Анализ условий и схем децентрализованного холодоснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ условий и схем децентрализованного холодоснабжения

С.А. Байбаков,

Введение

В связи с климатическими условиями в России значительной статьей затрат энергии и топлива являются их затраты, направляемые на обеспечение теплоснабжения. Однако в последнее время возросли требования к качеству климатических условий в жилых, общественных и рабочих помещениях в теплый период года. Особенно эти требования стали актуальными в связи со строительством крупных развлекательных, офисных и торговых центров, рассчитанных на большое количество одновременно находящихся там людей. При этом возросшие требования к качеству среды в летний период приводят к необходимости рассматривать его обеспечение, наряду с теплоснабжением, как одну из важных составляющих затрат энергии. В соответствии с этим актуальным становится обеспечение холодоснабжения потребителей наиболее эффективным способом.

В настоящее время развитие и широкое распространение получили парокомпрессионные (ПКХУ) и абсорбционные холодильные установки (АБХУ). В первых из них для производства холода используется обратный паросиловой цикл, что требует затрат и соответствующего подвода электроэнергии, необходимой для работы компрессоров. Для производства холода с применением абсорбционных холодильных установок требуется подвод тепловой энергии определенного потенциала. Применение того или иного способа производства холода имеет как положительные, так и отрицательные стороны, и выбор наиболее эффективного из них в различных конкретных условиях требует проведение соответствующего анализа энергетической и экономической эффективности.

Другим аспектом производства холода, как и при теплоснабжении, является степень централизации генерации холода. Можно рассматривать как выработку холода на базе уже существующих энергоисточников систем централизованного теплоснабжения (СЦТ), в основном на ТЭЦ, так установку холодильных установок непосредственно у потребителей (децентрализованное холодоснабжения).

При выборе условий централизации следует учитывать следующие обстоятельства. Увеличение единичной мощности холодильных установок приводит к снижению удельной (на единицу установленной мощности) величины начальных затрат, но требует формирования затратных систем транспорта и распределения хладагента по потребителям. Последнее обстоятельство в свою очередь приводит к увеличению стоимости холодоснабжения по начальным затратам и эксплуатационным расходам на транспортировку. Децентрализация же сопровождается увеличением удельной стоимости установок, а также требует анализа возможности и обеспечения дополнительного подвода электрической или тепловой энергии, что соответственно требует дополнительных затрат на транспортировку первичного энергоносителя, а, возможно, и начальных затрат на обеспечение такой транспортировки.

Анализ эффективности централизованного холодоснабжения требует специальной разработки схем включения холодильных установок в тепловые схемы источников тепловой энергии, а также методов оценки затрат при транспортировке, поэтому в настоящей статье пока будут рассмотрены условия производства холода с различной степенью децентрализации. Будет проведен анализ общей энергетической эффективности и экономические показатели различных схем, связанных в первую очередь с эксплуатационными расходами, а также целесообразность их использования при существующих условиях продаж и покупки энергоносителей для различных субъектов рынка тепловой и электрической энергии.

В качестве оценки энергетической эффективности будет использоваться удельная величина потерь в окружающую среду - как характеристика КПД холодопроизводства. Этот показатель будет определяться как для непосредственно холодильной установки, так и для всей схемы обеспечения холодоснабжения.

Будут приняты следующие условия и допущения.

1. При расчетах технико-экономических показателей не учитывается изменение тарифов на тепловую и электрическую энергию для потребителя, связанное с увеличением или снижением нагрузки.

2. В связи с малой величиной (1-7% от холодопроизводительности) не учитываются затраты электроэнергии на вспомогательные насосы холодильных установок, требуемые для обеспечения работы системы охлаждения и т.п.

3. При расчете изменения затрат на перекачку воды в тепловых сетях не учитывается возможное изменение располагаемого напора на теплоисточниках, связанных с обеспечением нормального гидравлического режима тепловых сетей.

Другие принятые допущения будут указаны в соответствующих разделах текста.

В расчетах экономических составляющих эффекта будут использованы следующие условные обозначения и значения ценовых показателей по стоимостям тепловой и электрической энергии (табл. 1).

В приведенных ниже формулах и тексте будут использоваться следующие условные обозначения энергетических и экономических показателей, характеризующих рассматриваемые варианты холодоснабжения (табл. 2).

Как уже отмечалось, в настоящее время, в основном, широко используются два вида холодильных установок, принципиально отличающихся энергетическими процессами производства холода и условиями обеспечения их работы. Это парокомпрессионные холодильные установки (ПКХУ) и абсорбционные установки (АБХУ), которые успешно конкурируют на рынке холодоснабжения. В статье будут рассмотрены оба способа производства холода, что позволит провести их сопоставление по эксплуатационным экономическим и энергетическим показателям.

1. Парокомпрессионные холодильные установки

Основой ПКХУ является обратный паросиловой цикл с конденсацией и испарением рабочего тела, например, различных фреонов. При этом холодильный эффект образуется при подводе теплоты на испарение рабочего тела в испарителе ПКХУ. Для установки необходим подвод электроэнергии на привод компрессора, что приводит к необходимости анализа показателей всей цепочки энергоснабжения. К таким показателям относятся затраты на производство электроэнергии и дополнительные потери энергии в окружающую среду при обеспечении холодоснабжения.

Для компрессионных холодильных установок эффективность преобразования энергии определяется величиной холодильного коэффициента, численно равного отношению холодопроизводительности Qх, Гкал/ч к требуемой величине электрической мощности Lх, МВт:

Ех = 1.163 * Qх / Lх,

который показывает величину холодопроизводительности, получаемой с единицы затраченной электрической мощности.

С учетом (1) величина затрачиваемой электрической мощности будет равна:

Lх = 1.163 * Qх / Ех, МВт

Для современных установок величина холодильного коэффициента различна, но для определенности, в среднем она может быть принята равной 2.9. Тогда при Qх=1 Гкал/ч, относительная величина требуемой электрической мощности будет составлять:

lх = (1.163*1) / Ех = 1.163 / 2.9 =0.401 МВт на 1 Гкал/ч.

Для компрессорных установок, в соответствии с циклом преобразования энергии, количество теплоты, отводимое от конденсатора холодильной установки в окружающую среду dQоп, будет определяться выражением:

dQоп = Qх + Lх = (1+1/Ех) * Qх, Гкал/ч

или на 1 Гкал/ч холодопроизводительности:

dq оп = (1 + 1/Ех) = 1 + 1/2.9 = 1.0 + 0.345 = 1.345 Гкал/ч.

2. Холодоснабжение от ПКХУ по отдельным помещениям

Наиболее распространенным вариантом холодоснабжения для жилых и офисных помещений в зданиях прежней застройки в настоящее время является использование бытовых кондиционеров с компрессорной схемой производства холода.

Рассмотрим энергетическую эффективность таких условий холодоснабжения, приходящихся на единицу нагрузки по холоду и затраты, возникающие на различных этапах энергопроизводства.

