Нестабильные рабочие тела в высокоэффективных циклах тепловых двигателей, применяемых для нужд децентрализованного электроснабжения

 

Велицко В.В., ООО «ОЦР Технологии», г. Москва

Аннотация

В материале продемонстрирована возможность создания простых, безопасных и высокоэффективных энергоустановок для децентрализованного энергоснабжения потребителей электроэнергии с применением доступных и безопасных рабочих тел, используемых в  тепловых циклах энегоустановок. Показана возможность создания энергоустановок, не требующих применения контуров высокого давления, заполненных сверхкритическими рабочими телами, такими как диоксид углерода, аммиак и т.п.

Введение

Достаточно широкое распространение в настоящее время получают энергоустановки,  предназначенные для использования низкопотенциального тепла, поступающего как от промышленных, энергетических тепловых выбросов, так и от возобновляемых источников тепловой энергии – геотермальная энергия солнечная радиация и т.п. Данные источники энергии характеризуются относительно невысокими потенциалами, на уровне +80 … +400 °С, что, с определёнными ограничениями, как минимум в диапазоне начальных температур +80 … +200 °С позволяет применять классические фреоны, относящиеся к классу как гидрохлорфторуглеродов (ГХФУ), так к классу гидрофторуглеродов (ГФУ) или же являющихся углеводородами.

Сложность применения ГХФУ заключается в том, что они постепенно выводятся из оборота и, к 2030 г., запланирован полный отказ от их производства и применения, что ограничивает применение фреонов типа R-142b, являющихся удобными рабочими телами (РТ) для ОЦР-установок, но относящихся к ГХФУ. В этой связи для перспективного электрогенерирующего оборудования, работающего, например, по органическому циклу Ренкина (ОЦР), целесообразно применение именно ГФУ или углеводородов.

Отметим, что как ГФУ, так и углеводороды имеют ограниченное применение для теплоутилизации отходящего тепла с температурой выше +250 °С. Это связано с тем, что происходит их разложение на составляющие, например, с образованием радикалов и выделением газообразного водорода. Особенно интенсивно разложение наблюдается у углеводородов, таких как С3 – С6, которые могли бы, исходя из своих теплофизических характеристик, применяться в качестве высокотемпературных рабочих тел. Однако в реальности они малоприменимы, т.к. дегидрирование алканов интенсифицируется, например, на хромсодержащих и никельсодержащих катализаторах, тогда как прекрасным катализатором для разложения рабочего тела будет являться трубопроводный контур, выполненный из жаропрочных хромоникелевых сплавов.

Применяемые решения

Для решения данной задачи в мировой практике применяются высокостабильные химические соединения, такие как диоксид углерода, аммиак и т.п., а также индивидуальные вещества, такие, например, как щелочные металлы. Недостатком данных решений отчасти являются высокие рабочие давления, опасность применяемых рабочих тел или их высокая стоимость. В этой связи особенно актуальной становится задача поиска безопасных и доступных рабочих тел, которые могут применяться в энергоустановках, содержащих трубопроводы из высоколегированных сталей с содержанием никеля.

Особенно актуальна данная задача стоит при использовании энергоустановок в качестве индивидуальных источников электроэнергии, например, при использовании местных топлив, что показано в находящейся в данном сборнике в статье Велицко В.В., «Применение регулируемых термодинамических циклов для утилизации низкопотенциального тепла».

Исходя из теоритического обоснования коэффициента полезного действия (КПД), описанного циклом Карно, КПД определяется как частное от деления разности между абсолютными температурами подвода и отвода тепла на температуру подвода тепла к тепловой машине. Т.е., можно сказать, что чем при более высокой температуре мы подводим тепло к энергоустановке, то тем выше электрический КПД мы будем обеспечивать. Однако данное утверждение для ОЦР-установок не соблюдается во всём температурном диапазоне, т.к. при температурах более +250 °С ГФУ и углеводороды деградируют, а другие рабочие тела, такие как аммиак и диоксид углерода, требуют рабочих давлений в несколько сотен атмосфер, что нельзя рассматривать как абсолютно рациональный режим работы оборудования. При  этом даже такие высокие рабочие давления не исключают необходимости применения многокаскадных – пять или более ступеней для полного полезного использования подводимого тепла с температурами +300 … +800 °С и более.

