Повышение энергоэффективности объектов генерации (ТЭЦ, ТЭС, ГРЭС) с помощью абсорбционных холодильных машин и тепловых насосов.

Эффективность работы энергоблока оценивается по удельному потреблению топлива на единицу выработанной тепловой и электрической мощности. Существенным фактором является также объем потребления природной воды (для прямоточных систем оборотного водоснабжения).

 

Охлаждение воздуха на входе в компрессор газовой турбины

Данное решение позволяет за счет энергии горячей воды или низкопотенциального пара компенсировать падение производительности газовой турбины в теплый период года. Электрическая мощность газотурбинного агрегата может увеличиваться на 15% (в зависимости от климатических условий).

Производство электрической энергии сопровождается выделением тепловой энергии, которую могут утилизировать системы теплоснабжения. Однако в межотопительный период огромное количество тепловой энергии сбрасывается в атмосферу. Это не экономично и не экологично.

Мы предлагаем из тепловой энергии (пар, горячая вода, отходящие/дымовые газы) вырабатывать холод и использовать его для повышения эффективности работы энергетических установок (для собственных нужд станции) или продавать холод внешним потребителям, расположенным не далее 2- 3 км от станции (торговые комплексы, бизнес-центры, гостиницы, спортивные сооружения, то есть в любые здания, где применяют кондиционирование воздуха.

Охлаждения требуют многие системы ТЭС и ТЭЦ: трансформаторные блоки, масляные системы, конденсаторы паровых турбин и пр. Однако критически важной бывает температура воздуха на входе в компрессор газотурбинной установки (ГТУ).

Номинальная мощность ГТУ указывается для температуры +15° С, но при температуре +35° С мощность падает на 15-20%. Более того, снижение мощности может привести к аварийной остановке агрегата и далее, к веерному отключению потребителей. Это неоднократно случалось в центральных и южных регионах России.

 

Первый в России объект с системой TIAC (Turbine Inlet Air Cooling) был реализован в 2015 году для двух турбин LM 6000PF на ПГУ-110 ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго. Техническое решение по интеграции АБХМ в технологическую схему станции разработано и запатентовано ПАО «ЛУКОЙЛ».

 

ПГУ-110 ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго

ПГУ-110 ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго

 

Применение АБХМ Shuangliang стало первым внедрением АБХМ для охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ в России. Результаты эксплуатации подтвердили все произведенные расчеты и определили дальнейшее развитие технологии охлаждения воздуха с помощью АБХМ на других ПГУ.

На ПГУ-110 установлены две АБХМ Shuangliang HSA 1157 (2*4000 = 8000 кВт). Система позволяет компенсировать снижение электрической мощности в теплый период года, характерное для газовых турбин, а также увеличивает к.п.д. выработки электроэнергии.

Летом 2015г., в период аномально высоких температур наружного воздуха в г. Астрахани и, как следствие, аварийных отключений энергетического оборудования, ПГУ-110, оснащенная системой TIAC на базе АБХМ Shuangliang, сохранила номинальную мощность, что позволило обеспечить стабильность энергообеспечения города.

В 2015 – 2016 годах специалисты компании «Энергосберегающие технологии» участвовали во внедрении аналогичной системы на ПГУ-235 и ПГУ-135 ПАО «ЛУКОЙЛ». На обеих ПГУ также установлены АБХМ Shuangliang, их назначение - охлаждение воздуха на входе в компрессоры турбин для компенсации потерь электрической мощности турбин в летний период времени.

 

ПГУ-135, г. Буденновск. ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг»

ПГУ-135, г. Буденновск. ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг»

 

На ПГУ-135 установлена уникальная (самой большой в мире единичной мощности за пределами Китая) модель АБХМ, ее холодопроизводительность составляет 10,5 МВт.

 

Утилизация тепловой энергии на ТЭЦ с помощью абсорбционных тепловых насосов

Второе решение для ТЭЦ - утилизация тепловой энергии вспомогательного водоохлаждаемого оборудования (подшипники, генератор, питательные насосы и др.) и, в некоторых случаях, паровых конденсаторов. Применение для этих целей прямоточных систем охлаждения технически эффективно. Однако водное законодательство предполагает существенный рост налогов за природопользование. И теплота охлаждаемого оборудования прямоточных систем безвозвратно теряется.

Предлагаемое ЭСТ решение – охлаждение теплоносителя с помощью абсорбционного теплового насоса (АБТН) с образованием закрытого замкнутого контура охлаждения. А утилизированная теплота возвращается в тепловую схему энергоблока, например, для предподогрева подпиточной или обратной сетевой воды.  В этом случае переход на оборотную систему водоснабжения с применением АБТН (полный или частичный) создает 75% экономии, а 25% - экономия по потреблению природной воды.

Экономический эффект по тепловой энергии определяется экономией пара, который раньше использовался для подогрева подпиточной воды. Если для этих целей применялись пиковые котлы, то отказ от них приводит к прямой экономии топлива. Если подогрев обеспечивается встроенными пучками полностью, то надо искать других приемников тепловой энергии или «сбрасывать» высвободившийся пар «в голову» турбины. В этом случае вырастает производство электроэнергии при сохранении потребления топлива.

Каждая ТЭЦ индивидуальна как по оборудованию, так и по тепловым схемам и графикам загрузки. Для каждой ТЭЦ ЭСТ готов разработать уникальное решение.  На рисунке ниже -  типовая схема гибридной системы технического водоснабжения, тепловая энергия конденсатора утилизируется с применением теплового насоса.

Эта схема позволяет разгрузить градирню (первый эффект - экономия воды) и утилизированную теплоту передать в тепловую схему, в итоге снизить мощность котельной в системе теплоснабжения (второй эффект - экономия топлива).

Расчетный дисконтированный срок окупаемости не превышает семи лет.

Типовое решение гибридной системы технического водоснабжения.

Типовое решение гибридной системы технического водоснабжения.

 

Мировой опыт применения АБТН в системах оборотного водоснабжения

Китай – страна с самой быстро развивающейся промышленностью и энергетикой. Но их развитие сдерживается дефицитом и высокой стоимостью энергетических ресурсов. Стоимость газа в Китае примерно в 5,5 раз выше, чем в России. При таких условиях вопрос энергосбережения встает особенно остро. На законодательном уровне в стране запрещена эксплуатация ТЭЦ без применения абсорбционных тепловых насосов.

На китайских ТЭЦ установлено несколько тысяч АБТН производства Shuangliang Eco-Energy. Максимальная единичная мощность АБТН Shuangliang – 98 МВт. На одной из ТЭЦ Китая работает четыре абсорбционных тепловых насоса Shuangliang, общей суммарной мощностью 400 МВт.

В среднем мощности АБТН на ТЭЦ Китая меньше. В качестве примера можно рассмотреть муниципальную угольную станцию в г. Янгкванг. На ней установлены шесть АБТН мощностью 30 МВт каждая, в общей сложности 180 МВт. Они утилизуют бросовою воду с градирен с параметрами 30/40° С. В качестве греющего источника применяется пар с избыточным давлением в 5 бар. АБТН дают горячую воду 90/70° С, которая поступает потребителям. Таким образом, станция дополнительно зарабатывает около $5 млн, не учитывая экономию топлива в 49 300 тонн ежегодно. Окупаемость проекта составила менее 2 лет.