Потребление электрической мощности за период времени должно быть оплачено потребителем по показаниям электросчетчика. Кроме того, домовая электропроводка должна быть рассчитана на пропуск дополнительной нагрузки по току.

Для такой схемы, в соответствии с циклом преобразования энергии, количество теплоты, отводимое от холодильной установки в окружающую среду Qоп, будет определяться выражением (2) и на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду будет равно dq оп = 1,345 Гкал/ч.

Однако для полной энергетической оценки следует учитывать также потери тепла в окружающую среду, связанные с производством электроэнергии, необходимой для работы ПКХУ. Если считать, что в качестве источника этой энергии используется конденсационная электростанция (КЭС) с КПД по выработке электроэнергии турбинами на уровне 37%, то при покрытии нагрузки холодильной установки, потери тепла в окружающую среду в конденсаторах турбин электростанции dQоэ составят дополнительно:

dQоэ = Lх * (1/КПД - 1) / (1.163*Ютэ) = Qх * (1/КПД - 1) / (Ех*Ютэ), Гкал/ч.

где: Ютэ - коэффициент потерь при передаче электроэнергии, может быть принят равным 0.98.

Величина потерь в конденсаторе КЭС на единицу нагрузки по холоду dq оэ также может быть представлена в виде:

dq оэ = (1/КПД - 1) / (Ех* Ютэ).

или в численном выражении при принятых данных:

dq оэ = (1/0.37 -1) / (2.9*0.98) = 0.599 Гкал/ч

Таким образом, на 1 Гкал/ч холодильной нагрузки при ее обеспечении за счет компрессорных установок и выработке электроэнергии на обычных КЭС в окружающую среду должно быть дополнительно отведено:

dq о = dq оп + dq оэ = 1.345 + 0.599 = 1.944 Гкал/ч.

Следует отметить, что существенно лучшей будет ситуация с потерями тепла в окружающую среду при выработке электроэнергии на парогазовых установках с КПД более 50%. При выработке же электроэнергии на гидроэлектростанциях дополнительные потери тепла и затраты топлива на источнике будут равны нулю.

При этом дополнительная выработка электроэнергии на КЭС с учетом потерь в электросетях при передаче будет составлять:

dЭиэ = Lх / Ютэ = 1.163 * Qх / (Ех* Ютэ), МВт,

или в относительном виде:

dэ иэ = 1.163 / (Ех* Ютэ) = lх / Ютэ = 0.401 / 0.98 = 0.409 МВт на 1 Гкал/ч

Для выработки электроэнергии в размере Lх/Ютэ на электростанции за 1 час будет дополнительно затрачено условное органическое топливо (на энергетических котлах) с расходом:

dВиэ = Lх*103/(1.163*КПД*7000*Ютэ*Юэк*Ютп)=Qх*103/(Ех*7000*КПД*Ютэ*Юэк * Ютп ), т у.т./ч,

где: Юэк - КПД энергетического котла, можно принять равным 0.89; Ютп - КПД теплового потока, равный 0.98.

На единицу нагрузки по холоду относительный расход топлива будет определяться выражением:

db иэ = 103 / (Ех * 7000 * КПД * Ютэ * Ю эк * Ютп ), т у.т./ч.

После подстановки принятых ранее соответствующих значений величин относительный расход топлива будет составлять:

db иэ= 103 / (2.9 * 7000 * 0.37 * 0.98 * 0.89 * 0.98) = 0.155 т у.т./ч.

При рассматриваемых условиях потребитель будет оплачивать дополнительно потребление электроэнергии за каждый час холодопотребления в размере dЭп = Lх.

Относительная величина дополнительного электропотребления за час будет равна lх и составит dэ п = 401 кВт.

Оплата за указанное электропотребление с учетом тарифа на электроэнергию для потребителей будет составлять:

dЗпэ = dЭп * Тэп = (1.163 * Qх * 103) * Тпэ / Ех, руб./ч.

Относительная часовая оплата за потребленную электроэнергию на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду при принятом тарифе будет составлять:

dз пэ = (1.163 * 103 * Тпэ) / Ех = 1.163*103*4.0 / 2.9 = 1604.1 руб./ч.

При холодоснабжении с использованием бытовых кондиционеров плата за присоединенную мощность отсутствует. Необходимо лишь учитывать возможности существующей электропроводки по увеличению тока электропотребления.

Обеспечение нагрузки холодоснабжения будут приводить к изменению величины и стоимостных условий отпуска электроэнергии от КЭС. Так для электростанции возрастут продажи электроэнергии, что является актуальным в период летнего снижения нагрузки. Кроме того, улучшатся показатели станции за счет увеличения числа часов использования установленной мощности. Увеличение выручки КЭС при заданной величине дополнительного отпуска электроэнергии за каждый час определяется стоимостью продаж дополнительно вырабатываемой электроэнергии:

dЗиээ = Lх*103/ Ютэ * Скэ = ( Qх*1.163*103 / (Ех* Ютэ) ) * Скэ , руб./ч

или на единицу холодопроизводительности присоединенных потребителей:

dз иээ = 1.163*103 * Скэ / Ех, руб./ч.

Относительная величина дополнительного часового дохода станции при принятой стоимости продажи электроэнергии будет составлять:

dз иээ = 1.163*103 * 3.2 / 2.9 = 1283.3 руб./ч.

При рассматриваемых условиях для электростанции будут иметь место дополнительные затраты на покупку органического топлива. Величина дополнительных затрат будет определяться формулой:

dЗиэб = dВиэ * Цт = Qх * 103 / (Ех*7000 * КПД * Ютэ * Юк * Ютп ) * Цт, руб./ч.

При стоимости условного топлива 3000 руб./т у.т. относительные дополнительные затраты на топливо за каждый час для КЭС составят:

dз иэб = 103 * Цт / (Ех * 7000 * КПД * Ютэ * Юк * Ютп )= 103 * 3000 / (2.9 * 7000 * 0.37 * 0.98 * 0.89 * 0.98 ) = 467.3 руб./ч.

Суммарное увеличение относительной часовой выручки КЭС при условии постоянства затрат на собственные нужды станции на единицу нагрузки по холоду составит:

dз и = dз иээ - dз иэб = 1283.3 - 467.3 = 816.0 руб./ч.

Состав энергетических эффектов, возникающих на различных этапах энергороизводства и потребления при рассматриваемом варианте холодоснабжения приведены в табл. 3. Полученные результаты расчетов по энергетическим и стоимостным показателям для рассматриваемых условий приведены в табл. 4.

3. Подомовое холодоснабжение от ПКХУ

Для снижения удельных начальных затрат на организацию холодоснабжения целесообразно рассмотреть использование холодильных установок для отдельных зданий или группы зданий в целом, размещаемых на тепловых пунктах присоединения нагрузки этих зданий к тепловым сетям. Сюда в первую очередь следует отнести вновь вводимые административные и офисные здания, а также крупные торговые и культурно-развлекательные комплексы.