Отчасти это связано с тем, что стабильные рабочие тела имеют высокую температуру испарения и малую теплоёмкость, как, например, дифенильная смесь, ОЦР-энергоустановка с использованием которой показана на Рис. 1. ОЦР-установка, показанная на Рис. 1 состоит из насоса Р-100, детандера К-100, теплообменников подвода и отвода тепла – Е-100 и Е-101.

Рис. 1

Как видно из таблицы потоков, приведённой на Рис. 1, тепловая энергия к ОЦР-установке подводится при температуре +400 °С, а вскипание РТ происходит при температуре +380 °С и давлении 8,4 ати. Это приводит к тому, что недостаточная теплоёмкость дифенильной смеси не позволяет полностью, в одной ступени, утилизировать поступающее тепло, в связи с чем, при реализации ОЦР-установки с высококипящим РТ, потребуется сложная система теплоутилизации с применением каскада таких установок, включающего в себя системы отвода тепла при различном давлении от мятого пара предыдущих ступеней, а также от отходящих газов, поток 6.

Автором был промоделирован ряд многоступенчатых (и многоконтурных) ОЦР-энергоустановок с применением в контурах одного и того же РТ, что позволяет как упростить энергоустановки, так и сделать их более компактными. В результате, при применении различных рабочих тел при начальных температурах на уровне +400 °С, ОЦР-энергоустановки требовали использования не менее пяти каскадов теплоутилизации, что, хотя и технически реализуемо, может быть экономически обоснованно только в ограниченном спектре вариантов применения оборудования.

Постановка задачи

В связи с вышесказанным, была поставлена задача создать высокоэффективную энергоустановку, предпочтительно работающую по ОЦР с высокой начальной температурой в подогревателе (превышающей +500 °С и более), в одном или нескольких тепловых контурах которой может использоваться доступное и безопасное РТ. Задачей данной энергоустановки будет выработка электроэнергии с возможностью использования местных видов топлив.

Решение

В ходе анализа располагаемых вещественно-полевых ресурсов, выявления технических и физических противоречий, оперирования с рабочими зонами и зонами негативных эффектов, было найдено техническое решение, близкое решению, изложенному в [1], при этом последовательность реализованных шагов была близка к методике решения, приведённой в автором [1].

Суть решения представлен на Рис. 2.

Рис. 2

ОЦР-установка, см. Рис. 2, содержит в себе нагнетатель (насос) первичного контура Р-100, подогреватель Е-100, детандер первичного контура К-100, межступенчатый теплообменник Е-101, нагнетатель вторичного контура Р-101, детандер вторичного контура К-101 и холодильник (сухую градирню) АС-100. РТ первичного контура транспортируется потоками 1 – 4, Подвод и отвод теплоносителя в подогреватель осуществляется соответственно потоками 5 и 6, а циркуляция РТ вторичного контура осуществляется потоками 7 – 10. Потоки энергии к насосам – N1 и N3, а потоки энергии, вырабатываемой детандерами – N2 и N4.

Как видно из схемы, первичный контур ОЦР-установки заправлен сжиженным пропан-бутаном техническим (СПБТ) или иной смесью сжиженных газов, например зимней пропан-бутановой смесью. Вторичный контур заправлен бутаном или пропаном. Исходя из сказанного выше, может показаться, что применение столь нестабильных при имеющихся термобарических условиях в конткрах рабочих тел противоречит всему, что сказано выше, но посмотрим как будет работать такая ОЦР-установка.

СПБТ подаётся в первичный контур на всас насоса Р-100, после чего поступает в подогреватель Е-100, где нагревается до температуры +480 °С или более, после чего поступает в детандер первичного контура. После детандера К-100 мятый пар РТ (СПБТ) поступает в межступенчатый теплообменник в котором создаются такие термобарические условия, что из СПБТ конденсируются только наиболее низкокипящие компоненты. Учитывая, что основными компонентами СПБТ являются пропан и бутан с температурами кипения –42 и –0,5 °С соответственно, конденсироваться в межступенчатом теплообменнике, будет поимущественно бутан. Компоненты в газообразной фазе, такие как пропан, водород и т.п. могут частично или полностью сепарироваться и использоваться в качестве горючего для топливоснабжения ОЦР-энергоустановки.

