Обоснование мощности теплового насоса, используемого в системе охлаждения конденсатора паровой турбины ПГУ-ТЭЦ

ЦЕЛЬ. Определение допустимой мощности теплового насоса (ТН) применяемого в системе охлаждения конденсатора паровой турбины (ПТ) для тепловой электростанции (ТЭС) на базе двухконтурных парогазовых установок (ПГУ).

МЕТОДЫ. В качестве метода исследования используется метод математического моделирования режимов работы теплофикационной ПГУ с ТН в системе охлаждения и без него. На базе статистических данных о технических параметрах и технико-экономических показателях ПГУ-450, для климатических и рыночных условий города Санкт-Петербург, было проведено исследование наиболее характерных режимов работы основного энергетического оборудования, в годовом разрезе, с определением максимальной допустимой мощности ТН, с точки зрения организации стабильного теплоснабжения потребителя, доступных низкопотенциальных ресурсов и безубыточной работы ТЭС на рынке электроэнергии.

РЕЗУЛЬТАТЫ. Установлено, что с учетом значительных объемов низкопотенциальных энергоресурсов, отводимых от системы охлаждения конденсаторов ПТ и, стабильно высокой тепловой нагрузки потребителя, в том числе в межотопительный период, наиболее существенным условием, определяющим допустимый уровень мощности ТН, являются рыночные ограничения, связанные с безубыточностью функционирования ТЭС на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ). Показано, что для объекта исследования, при среднегодовой электрической нагрузке 650 МВт, максимальная мощность ТН составляет 160 МВт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. На примере реального энергообъекта были проанализированы основные факторы ограничивающие допустимый уровень мощности ТН. Установлена непосредственная связь между максимальной мощностью ТН, установленного на ТЭС и внешними экономическими условиями, а также уровнем энергоэффективности оборудования. Данный подход может быть использован для выбора и обоснования мощности ТН вне зависимости от региона расположения, типа энергосистемы, стоимости энергоресурсов, рыночных условий, а также типа и характеристик используемого оборудования.

1. Государственный доклад о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации [Электронный ресурс] // Министерство экономического развития РФ. 2020. 117 с. Режим доступа: https://www.economy.gov.ru/material/file/c3901dba442f8e361d68bc019d7ee83f/Energyefficiency2020.pdf (дата обращения: 29.12.2021).

2. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2020 году [Электронный ресурс] // Системный оператор ЕЭС. 2021. - 36 с. Режим доступа: https://www.soups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2021/ups_rep2020.pdf (дата обращения: 29.12.2021).

3. Magnani S., Danti P., Pezzola L. Analysis of the coupling between CHP and EHP in an office building applied to the Italian energy market // Energy Procedia. 2016. V. 101. pp. 558–565.

4. Liang Y., Al-Tameemi M., Yu Z. Investigation of a gas-fuelled water heater based on combined power and heat pump cycles // Applied Energy. 2018. V. 212. pp. 1476–1488.

5. Wang J., Zhong H., Tan C., et al. Economic benefits of integrating solar-powered heat pumps into a CHP system // IEEE Transactions on Sustainable Energy. 2018. V. 9. pp. 1702– 1712.

6. Alla S.A., Bianco V., Marchitto A., et al. Impact of the Utilization of Heat Pumps for Buildings Heating in the Italian Power Market // In Proceedings of the 15th International Conference on the European Energy Market, Lodz, Poland, 27–29 June 2018.

7. Sewastianik S., Gajewski A. Energetic and Ecologic Heat Pumps Evaluation in Poland // Energies. 2020. V. 13. pp. 4980.

8. Østergaardan P.A., Andersenab A.N. Booster heat pumps and central heat pumps in district heating // Applied Energy. 2016. V. 184. pp. 1374–1388.

9. Romanchenko D., Odenberger M., Göransson L., et al. Impact of electricity price fluctuations on the operation of district heating systems: A case study of district heating in Göteborg, Sweden // Applied Energy. 2017. V. 204. pp. 16–30.

10. Trømborg E., Havskjold M., Bolkesjø T.F., et al. Flexible use of Electricity in Heatonly District Heating Plants // International Journal of Sustainable Energy Planning and Management. 2017. V. 12. pp. 29–46.

11. Sun F., Xie Y., Svendsen S., et al. New low-temperature central heating system integrated with industrial exhausted heat using distributed electric compression heat pumps for higher energy efficiency // Energies. 2020. V. 13. pp. 6582.

12. Sánchez-Canales V., Payá J., Corberán J.M., et al. Dynamic modelling and technoeconomic assessment of a compressed heat energy storage system: Application in a 26-MW wind farm in Spain // Energies. 2020. V. 13. pp. 4739.

13. Chen Y., Zhang Y., Wang J., et al. Operation for integrated electricity-heat system with improved heat pump and storage model to enhance local energy utilization // Energies. 2020. V. 13. pp. 6729.

14. Scharrer D., Eppinger B., Schmitt P., et al. Life cycle assessment of a reversible heat pump-organic Rankine cycle-heat storage system with geothermal heat supply // Energies. 2020. V. 13. pp. 3253.

15. Goricanec D., Ivanovski I., Krope J., et al. The Exploitation of Low-Temperature Hot Water Boiler Sources with High Temperature Heat Pump Integration // Energies. 2020. V. 13. pp. 6311.

16. Zhang L., Zhang Y., Zhou L., et al. Research of waste heat energy efficiency for absorption heat pump recycling thermal power plant circulating water // IOP Conference Series Earth and Environmental Science. 2018. V. 121. pp. 4.

17. Боровков В. М., Аль Алавин А. Тепловой насос с двухступенчатым конденсатором // Промышленная энергетика. 2007. № 8. С. 40–43.

18. Калнинь И.М., Проценко В.П. Пустовалов С.Б. Системы централизованного теплоснабжения на базе теплонасосных установок // Холодильная техника. 2011. № 1. С. 20–22.

19. Алхасов А.Б., Алхасова Д.А. Комплексное использование низкопотенциальных термальных вод юга России для тепло-, водоснабжения и решения экологических проблем // Теплоэнергетика. 2019. № 66. С. 361–366.

20. Андрющенко А. И. Сравнительная эффективность применения тепловых насосов для централизованного теплоснабжения // Промышленная энергетика. 1997. № 6. C. 2–4.

21. Морозов Ю.П., Чалаев Д.М., Величко В.В. Децентрализованное теплоснабжение с помощью геотермальных тепловых насосов //Альтернативная энергетика и экология (Isjaee). 2017. № 4–6. C. 70–79.

22. Шпильрайн Э.Э. Возможность использования теплового насоса на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2003. № 7. C. 54–56.

23. Проценко В.П., Пустовалов С.Б., Савицкий А.И., и др. Атомно-теплонасосная теплофикация (АТТ) как новое направление в развитии энергетики // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. № 1. С. 25–29.

24. Treshcheva M., Anikina I., Sergeev V., et al. Selection of Heat Pump Capacity Used at Thermal Power Plants under Electricity Market Operating Conditions. Energies. 2021. V. 14. pp. 226.

25. Балынин И.В. Оценка результативности инвестиционных проектов: правила, показатели и порядок их расчета // Экономический анализ: теория и практика. 2016. № 6 (453). С. 26-41.

26. Николенко Т.Ю., Тарасова Е.В. Система сбалансированных показателей и инструментарий оценки эффективности инновационных проектов // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Экономические науки. 2016. № 6. С. 228‒235.