Для холодоснабжения зданий также могут использоваться компрессионные холодильные установки. При этом для них будут справедливы приведенные выше рассуждения и основные соотношения, связанные с затратами топлива, потерями тепла в окружающую среду и экономическими показателями для источников и потребителей. Для потребителя исключение составляет только необходимость платы за присоединение электрической нагрузки, необходимой для привода компрессора холодильной установки. Принципиальная схема теплового пункта (ТП) с холодильной установкой при отводе теплоты от конденсатора в окружающую среду через градирню приведена на рис. 1. Основные составляющие эффектов при рассматриваемом варианте холодоснабжения также представлены в табл. 3, а результаты расчета показателей - в табл. 4.

Однако при подомовом расположении холодильных установок технически возможна организация использования отводимой от этих установок тепловой энергии не через градирни, а, например, на нужды ГВС зданий. При этом холодильная установка располагается в ТП, и отвод теплоты будет производится за счет нагрева холодной водопроводной воды с 15 оС до 30 или 60 оС в конденсаторе холодильной установки. Для защиты теплообменного оборудования установки от воздействия водопроводной воды теплоотвод может быть организован через промежуточный контур.

Расчетная принципиальная схема ТП с компрессионной холодильной установкой и утилизацией сбросного тепла на нужды ГВС приведена на рис. 2.

При условиях подключения холодильной установки с утилизацией тепла требуемая электрическая мощность на привод компрессоров также будет определяться величиной коэффициента преобразования Ех и, при его величине 2.9, будет составлять lх = 0.401 МВт на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду.

Если принять, что доля нагрузки ГВС в нагрузке холодоснабжения соответствует величине, равной г=Qгв/Qх, то потери тепла в окружающую среду от холодильной установки будут определяться из выражения:

dQоп = Qх + Lх - Qгв = Qх + 1.163*Qх/Ех -г*Qх = (1 + 1.163/Ех - г) * Qх.

Из последнего равенства следует, что при условии: г=1+1,163/Ех, потери тепла от холодильной установки в окружающую среду будут равны нулю, а нагрузка ГВС будет обеспечиваться за счет отвода тепла от конденсатора этой установки. При г<1+1,163/Ех, нагрузка ГВС также обеспечивается за счет тепла конденсатора при частичном снижении потерь в окружающую среду. В противном случае теплопотери будут равны нулю, а для обеспечения части нагрузки ГВС требуется подвод теплоты из тепловой сети от централизованного источника тепловой энеригии.

Выполнение условия г=1+1,163/Ех соответствует нагрузке ГВС, представимой в виде:

Qгв=(1+1,163/Ех)*Qх,

и при принятом значении Ех = 2.9 нагрузка должна быть равна Qгв = 1.401*Qх.

Общая величина потерь тепла с учетом выработки электроэнергии на конденсационной тепловой электростанции при этом также зависит от подачи тепла на ГВС и в соответствии с (3) и (8) будет определяться выражением:

dQо = dQоп + dQоэ = (1 + 1.163/Ех - г) * Qх + Lх * (1/КПД - 1) / (1.163*Ютэ)= Qх * [ 1 + 1.163/Ех - г + (1/КПД - 1) / (Ех*Ютэ) ] = Qх * [ 1 + 1/Ех * ( 1.163 + (1/КПД - 1) / Ютэ - г ], Гкал/ч.

Соответственно, на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду суммарные потери тепла в окружающую среду будут составлять:

dq оп = 1 + 1.163/Ех - г, Гкал/ч

dq оэ = (1/КПД - 1) / (Ех * Ютэ), Гкал/ч

dq о = dq оп + dq оэ = 1 + 1/Ех * [ 1.163 + (1/КПД - 1) / Ютэ] - г, Гкал/ч.

В приведенных выше формулах предполагается выполнение условия г<1+1.163/Ех.

Если г?1+1.163/Ех, то потери тепла в окружающую среду от холодильной установки Qоп будут равны нулю и величина этих потерь будет определяться только условиями выработки электроэнергии.

При условии г=1+1.163/Ех=1.401, при котором выполняется условие Qгв=1.401*Qх, соответствующие значения относительных потерь тепла в окружающую среду будут составлять:

dq оп = 0.0 Гкал/ч,

dq оэ = (1/0.37 - 1) / (2.9*0.98) = 0.599 Гкал/ч,

dq о = dq оп + dq оэ = 0.0 + 0.599 = 0.599 Гкал/ч

При выработке электроэнергии на КЭС расход топлива при рассматриваемом варианте схемы холодоснабжения будет определяться формулами (4) и (4.1), и для принятых значениях соответствующих коэффициентов будет равен 0.155 т у.т./ч на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду.

Рост выручки КЭС при заданной величине дополнительного отпуска электроэнергии за каждый час dз иээ также, как и в предыдущем варианте, определяется величиной стоимости продаж и может быть определен по формуле (6), а его относительная величина dз иээ, соответственно по формуле (6.1). При принятых стоимостных условиях относительная величина дополнительного дохода станции, также, как и в предыдущем варианте, будет составлять

dз иээ=1.163*103*3.2/2.9=1283.3 руб./ч.

Дополнительные затраты на покупку органического топлива dз иэб определяются по формуле (7). Относительные дополнительные затраты на топливо для КЭС в соответствии с (7.1) составят dз иэб=467.3 руб./ч

Суммарное увеличение часовой выручки для КЭС, как и при поквартирной установке кондиционеров будет составлять:

dз и = dз иээ - dз иэб = 1283.3 - 467.3 = 816.0 руб./ч

При рассматриваемой схеме подключения холодильной установки платежи потребителей за дополнительную электроэнергию на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду dз пэ будут определяться объемом электропотребления и тарифом в соответствии с формулой (5), а их относительная величина dз пэ в соответствии с (5.1) составит 1604.1 руб./ч. Однако существенно могут снизиться платежи за потребленную тепловую энергию. Так при условии г?1+1.163/Ех снижение потребление тепла на ГВС будет составлять dQгп=Qгв=г*Qх и соответствующая оплата за теплопотребление будет равна нулю. При обратном соотношении приведенных в неравенстве величин снижение тепловой нагрузки ГВС, обеспечиваемой подачей из тепловой сети будет определяться из выражения:

dQгп = ( 1 + 1.163/Ех ) * Qх, Гкал/ч

или на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду:

dq гп = 1 + 1.163/Ех, Гкал/ч.

Тогда при тарифе на тепло для потребителя Тпт снижение платы потребителями за тепловую энергию можно определить, как:

dЗпт = dQгп * Тпт = г*Qх * Тпт, руб./ч, при г < 1 + 1/Ех или

dЗпт = dQгп * Тпт = (1 + 1.163/Ех) * Qх * Тпт, руб./ч при г ? 1 + 1/Ех,

или в другой форме записи, которая будет использоваться далее по тексту:

dЗпт = min{ г; (1 + 1.163/Ех)} * Qх * Тпт, руб./ч.