Учитывая, что массовый расход горючего ОЦР-установкой в несколько раз меньше массового расхода РТ первичным контуром установки, может быть целесообразным создавать такие термобарические условия в межступенчатом теплообменнике, когда конденсироваться будут и пропан и бутан, тогда как отводиться в качестве топлива будут продукты распада данных углеводородов, такие как водород.

Вторичный контур может заполняться как, например, бутаном, являющимся наиболее низкокипящим компонентом СПБТ, так и например пропаном. При этом бутан или пропан могут поступать из первичного контура после межступенчатого теплообменника.

Учитывая, что температура во вторичном контуре будет превышать +300 °С, во вторичном контуре также будет происходит разложение РТ (дегидрирование алканов) с выделением газообразных продуктов реакции, таких как водород. Это потребует, аналогично первичному контуру, также производить сепарацию РТ вторичного контура от компонентов с более низкой температурой кипения, которые также предпочтительно использовать в качестве горючего в энергоустановке.

Следует иметь ввиду, что СПБТ, пропан, бутан, а также любые иные рабочие тела, такие как фреоны и т.п. могут использоваться в любом из контуров рассмотренной ОЦР-установки. При этом количество контуров может быть равным одному или же составлять несколько ступеней с каскадным и (или) параллельным включением.

При необходимости ОЦР-установка, работающая с разлагаемым в процессе работы РТ может использоваться в качестве источника энергии работающего, например на СПБТ, дизтопливе и т.п. Отметим, что дизтопливо или любое иное жидкое моторное горючее (ЖМГ), например спирты, также может использоваться в качестве разлагаемого РТ по вышеуказанному циклу, однако его использование углеводородсодержащих ЖМГ не оптимально, т.к. будет происходить закоксовывание контуров РТ.

В случае, если ОЦР-установка работает на местных видах горючих и, например, СПБТ не является её основным видом горючего, оптимально производить полную конденсацию РТ в контурах установки, а отводить только вновь образованные газы,  такие как водород. Учитывая, что при высоких рабочих температурах, алканы разлагаются со скоростью 1 – 10% в сутки и при этом накапливаются жидкофазные радикалы, полное обновление РТ в контуре целесообразно проводить раз в 5 – 50 дней. Для этого оценим количество РТ, которое мы должны будем обновлять в указанный период. Учитывая, что на каждый кВт установленной электрической мощности необходимо заливать не более 0,3 – 0,5 кг. РТ, в установку мощностью 5 кВт, будет залито не более 2,5 кг. СПБТ. При плотности СПБТ на уровне 0,52 – 0,55 кг/л. и даже при необходимости полного обновления РТ в контуре один раз в пять дней, одного пятидесятилитрового газового баллона будет достаточно для работы ОЦР-установки на полной мощности на протяжении 10 – 11 дней.

Отметим, что аналогично описанному выше ОЦР-циклу с разлагаемым РТ, возможно создание иных термодинамических циклов, например циклов Стирлинга или Калины, в которых также могут применяться разлагаемые в процессе нагрева РТ.

Выводы

Оценим целесообразность и потенциал применения данных энергоустановок. Как показало моделирование рабочего процесса, электрический КПД таких энергоустановок будет лежать в пределах 45 – 50% при вырабатываемой электрической мощности 5 кВт и более. Это означает, что отводимое тепло в отопительный сезон будет существенно меньше потребности в тепле индивидуального потребителя. Это открывает новые возможности по индивидуальному энергоснабжению, т.к. позволяет устанавливать потребителю энергоустановку существенно большей мощности, чем необходимо для нужд электроснабжения. Во внеотопительный сезон такая энергоустановка не будет эксплуатироваться на полную мощность, работая в нефорсированном режиме, тогда как в отопительный сезон энергоустановка будет работать для нужд теплоснабжения с использованием теплонасосного и иного климатизационного оборудования. Такое решение позволит снизить суммарные коммунальные затраты топлива на 50 – 75% относительно затрат топлива на раздельное производство электроэнергии и тепла.

