоки ПЭР с температурой выше 20 °С. ПКТН имеют гораздо более широкие вариантные возможности, и их применение во многом определяется соотношением стоимости топлива и электрической энергии. Существуют разные взгляды на применение тепловых насосов на теплоэлектроцентралях [9], но вопрос остаётся дискуссионным, и при применении комплексных решений в системах централизованного теплоснабжения есть место как для АБТН, так и для ПКТН.

Выводы

В современных условиях благодаря появлению на энергетическом рынке разнопрофильных надёжных и экономичных теплонасосных установок проблема регенерации и утилизации низкотемпературных ПЭР из категории технико-экономической перешла в организационно-экономическую. Эффективность применения технологии трансформации теплоты определяется соотношением классического набора факторов: стоимости оборудования, затрат на его
эксплуатацию, стоимости энергетических ресурсов, тарифов на электрическую и тепловую энергию, коэффициента использования установленной мощности. Основным же условием является наличие соответствующего побочного энергоресурса требуемого объёма и качества. 

В то же время при проектировании новых промышленных и теплотехнических систем следует стремиться минимизировать образование побочных энергоресурсов путём применения малоотходных технологий, приёмов комбинированного и многостадийного использования энергии.

Литература

1. Романюк, В. Н. Основы эффективного энергоиспользования на производственных предприятиях дорожной отрасли: учеб. пособие / В. Н. Романюк, В. Н. Радкевич, Я. Н. Ковалёв; под ред. Я. Н. Ковалева. — Минск: УП «Технопринт», 2001. — 291 с.

2. Хрусталёв, Б. М. К вопросу развития энергообеспечения промышленных теплотехнологий и систем теплоснабжения в Беларуси. Взгляд в ближайшее будущее и обозримую перспективу / Б. М. Хрусталёв, В. Н. Романюк, В. А. Седнин и др. // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. — 2014. — № 6. — С. 31–47.

3. Седнин, В. А. К вопросу о повышении эффективности отопительных котельных и мини-ТЭЦ / В. А. Седнин, Д. М, Райко, В. М. Левин // Энергия и Менеджмент. — 2014. — 2015. — № 1(82). — С. 12–17.

4. Рудченко, А. В. Первый проект с применением абсорбционного теплового насоса большой мощности реализован в Беларуси / А. В. Рудченко, И. В. Кочемазов // Энергия и Менеджмент. — 2017. — № 1. — С. 18–21.

5. Опыт Китая и Кореи — очень далеко и очень полезно / Энергия и Менеджмент. — 2013. — № 6. — С. 29–36.

6. Ковалёв, О. А. Окупаемость промышленных тепловых насосов / О. А. Ковалёв // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. — 2016. — № 3. — [электронный ресурс]: — 2016. — Режим доступа: https://www.c-o-k.ru/articles/okupaemost-promyshlennyh-teplovyh-nasosov/ — Дата доступа: 08.08.2017. 

7. Трубаев, П. А. Тепловые насосы: учеб. пособие / П. А. Трубаев, Б. М. Гришко. Белгород: Изд-во БГТУ им. В. Г. Шухова, 2009. — 142 с.

8. Жидович, И. С. Применение тепловых насосов для экономии топливно-энергетических ресурсов при эксплуатации жилых зданий в Республике Беларусь и за рубежом: Отчёт ПРООН/ГЭФ. Проект № 00077154 «Повышение энерге-
тической эффективности жилых зданий в Республике Беларусь» / И. С. Жидович. — Минск, 2013 г. — 23 с. — Режим доступа: https://docviewer.yandex.by/view/0/?*=zb%2BWJAvRtpFhkMPTfnSo%2BL3T%2Fb97InVybCI6Imh0dHA6Ly9lZmZidWlsZC5ieS9wdWJsaWNhdGlvbnMvZG93bmxvYWQvMS8yMjIvIiwidGl0bGUiOiIyMjIiLCJ1aWQiOiIwIiwie XUiOiI2MTA3NjYxNzE1MDAzNTk4NTciLCJub2lmcmFtZSI6dHJ1ZSwidHMiOjE1MDI0NDcwNjg1NjZ9&page=23&lang=ru/ — Дата доступа: 11.08.2017.

9. Михайлов, В. Е. Тепловые насосы ТЭЦ и теплофикационных ПГУ: «территория заблуждений» и направления развития / В. Е. Михайлов, М. А. Верткин, С. П. Колпаков и др. // Энергетик. — 2017. — № 3. — С. 7–12.

10. Седнин, В. А. Анализ состояния и основные тенденции развития систем централизованного теплоснабжения в Беларуси / В. А. Седнин, А. В. Седнин // Энергия и Менеджмент. — 2016. — № 5. — С. 16–19.