За 1 Гкал/ч нагрузки по холоду относительная величина экономии составит:

dз пт = min{ г; (1 + 1.163/Ех)} * Тпт, руб./ч.

Изменение суммарных платежей потребителей, использующих схему в соответствии с рис. 2, определяются разностью: dЗпп=dЗпэ-dЗпт, руб./ч, или в относительном виде:

dз пп=dз пэ-dз пт, руб./ч.

При выполнении условия г = 1 + 1.163/Ех и тарифе на тепло и воду для потребителей по ГВС Тпт = 1764 руб/Гкал (при стоимости 1м3 воды ГВС 127 руб. и воды на ХВС 30 руб.) относительная условная величина суммарных дополнительных затрат потребителя составит:

dз пп=(1.163*103*Тпэ)/Ех-(1+1.163/Ех)*Тпт=1.163*103*4.0/2.9-(1+1.163/2.9)*1764=1604.1-2471.4= -867.3 руб./ч.

Т.е. экономия платежей для потребителя на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду при рассматриваемых условиях составит примерно 867.3 руб./ч.

При присоединении ТП здания (зданий) с общей холодильной установкой к тепловым сетям по приведенной на рис. 2 схеме, реализация холодоснабжения будет оказываться влияние на отпуск тепла (объемы производства) и показатели работы источников тепловой энергии. Такими источниками могут быть ТЭЦ или районные котельные.

1. Источник теплоснабжения - котельная. В этом случае использование предлагаемой схемы холодоснабжения с утилизацией приведет к снижению отпуска тепла, определяющегося покрытием нагрузки ГВС от холодильной установки. Величина снижения тепловой нагрузки котельной dQит будет составлять:

dQит = dQгп = min{ г; (1 + 1.163/Ех) } * Qх / зтпс, Гкал/ч

где: зтпс - коэффициент, учитывающий тепловые потери в тепловых сетях, или на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду:

dq ит = min{ г; (1 + 1.163/Ех) } / зтпс, Гкал/ч.

Для условий летнего периода потери тепла при транспортировке могут составлять до 25% от величины отпуска. В соответствии с этим зтпс может быть принят равным 0.75.

При условии равенства г и (1 + 1.163/Ех) относительное снижение отпуска тепла от котельной составит:

dq ит = (1 + 1.163/Ех) / зтпс = (1 + 1.163 /2.9) / 0.75 = 1.868 Гкал/ч.

Снижение расхода условного топлива на котельной будет определяться зависимостью:

dВит = dQит * 103 / (7000 * зок) = min{г; (1 + 1.163/Ех) } * Qх *103 / (7000 * зтпс * зок), т у.т./ч,

где: зок - КПД отопительной котельной, равный 0.87.

На единицу требуемой холодопроизводительности относительная величина снижения расхода топлива составит:

dв ит = min { г; (1 + 1.163/Ех) } *103 / (7000 * зтпс * зок), тут/ч,

которая при принятых ранее условиях может оцениваться как:

dв ит = (1+1.163/Ех)*103 / (7000*зтпс*зок) = (1+1.163/2.9)*103 / (7000*0.75*0.87) = 0.307 т у.т./ч

Одной из составляющих экономии на котельной является снижение затрат (покупки) электроэнергии на перекачку сетевой воды. При развиваемом напоре насосов dН = 100 м снижение затрат электроэнергии определяется по формуле:

dNпр = dН * dGк / (376 * зна * зэд), кВт

где: dGк - снижение расхода воды от котельной, т/ч;

зэд - КПД электродвигателя, равный 0.97;

зна - КПД насоса, равный 0.83.

Снижение расхода перекачиваемой на котельной воды может быть определено для температурного режима отпуска тепла на ГВС, при котором температуры в подающем и обратном трубопроводах приняты равными 70 и 40 оС соответственно. При этом снижение расхода воды будет составлять:

dGк = min{г; (1 + 1.163/Ех) } * Qх *103 / (70 - 40), т/ч.

Тогда снижение затрат электроэнергии за 1 час работы со сниженным расходом воды будут составлять:

dЭпр = min{г; (1 + 1.163/Ех) } * dН * Qх *103 / (376 * 30 * зна зэд), кВт (или кВт*ч/ч),

или в относительном виде:

dэ пр = min{г или (1 + 1.163/Ех) } * dН *103 / (376 * 30 * зна * зэд), кВт*ч/ч.

При выполнении равенства г=(1 + 1/Ех) относительная величина снижения электропотребления будет составлять:

dэ пр = dН * (1 + 1.163/Ех) *103 / (376 * 30 * зна зэд) = 100 * (1+1.163/2.9)*103 / (367*30*0.97*0.83) = 15.8 кВт*ч/ч.

В соответствии с приведенными выше натуральными показателями изменения условий отпуска тепла, снижение выручки на котельной за счет снижения продаж тепловой энергии будут равны:

dЗит = dЗитт - dЗитб - dЗпр = dQит*Стк - dВит*Цт - dЭпр*Цэ = min{г; (1 + 1.163/Ех)} * Qх * [ Стк / зтпс - Цт * 103 / (7000 * зтпс * зок) - Цэ* dН *103 / (376 * 30 * зна зэд) ], руб./ч

В относительном виде приведенная выше величина представима как:

dз ит = dз итт - dз итб - dз итп = min{г; (1 + 1.163/Ех)} * [ Стк / зтпс - Цт * 103 / (7000 * зтпс * зок) - Цэ * dН *103 / (376 * 30 *зна*зэд) ], руб/ч

При условии равенства г=(1+1.163/Ех) относительная потери выручки котельной и составляющие этой величины при принятых ценовых условиях будут равны:

dз ит = dз итт - dз итб - dз итп = 1.401*1200/0.75-1.401*3000*103/(7000*0.75*0.87) - 1.401*4.5*100*103/(367*30*0.97*0.83) = 2 241.6 - 920.2 - 71.1 = 1 250.3 руб./ч.

Рассматриваемый вариант холодоснабжения характеризуется следующими общими относительными (на единицу нагрузки по холоду) показателями:

- дополнительные потери в окружающую среду

dq о = dq оп + dq оэ = 0.0 + 0.599 = 0.599 Гкал/ч;

- дополнительный расход топлива

dв = dв иэ - dв ит = 0.155 - 0.307 = -0.152 т/ч;

- дополнительный выработка электроэнергии

dэ = dэ иэ - dэ пр = 409.0 - 15.8 = 393.2 кВт*ч/ч = 0.393 МВт*ч/ч.

Результаты расчетов показателей по рассматриваемым условиям холодоснабжения для сравнения с другими вариантами приведены в табл. 4.

2. Источник теплоснабжении - ТЭЦ. В этом случае использование тепловой энергии от холодильных установок для обеспечения нагрузки ГВС также, как и от котельной, приводит к снижению теплового отпуска от теплофикационных отборов турбин.