Примером снижения затрат ископаемого топлива для нужд коммунального энергоснабжения является разработанная концепция реновации жилых домов устаревших серий для которой автор данной статьи в 2012 – 2013 гг. разрабатывал концепцию энергоснабжения. Проект реновации устаревшего жилью был подготовлен Международным общественным фондом «Фондом содействия экономическому развитию имени Байбакова Н.К.» (Фонд Байбакова) (сотрудником которого является автор), в рамках санации жилого сектора г. Сергиев-Посад Московской области.

Для санации предусматривались устаревшие три 4-х этажных дома и один 5-ти этажны дом, объединённые в один квартал, Рис. 3.

Рис. 3

По завершении реконструкции данные дома предусматривается объединить в один восьмиэтажный дом, проект которого разработан Фондом Байбакова, Рис. 4.

Рис. 4

В центре квартала расположен единый энергокомплекс, обеспечивающие электроснабжение, теплоснабжение и климатизацию квартала. При этом, в случае использования в его составе описанной ОЦР-энергоустановки, что предусматривается в качестве одного возможных решений, элетрический КПД-нетто энергокомплекса превысит 60%, что позволит в четыре раза снизить годовое потребление ископаемого топлива на нужды данного квартала, при этом будет обеспечена централизованная климатизация зданий, что позволит создать жильё уровня не ниже 2-ого класс комфортности для существующих этажей и 1-ого класса комфортности для надстроенных, в том числе мансардных этажей.

Ещё одним применением предложенных ОЦР-установок является реконструкция существующей системы теплоснабжения. Существующая система теплоснабжения, расположенных в России коммунальных потребителей тепла, в различной комбинации, включает в себя источники тепла, такие как ТЭЦ и котельные, в том числе – крышные котельные, теплотрассы и системы распределения и тепла между потребителями, такие как центральные и индивидуальные тепловые пункты (ЦТП и ИТП). Вне зависимости от типа применяемых котельных и тепловых пунктов надёжность теплоснабжения потребителей зависит от надёжности работы теплогенерирующего оборудования, надёжности транспорта и распределения тепла между потребителями напрямую зависит от надёжности топливоснабжения – для абсолютного большинства потребителей – от надёжности подачи газа, надёжности электроснабжения и надёжности передачи тепла, т.е. от надёжности теплотрасс. Известно, что отказы в теплоснабжении происходят как в связи с отказами в электроснабжении, так и в связи с порывами теплотрасс и в связи с авариями на газопроводах, однако, что бы выявить направления модернизации системы теплоснабжения России, наиболее перспективные для повышения надёжности и энергобезопасности, выявим наименее надёжные элементы в системе теплоснабжения.

Наименьшее удельное число отказов приходится на существующую систему трубопроводного транспорта природного газа. Теплотрассы, способные передать такую же мощность, т.е. такое же количество энергии в секунду, как и газопровод, имеют на порядок большее удельное число отказов, а воздушные линии электропередачи (ЛЭП) имеют уже на два порядка худшую надёжность, чем газопроводы аналогичной мощности. В рамках данной статьи не стоит задача детального анализа причин сложившейся ситуации с надежностью энергетических коммуникаций, которая зависит как от износа оборудования, от природных факторов, так и от эксплуатационного персонала. Можно лишь отметить, что надёжность воздушных ЛЭП находится на столь низком уровне в связи с некритичными (для работы электросетей, но не для работы ТЭЦ и котельных) кратковременными нарушениями электроснабжения (КНЭ), возникающими по причине перехлёстов кабелей ЛЭП под  воздействием интенсивных порывов ветра.

В этой связи возможность существенно повысить надёжность работы системы теплоснабжения лежит в плоскости обеспечения выработки необходимых объёмов электроэнергии на объектах системы теплоснабжения, при этом существующие электрические сети могут сохраняться в качестве резервного источника электроэнергии. Данная концепция нашла своё отражение в конвертировании существующих котельных в мини-ТЭЦ путём установки газопоршневых, газотурбинных электростанций, а также путём установки, где это возможно, паровых турбин. Указанные решения позволяют обеспечить эффективное снабжение электроэнергией тех относительно простых систем теплоснабжения, в составе которых не используются ЦТП и мощные ИТП, оборудованные теплообменниками, разделяющими контуры теплоносителя теплоснабжающей организации и потребителя тепла. В случае, если в состав системы теплоснабжения входят ЦТП, конвертирование существующей котельной в мини-ТЭЦ на обеспечивает надёжного теплоснабжения потребителей, т.к. в случае длительного прекращения подачи электроэнергии, котельная, оснащённая локальным источником электроэнергии, будет обеспечивать подачу тепла от котельной до греющих контуров установленных теплообменников, при этом потребитель, в отопительный сезон, будет разморожен, т.к. без электроснабжения останутся установленные в ЦТП насосы, обеспечивающие подачу теплоносителя потребителю.