Снижение отпуска (продаж) тепла из отборов турбин определяется по формуле (11) и на 1 Гкал/ч требуемой холодопроизводительности, относительная величина снижения будет рассчитывается в соответствии с (11.1).

При условии г = (1 + 1.163/Ех) относительная величина снижения отпуска тепла составит 1.868 Гкал/ч. Это приводит к снижению доходов станции, которые определяются его стоимостью и равны:

dЗитт = dQит * Стт = dQгп*Стт = min{ г; (1 + 1.163/Ех) } *Стт* Qх/зтпс, руб/ч

где: Стт - стоимость продаж тепловой энергии от ТЭЦ, руб/Гкал.

При стоимости продаж тепла Стт = 1000 руб/Гкал и выполнении равенства г = (1 + 1.163/Ех) относительная величина снижения выручки при снижении отпуска тепла для ТЭЦ составит:

dз итт = (1 + 1.163/Ех) * Стт / зтпс = (1 + 1.163 /2.9) * 1000 / 0.75 = 1 868.0 руб/ч

Другие составляющие затрат и натуральные показатели зависят от параметров пара и принятого способа работы ТЭЦ по обеспечению электрических и тепловых нагрузок.

При оценке влияния будем считать, что на ТЭЦ установлено однотипное турбинное оборудование с одним регулируемым теплофикационным отбором и, соответственно, с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Изменения режимов работы турбин производятся одинаково для всех агрегатов.

Для численных оценок будем рассматривать ТЭЦ с начальными параметрами пара Рп = 130 ата и Тп = 565 оС. Такие параметры острого пара соответствуют его энтальпии iп = 838 ккал/кг.

Параметры пара в отборе определяются величиной температуры в подающих трубопроводах тепловой сети, составляющей для летнего режима 70 оС. При этих условиях температура пара в отборе составит Тот = 70 + 5 = 75 оС. Соответствующее этой температуре, давление пара может быть принято равным Рот = 0.38 ата. Удельная энтальпия с учетом степени влажности отборного пара составит iот = 620 ккал/кг, а удельная энтальпия конденсата отборного будет соответственно равна tот = 75.0 ккал/кг

Параметры пара в конденсаторе можно принять равными:

- давление Рк = 0.03 ата;

- температура Тк = 24.0 оС;

- энтальпия iк = 504 ккал/кг (с учетом степени влажности пара);

- энтальпия конденсата 24.0 ккал/кг.

При неизменном расходе пара на турбины снижение отпуска тепла из отборов приводит к увеличению расхода пара в конденсатор и соответствующего увеличения выработки электроэнергии на конденсационном потоке пара. При этом незначительно увеличивается расход топлива, и возрастают потери в окружающую среду.

Увеличение выработки и продаж электроэнергии:

dЭитт=dQит*(iо-iк)/(iот-tот)*1.163=min{г;

(1+1.163/Ех)}*(1.163*Qх/зтпс)*(iо-iк)/(iот-tот), МВт

В относительном виде при принятых ранее условиях холодоснабжения потребителей увеличение выработки составит:

dэ итт = min{ г; (1 + 1.163/Ех) } * (1.163/зтпс) * (iо- iк) / (iот - tот) = (1 + 1.163/2.9) * (1.163/0.75) * (620- 504) / (620 - 75) = 0.462 МВт.

Увеличение подачи тепла от котлов для рассматриваемого варианта, связанное с увеличением расхода пара, пропускаемого в конденсаторы должно составлять:

dQитт = dQит * (tот- tк) / (iот - tот), Гкал/ч

Соответствующее увеличение расхода топлива будет равно:

dBитт = dQитт *103 / (7000 * Юк * Ютп) = [ dQит * (tот- tк) / (iот - tот) ] *103 / (7000 * Юк * Ютп) = [min{г; (1+1.163/Ех)}*Qх*(tот- tк)/(iот - tот)]*103 / (7000*зтпс*Юк*Ютп), тут/ч,

или в относительном виде при принятых ранее условиях:

dв итт = [min{г; (1+1.163/Ех)}*(tот-tк)/(iот-tот)]*103 / (7000*зтпс*Юк*Ютп) = [(1+1.163/Ех)*(tот-tк)/(iот-tот)]*103 / (7000*зтпс*Юк*Ютп) = [(1+1.163/2.9)*(75-24)/(620-75)]*103 / (7000*0.75*0.89*0.98) = 0.029 тут/ч

При снижении расхода воды в тепловой сети и принятых ранее данных, как и в п.1.2.а относительное снижение электропотребления на привод сетевых насосов и на перекачку составит dэ пр = 15.8 кВт (кВт*ч/ч), которое увеличивает объем продаж электроэнергии от ТЭЦ.

Общее относительное увеличение продаж электроэнергии при рассматриваемых условиях составит:

dэ ит = dэ итт + dэ итп = 0.462 + 0.016 = 0.478 МВт = 478 кВт*ч/ч

Увеличение доходов ТЭЦ при этом будет равно:

dз итэ = dэ ит * Стэ = 478 * 3.0 = 1 434 руб/ч.

Суммарная относительная величина дополнительного расхода органического топлива для рассматриваемого варианта будет составлять:

dв ит = dв итэ = 0.029 тут/ч.

При стоимости топлива 3000 руб/тут дополнительные затраты для ТЭЦ будут составлять: парокомпрессионный холодоснабжение топливо котельная

dз итб = dв ит * Цт = 0.029 * 3000 = 87.0 руб/ч.

Суммарное снижение выручки ТЭЦ составит:

dз ит = dз итт - dз итэ + dз итп = 1 868 - 1 434 + 87 = 521 руб/ч.

Для рассматриваемого варианта будет иметь место увеличение потерь в окружающую среду в конденсаторах турбин. Это увеличение будет определяться увеличением расхода пара в конденсатор. Увеличение потерь в конденсаторе будет составлять:

dQот = dDк * 10-3 (iк - tк) = dQит * (iк - tк) / (iо - tо), Гкал/ч.

В относительном виде при принимаемых условиях по нагрузкам увеличение потерь тепла в окружающую среду составит:

dq от = [(1+1.163/Ех)/ зтпс] * (iк - tк) / (iо - iо) =[(1+1.163/2.9) / 0.75]*(504-24)/(620-75)=1.645 Гкал/ч.

Рассматриваемый вариант при условии г=(1 + 1.163/Ех) характеризуется следующими общими относительными (на единицу нагрузки по холоду) показателями:

- суммарные потери в окружающую среду

dq о=dq оп+dq оэ+dq от=0.0+0.599+1.645=2.244 Гкал/ч;

- дополнительный расход топлива

dв = dв иэ + dв ит = 0.155 + 0.029 = 0.184 т/ч;

- дополнительная выработка электроэнергии dэ=dэ иэ+dэ ит=409+478=887 кВт*ч/ч=0.887 МВт*ч/ч.

Результаты расчетов для сравнения с другими вариантами приведены в табл. 4.

Для схем с полезным использованием сбросного тепла от холодильных установок в табл. 4 приведены результаты только для условия г=(1+1.163/Ех) или Qгв=1.40*Qх, при котором отвод тепла от холодильной установки равен нагрузке ГВС. Однако такое соотношение нагрузок в реальности вряд ли возможно. Фактическая нагрузка ГВС будет существенно меньше нагрузки холодоснабжения, поэтому важным является возможность получения значений показателей при других значениях г.

Поскольку все энергетические и экономические показатели соответствующих вариантов холодоснабжения линейно зависят от требуемой холодопроизводительности, промежуточные результаты показателей при меньших г могут быть получены путем линейной интерполяции результатов из таблицы 4 по г для выбранного варианта от значений при схеме без возврата тепла (г = 0 ) до значения показателя по этому варианту при г = 1.4.

4. Анализ результатов при холодоснабжении от ПКХУ

Следует отметить, что полученные при расчетах и приведенные в табл. 4 данные, в значительной степени зависят от принятой величины стоимости топлива, а также тарифов на тепловую и электрическую энергию.

При принятых условиях, как видно из табл. 4, все варианты холодоснабжения с использованием компрессионных холодильных установок приводят к дополнительным потерям тепла в окружающую среду, что определяется условиями работы холодильной установки и источника электроснабжения. Снижение этих потерь, очевидно, имеет место при использовании схем включения холодильных установок с возвратом тепла для обеспечения нагрузки ГВС. Исключение составляет вариант с теплоснабжением от ТЭЦ при неизменном расходе пара на турбины. Это обуславливается существенным увеличением подачи пара в конденсаторы турбин при снижении расхода пара в теплофикационные отборы.

По дополнительным потерям в окружающую среду, характеризующим эффективность вариантов холодоснабжения, наиболее предпочтительными являются варианты с полезным использованием сбросного тепла от холодильной установки и теплоснабжением от городских котельных. При этом все варианты в зависимости от условий теплоснабжения различаются дополнительным расходом топлива и выработкой дополнительной электроэнергии.

Наибольший интерес представляет анализ экономических показателей при организации холодоснабжения, которые различны для участвующих в этом процессе субъектов.

При рассматриваемых схемах холодоснабжения обязательный дополнительный доход будут иметь источники электроэнергии (КЭС), который определяется увеличением производства и продаж электроэнергии.

При отводе тепла от холодильных установок в окружающую среду затраты потребителей определяются покупкой электроэнергии на привод компрессоров холодильных установок. Кроме того, при подомовом их расположении на тепловых пунктах потребителям приходится платить за присоединение к электросетям дополнительной мощности. Полезное же использование сбросного тепла на нужды ГВС при определенном соотношении нагрузок приводит даже к снижению платежей потребителями, вызванному снижением теплопотребления.

Вместе с тем полезное использование сбросного тепла потребителями приводит к ухудшению показателей источников тепла, которые будут определяться снижением выручки, зависящим в первую очередь от снижения отпуска тепла. Наилучшими показателями при этих условиях характеризуется вариант с теплоснабжением от ТЭЦ при постоянном расходе пара на турбины. Это позволяет в дальнейшем рассмотреть вариант с увеличением расхода пара на турбины, компенсирующего снижение продаж тепла при увеличении продаж электроэнергии, что, правда, приведет к возрастанию потерь в окружающую среду исходя из условия выработки этой электроэнергии на конденсационном потоке пара.

Следует отметить, что массовое использование компрессионных холодильных установок, подключаемых по схеме с полезным использованием сбросного тепла, приведет к существенному снижению выработки тепловой энергии на источниках теплоснабжения, что может привести к росту тарифов на тепловую энергию.

Для рассматриваемых вариантов холодоснабжения в целом характерно следующее. Использование холодильных установок без возврата тепла основные расходы несет потребитель. При полезном использовании сбросного тепла у потребителя отмечается снижение платежей, а основная нагрузка по затратам перекладывается на источник тепловой энергии, который будет иметь снижение доходов.

5. Абсорбционные холодильные установки

В настоящее время для холодоснабжения широкое распространение получают также АБХУ, основное отличие которых заключается в отсутствии компрессора и, связанного с ним, значительного потребления электроэнергии. Однако для работы таких установок требуется подвод тепловой энергии. Подвод тепла может производиться от специально устанавливаемых теплогенераторов, что значительно увеличивает начальную стоимость холодильной установки и эксплуатационные расходы потребителей. Вместе с тем, при присоединении ТП потребителей к системам централизованного теплоснабжения, подвод тепла можно было бы организовать за счет его подачи из тепловой сети наряду с обеспечением других видов тепловых нагрузок.

При использовании АБХУ, также, как и при ПКХУ, необходим отвод в окружающую среду тепловой энергии, образующейся при работе установки. В предложениях по поставке АБХУ производства различных фирм производителей для отвода теплоты предусматривается использование специальных систем охлаждения на основе водяных или воздушных градирен, что также требует дополнительных начальных затрат и расходов электроэнергии на обеспечение работы этих систем. Указанные обстоятельства делают в настоящее время невозможным использование АБХУ с поквартирным их размещением. Поэтому в дальнейшем будут рассматриваться показатели вариантов с размещением холодильных установок только на ТП зданий с обеспечением холодом этих зданий в целом.

Принципиальная схема подключения АБХУ к тепловым сетям на ТП с подводом тепловой энергии из тепловой сети приведена на рис. 3.

Для абсорбционных установок показателем эффективности является коэффициент преобразования Еха равный:

Eха = Qх/dQпт,

где: dQпт - требуемый подвод тепла на АБХУ, Гкал/ч, и определяющий величину холодопроизводительности с единицы подведенной тепловой энергии. В настоящее время величина этого коэффициента для одноступенчатых установок составляет в среднем примерно 0.8, хотя для многоступенчатых бромисто-литиевых АБХУ достижимая величина коэффициента Еха может достигать 0.87. В дальнейших расчетах будем рассматривать условия с показателем эффективности, равным 0.8.

При известной величине Еха требуемый подвод тепла на АБХУ для получения холодопроизводительности Qх будет составлять:

dQпт = Qх/Eха, Гкал/ч,

или на единицу нагрузки по холоду при одноступенчатой АБХУ: dq пт=1/Eха=1/0.8=1.25 Гкал/ч на 1 Гкал/ч холодопроизводительности.

При этих условиях для схемы на рис. 3 отвод теплоты в окружающую среду непосредственно от АБХУ определяется тепловым балансом и может быть представлен в виде:

dQоп = dQпт + Qх = Qх * (1 + 1/Еха),

или на единицу холодопроизводительности составит:

dq оп = 1 + 1/Еха = 1 + 1/0.8 = 2.25 Гкал/ч,

что превышает аналогичную величину для условий холодоснабжения от компрессорных холодильных установок без учета условий выработки электроэнергии равной 1.35 Гкал/ч.