В этой связи ключевым аспектом будет являться задача по локальному энергоснабжению ЦТП, решив которую будет возможно существенно повысить надёжность теплоснабжения потребителей, особенно расположенных в мегаполисах с протяжёнными теплотрассами и большим числом ЦТП. В частности только в г. Москве установлено на уровне 8 000 ЦТП потребляющих 360 МВт электрической мощности, от надёжности работы которых полностью зависит теплоснабжение города.

Классические технологии локального электроснабжения используемые в составе котельных, такие как установка мини-ТЭЦ и дизельных электростанций практически не применимы для локального энергоснабжения ЦТП, т.к. требуют подвода газопровода для мини-ТЭЦ, создания в жилой зоне склада топлива для резервных дизельных электростанций, а также требуют создания развитой сервисной службы, т.к., например, постоянно работающая газопоршневая мини-ТЭЦ требует проведения сервисного обслуживания раз в 1 тыс. часов.

Указанные ограничения по энергоснабжению ЦТП приводят к тому, что необходима локальная выработка электроэнергии исключительно с использованием поступающего на ЦТП теплоносителя. Одним их нашедших ограниченное применение способов является установка обращённого насоса, включённого в теплотрассу, что позволяет перерабатывать в электроэнергию часть энергии потока теплоносителя, что, хотя и приводит к выработке на ЦТП «дармовой» электроэнергии, однако существенно увеличивает гидравлическое сопротивление сети и приводит к сверхнормативным затратам электроэнергии сетевыми насосами у теплопроизводителя. В случае, если производитель тепла и теплоснабжающая организация являются различными юридическими лицами, применение данной технологии приведёт к нерегламентированному снижению рентабельности одной организации в пользу другой.

Альтернативным вариантом является использование для локального энергоснабжения тепловой энергии, поступающей на ЦТП. Одной из технологий будет являться ОЦР-электростанция, см. Рис. 1. Применение в ОЦР-электростанции адаптивного термодинамического цикла позволяет обеспечивать круглогодтичную выработку электроэнергии из тепла, распределяемого ЦТП даже на интервале температур +60…+80 °С или при иных температурах, в зависимости от располагаемого теплового перепада. Одна из схем включения ОЦР-электростанции в состав ЦТИ или ИТП представлена на Рис. 5.

 

Рис. 5

Как видно из Рис. 5, основными потребителями электроэнергии являются циркуляционные насосы системы отопления и горячего водоснабжения (ГВС), а также насосы холодного водоснабжения (ХВС). В отопительный сезон, когда потребителям поступает максимальное количество тепла и в работе находится максимальное количество насосов, электрогенератор работает на номинальном режиме. По мере снижения расхода тепла, например во внеотопительный период, из работы выводятся циркуляционные насосы отопительного контура, а пониженное количество электроэнергии, вырабатываемое из поставляемого потребителю тепла, достаточно для питания насосов ГВС и ХОВ.

В период проведения профилактики в системе теплоснабжения, в работе остаются насосы ХОВ, автоматика ЦТП и освещение, на указанные нужды должна быть зарезервирована незначительная электрическая мощность, составляющая на уровне 15-20% от присоединённой мощности ЦТП, которая будет использоваться на период профилактики, в течение 2 – 4 недель в году.

Отличительной особенностью системы теплоснабжения, применяемой в России является использование количественного и качественного регулирования теплоносителя, что приводит к необходимости реализации переменных режимов работы ОЦР-электростанций. Например, если ОЦР-электростанция будет настроена на работу при минимальной температуре прямого трубопровода, которая, согласно тепловому графику, имеет место во внеотопительный сезон, в отопительный сезон будет иметь место недовыработка электроэнергии, когда, пропорционально тепловой нагрузке на ЦТП, возрастает и электропотребление ЦТП. Применение же ОЦР-элеткростанции, нацеленной на работу при максимально высокой температуре теплоносителя в прямом трубопроводе приведёт к тому, что ОЦР-электростанция будет работоспособна исключительно в отопительный сезон, тогда как в остальное время температура теплоносителя будет недостаточна для вскипания рабочего тепла электростанции.