Для абсорбционных установок условия подвода тепла из тепловой сети существенно отличаются от условий подвода электроэнергии для ПКХУ. Для нагрузки по холоду Qх дополнительные затраты потребителя на покупку тепловой энергии будут составлять:

dЗпт = dQпт * Тпт = Тпт *Qх / Eха, руб/ч

Qх = 1 Гкал/ч: dз пт = Тпт / Еха = 1764 / 0.8 = 2 205 руб/ч.

Кроме того, потребителю, возможно, придется платить и за присоединение дополнительной тепловой нагрузки.

В СЦТ тепло в тепловую сеть может подаваться от ТЭЦ или от районных котельных. Подача тепла на АБХУ от ТЭЦ приводит к увеличению отпуска тепла из теплофикационных отборов и доли комбинированной выработки электроэнергии на внешнем тепловом потреблении. При этом показатели ТЭЦ зависят от условий ее работы в энергосистеме по отпуску электроэнергии. Для котельных эта подача тепла связана с увеличением его выработки (отпуска) и расходов топлива на котельной. Такое увеличение нагрузки источников тепла в летний период обеспечивает более полное использование установленной мощности и приводит к улучшению показателей работы.

Рассмотрим изменение технических и технико-экономических показателей при включении АБХУ по схеме с отводом тепла в окружающую среду и обеспечении подачи тепла от различных источников.

6. Показатели холодоснабжения при отводе тепла от АБХУ в окружающую среду

Как уже отмечалось, показатели холодоснабжения зависят от вида источника тепла и отличаются для условий теплоснабжения от котельных или ТЭЦ.

1. Источник теплоснабжения - котельная. В данном случае при подключении нагрузки холодоснабжения на котельной увеличивается отпуск тепловой энергии. С учетом потерь в тепловых сетях с зтпс = 0.75 дополнительная величина выработки теплоэнергии составит:

dQит = dQпт / зтпс = Qх/ (Eха* зтпс), Гкал/ч,

и для нагрузки по холоду, равной 1 Гкал/ч дополнительный относительный отпуск тепла будет равен:

dq ит = 1/ (Eха* зтпс) = 1 /(0.8*0.75) = 1.667 Гкал/ч

на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду.

Увеличение продаж тепла для котельной при принятых выше стоимостных показателях и без учета потерь тепла будет определяться как:

dЗитт = dQпт * Стк, руб/ч,

или на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду:

dз итт = dq пт * Стк = Стк / Eха = 1200 / 0.8 = 1500.0 руб/ч

Дополнительный расход топлива на котельной будет определяться с учетом тепловых потерь в тепловых сетях по формуле:

dВит = dQитт *103 / (7000 * зок), = Qх *103 / (7000 * Еха * зок * зтпс), т/час

или на единицу холодопроизводительности:

dв ит = 103 / (7000 * Еха * зок * зтпс) = 103 / (7000 * 0.8 * 0.87 * 0.75) = 0.274 т/ч

Относительные затраты на топливо в час на 1 Гкал/ч холода составит:

dз итб = Цт * 103 / (7000 * Еха * зок * зтпс) = 3000.0 * 0.274 = 822 руб/ч

Как и ранее, при оценке дополнительных затрат на котельной следует учитывать увеличение покупки электроэнергии котельной, связанное с увеличением расхода воды в тепловой сети и соответствующего увеличения электропотребления. При возможности прокачки в сетях увеличенного расхода воды дополнительные затраты электроэнергии на котельной, как и в п. 1.2.а (формулы 12, 13 и 14) будут определяться выражением:

dЭпр = dН * Qх *103 / [376 * (70-40) * зна зэд], кВт*ч/ч,

или в относительном виде:

dэ пр = dН *103 / (376 * 30 * зна * зэд), кВт*ч/ч.

Для принятых ранее значений входящих в формулу величин dэ пр будет составлять:

dэ пр = 100 * 103 / (367*30*0.97*0.83) = 11.3 кВт*ч/ч.

Дополнительные затраты котельной, связанные с ее покупкой на 1 Гкал/ч нагрузки холода будут составлять:

dз ипр = Цэ * dэ пр = 4.5 * 11.3 = 50.9 руб/ч.

Общее изменение экономических показателей котельной будет определяться разностью дополнительных доходов от продажи тепла и расходов на топливо и электроэнергию. Эта величина будет равна:

dз ит = dз итт - dз итб - dз ипр = 1500.0 - 822.0 - 50.9 = 627.1 руб/ч

Рассматриваемый вариант характеризуется следующими общими относительными (на единицу нагрузки по холоду) показателями:

- дополнительные потери в окружающую среду dq о = dq оп = 2.25 Гкал/ч;

- дополнительный расход топлива dв о = dв ит = 0.274 т/ч;

- дополнительный расход электроэнергии dэ о = dэ пр = 11.3 кВт*ч/ч = 0.011 МВт*ч/ч.

В определении дополнительных потерь тепла в окружающую среду не учитывались потери в конденсаторах КЭС, связанные с дополнительной выработкой электроэнергии на перекачку воды в тепловых сетях.

2. При теплоснабжении от ТЭЦ. В первую очередь при этом возрастут продажи тепловой энергии, которые в соответствии с (20.1) будут составлять dq ит = 1.667 Гкал/ч на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду.

Дополнительная выручка от продажи тепла составит:

dЗитт = Qпт * Стт, руб/ч,

или на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду:

dз итт = dq пт * Стт = Стт / Eха = 1000 / 0.8 = 1250.0 руб/ч

При неизменном расходе пара на турбины увеличение отпуска тепла из отборов приводит росту выработки электроэнергии на отборном паре и соответствующему снижению выработки на конденсационном потоке. При этом изменяется расход топлива и снижаются потери в окружающую среду.

Увеличение выработки электроэнергии на паре отбора:

dЭито = 1.163 dQит * (iп- iот) / (iот - tот), Мвт.

Снижение выработки на конденсационном потоке будет равно:

dЭитк = 1.163 dQит * (iп- iк) / (iот - tот), Мвт.

Тогда суммарное снижение выработки электроэнергии при принятых условиях будет равно:

dЭитт = dЭитк - dЭито = 1.163 dQит * (iот- iк) / (iот - tот) = 1.163 *[ Qх / (Еха*зтпс) ]* (iот- iк) / (iот - tот), МВт

В относительном виде снижение выработки составит:

dэ итт = 1.163/ (Ех*зтпс) * (iот- iк) / (iот - tот) = 1.163/ (0.75*0.8) * (620- 504) / (620 - 75) = 0.413 МВт

Снижение подачи тепла от котлов для рассматриваемого варианта, связанное с увеличением расхода пара, пропускаемого в конденсаторы должно составлять:

dQик = dQит * (tот- tк) / (iот - tот), Гкал/ч

Соответствующее снижение расхода топлива будет равно:

dBитт = dQик *103 / (7000 * Юк * Ютп) = [ dQит * (tот- tк) / (iот - tот) ] *103 / (7000 * Юк * Ютп) = [Qх*(tот- tк)/(iот - tот)]*103 / (7000*Еха*зтпс*Юк*Ютп), тут/ч,

или в относительном виде при принятых ранее условиях:

dв итт = [(tот-tк)/(iот-tот)]*103 / (7000*Еха*зтпс*Юк*Ютп) = [(75-24)/(620-75)]*103 / (7000*0.8*0.75*0.89*0.98) = 0.026 тут/ч

При увеличении расхода воды в тепловой сети и принятых ранее данных (см. выше) относительное увеличение электропотребления на привод сетевых насосов и на перекачку составит dи пр = 11.3 кВт (кВт*ч/ч).

Общее относительное снижение продаж электроэнергии при рассматриваемых условиях составит:

dэ ит = dэ итт + dэ пр = 0.413 - 0.0113 = 0.402 МВт = 402 кВт*ч/ч

Снижение доходов ТЭЦ при этом будет равно:

dз итэ = dэ ит * Стэ = 402 * 3.0 = 1 206 1 161 руб/ч.

Суммарная относительная величина снижения расхода органического топлива для рассматриваемого варианта будет составлять:

dв ит = dв итт = 0.026 тут/ч.

При принятой стоимости топлива экономия затрат для ТЭЦ будет составлять:

dз итб = dв ит * Цт = 0.026 * 3000 = 78.0 руб/ч.

Для рассматриваемого варианта будет иметь место снижение потерь в окружающую среду в конденсаторах турбин. Это определяться снижением расхода пара в конденсатор. Снижение расхода пара можно представить в виде:

dDк = dDот = dQит * 103 / (iот - tот)], т/ч.

Тогда снижение потерь в конденсаторе будет составлять:

dQот = dDк * 10-3 (iк - tк) = dQит * (iк - tк) / (iот - tот) = [Qх / (Еха*зтпс) ] * (iк - tк) / (iот - tот), Гкал/ч

В относительном виде при принимаемых условиях снижение потерь тепла в окружающую среду составит:

dq от = [(iк - tк) / (iот - tот)] / (Еха*зтпс) = [(504-24)/(620-75)] / (0.8*0.75) = 1.47 Гкал/ч.

Общее относительное снижение выручки по источнику тепла будет составлять:

dз ит =dз итт - dз итэ + dз итб = 1 250 - 1 206 + 78 = 122 руб/ч.

Рассматриваемый вариант обеспечения холодоснабжения характеризуется следующими общими относительными (на единицу нагрузки по холоду) показателями:

- дополнительные потери в окружающую среду dq о = dq оп + dq от = 2.25 - 1.47 = 0.78 Гкал/ч;

- снижение расхода топлива dв о = dв ит = 0.026 т/ч;

- снижение выработки электроэнергии dэ о = dэ ит = 402 кВт*ч/ч = 0.402 МВт*ч/ч.

7. Показатели холодоснабжения при использовании тепла от АБХУ на обеспечение нагрузки ГВС

При подомовом расположении АБХУ также технически возможна организация использования отводимой от этих установок теплоты на нужды ГВС зданий. При этом холодильная установка располагается в ТП, и теплоотвод будет производится за счет нагрева холодной водопроводной воды с 15 оС до 30 или 60 оС в конденсаторе и абсорбере холодильной установки. Для защиты теплообменного оборудования установки от воздействия водопроводной воды отвод тепла может быть организован через промежуточные контуры.

Возможная принципиальная схема ТП с АБХУ и утилизацией сбросного тепла на нужды ГВС приведена на рис. 4.

При этих условиях требуемая тепловая работы АБХУ мощность также будет определяться величиной коэффициента преобразования Еха, и при его величине 0.8 будет составлять на 1 Гкал/ч нагрузки по холоду dq пт = 1.25 Гкал/ч.

Если, как и ранее, принять, что доля нагрузки ГВС в нагрузке холодопотребления соответствует г = Qгв / Qх, то для схемы на рис. 4 потери тепла в окружающую среду от холодильной установки будут определяться из выражения;

dQоп = Qх + dQпт - Qгв = Qх + Qх/Еха -г*Qх = (1 + 1/Еха - г) * Qх.

Из последнего равенства следует, что при условии: г = 1 + 1/Еха, потери тепла от холодильной установки в окружающую среду будут полностью равны нулю, а нагрузка ГВС будет обеспечиваться за счет отвода тепла от конденсатора этой установки. При г < 1 + 1/Еха, нагрузка ГВС также обеспечивается за счет тепла конденсатора при частичном снижение потерь в окружающую среду. В противном случае потери тепла будут равны нулю, а для обеспечения части нагрузки ГВС требуется подвод тепла из тепловой сети от централизованного источника тепла.

При условии г = 1 + 1/Еха нагрузка ГВС должна составлять Qг = 2.25*Qх, что является чисто расчетной величиной, поскольку реально нагрузка ГВС будет существенно меньше нагрузки холодоснабжения.

При условии г = 1 + 1/Еха общее теплоснабжение потребителя с подключением нагрузки по холоду будет производиться в исходном объеме и изменения в энергетических показателях, включая потери в окружающую среду, будут равны нулю. В соответствии с этим в первом приближении платежи потребителей и дополнительные затраты источников тепловой энергии будут равны нулю. Исключение будут составлять только показатели работы источника электроэнергии (КЭС), связанные с обеспечением электропотребления вспомогательного оборудования холодильных установок (насосов, регуляторов и т.д.) у потребителей, которые приняты не значительными и не учитывались в расчетах.

Состав изменяемых показателей, определяющих эффект от использования АБХУ на тепловых пунктах, по всем учитываемым субъектам, участвующим в обеспечении холодоснабжения приведены в таблице 5.

Результаты расчета общих относительных (на 1 Гкал/ч холодопроизводительности) энергетических показателей вариантов холодоснабжения с использованием АБХУ приведены в таблице 6. В этой же таблице представлены результаты расчета изменения относительных затрат потребителей и источников тепла, связанных с обеспечением холодоснабжения при различных схемах включения АБХУ на тепловых пунктах, вида и условий работы источников тепла.

8. Анализ результатов при холодоснабжении от АБХУ

Как следует их таблицы 6 холодоснабжение от АБХУ по схеме, приведенной на рис. 3, также характеризуется потерями тепла в окружающую среду, величина которых зависит от вида источника тепла и характера его работы в энергосистеме.

Для вариантов холодоснабжения с утилизацией сбросного тепла по дополнительным потерям в окружающую среду, характеризующим общую энергетическую эффективность вариантов, наиболее предпочтительным является вариант при работе ТЭЦ с постоянном расходе пара на турбины, что связано с значительным снижением расхода пара в конденсатор при увеличении отпуска тепловой энергии из отборов турбин. При использовании тепла от холодильной установки на нужды горячего водоснабжения дополнительные потери в окружающую среду очевидно снижаются и, при определенном соотношении нагрузок по холоду и ГВС, могут стремиться к нулю.

...