Указанные условия регулирования теплоносителя требуют применения рабочего ОЦР-электростанции с регулированием режимов работы, и, соответственно, способной работать при различных температурах и давлениях рабочего тела. Данная задача может быть успешно решена с применением описанного автором в данном сборнике адаптивного термодинамического цикла ОЦР-энергоустановок.

Использование данной технологии, позволяет создавать ОЦР-электростанции для эксплуатации в составе водогрейных и паровых котельных, а также тепловых пунктов, что позволит реализовать как повышение надёжности теплоснабжения, так и обеспечить окупаемость данного оборудования за счёт высокого коэффициента полезного использования (КПИ) тепловой энергии, поступающей на ЦТП. Например, при достижении электрического КПД даже на уровне 10%, вся остальная часть тепловой энергии будет поставлена потребителям тепловой энергии, что обеспечит практически 100% использование энергии, поступающей на ЦТП. Можно отметить, то даже в случае, если теплоснабжающая организация, использующая на своих объектах ОЦР-электростанции, не является производителем тепла, а закупает его у сторонней организации, расчёты показывают, что ОЦР-электростанция продемонстрирует экономическую эффективность, т.к. тепловая энергия приблизительно в четыре раза дешевле электроэнергии, приобретаемой у электроснабжающей организации. В случае, если ОЦР-электростанция будет установлена в состав котельной, то экономическая эффективность её работы только увеличится, т.к. на выработку дополнительного количества электроэнергии будет расходоваться практически только исходное топливо, потребляемое котельной, тогда как прочие условно-постоянные затраты останутся неизменными.

Дополнительно можно отметить, что применение ОЦР-электростанций не потребует существенного увеличения сервисного обслуживания т.к. данное оборудование работает при умеренных давлениях и низких температурах с использование неагрессивных рабочих тел, что позволит проводить плановое техническое обслуживание с частотой один раз в год, совпадающей с периодичностью обслуживания систем теплоснабжения.

Сфера применения данного оборудования на территории России составляет на уровне 267 тыс. объектов теплоснабжения, включающих в себя тепловые пункты и котельные, что позволит дополнительно вырабатывать не менее 20 ГВт электрической мощности, что как повысит топливную эффективность существующих объектов энергетики, так и снизит нагрузки на существующие изношенные электрические сети.

Помимо объектов коммунальной инфраструктуры малыми ОЦР-энергоустановками мощностью 2 – 15 кВт могут быть оснащены не менее 1 млн. жилых домов. Их установка будет простимулирована как введением социальных норм электропотребления, так и планируемым опережающим инфляцию ростом тарифов с 2017 г., предложенным Министерством экономического развития РФ [2, 3]. Как следует из [2, 3], рост тарифов на энергоносители, в частности на электроэнергию, будет опережать инфляцию на уровне 5 – 6%, что ещё более сократит срок окупаемости ОЦР-энергоустановок в России с нынешних 1,5 – 4 лет до 1 – 3 лет.

Актуальность данного проекта, базирующегося  подтверждена экспертами, когда компания ООО «ОЦР технологии», на выставке «Открытые инновации», прошедшей в г. Москве 31.10 – 02.11.2013 г. была награждена дипломом «за перспективный проект в треке «БИТ – машиностроение» конкурса БИТ-2103».

 

Литература

1. Велицко В.В. Новый цикл теплового двигателя для использования нестандартных и агрессивных видов топлив // Сборник докладов «ТРИЗ. Практика применения методических инструментов», III конференция «Практика применения методических инструментов», М. 29.10.2011 г., с. 16-20.
2. Минэкономразвития намерено приравнять российские тарифы к европейским // Интернет, http://kem.sibnovosti.ru/business/253213-minekonomrazvitiya-namereno-priravnyat-rossiyskie-tarify-k-evropeyskim.
3. Россиян заставят платить за ЖКХ по европейским ценам // Интернет, http://www.newsru.com/finance/08nov2013/zkh_tarif.html.