автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ

На правах рукописи

ОЛЕЙНИКОВА ЕВГЕНИЯ НИКОЛАЕВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК В СТРУКТУРЕ СХЕМ ПГУ-ТЭЦ

Специальность: 05.14.14 — «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

21 ОКТ 2015

Москва-2015

005563440

005563440

Работа выполнена на кафедре Тепловых электрических станций ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»

Научный руководитель: Дудолин Алексей Анатольевич,

кандидат технических наук, доцент ФГБОУ ВО «Национальный исследовательский университет «МЭИ», г. Москва

Официальные оппоненты: Радин Юрий Анатольевич,

доктор технических наук, директор по научной работе ОАО «ВТИ», г. Москва

Марченко Евгений Михайлович,

кандидат технических наук, доцент, генеральный директор ООО «ЭНИВ», г. Москва

Ведущая организация: ФГАОУ ВПО «УрФУ имени первого

Президента России Б.Н. Ельцина», г. Екатеринбург

Защита диссертации состоится «25» ноября 2015 г. в «14» часов 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.07 при ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Малый актовый зал. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».

Автореферат разослан 20 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета /I

Д 212.157.07 к.т.н., доцент /У // Ильина И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Тепловые электрические станции - основа отечественной энергетики. Основным топливом для ТЭС является природный газ. Структура его потребления к 2030 г. изменится незначительно, при этом доля ТЭС в России на природном газе составит 67 % ТЭС на органическом топливе. Интенсивное использование органического топлива, а также его ограниченные запасы, формируют необходимость исследования методов по сокращению его потребления. Таким образом, на ТЭС одной из первостепенных задач является увеличение эффективности использования первичных энергоресурсов. Существует ряд способов, направленных на достижение данной цели, один из них - использование тепловых насосов непосредственно на ТЭС. Необходимо отметить, что данная мера актуальна как для уже существующих станций, так и для строящихся: паросиловых и парогазовых энергообъектов. Указанные типы станций характеризуются наличием ряда низкопотенциальных источников теплоты, которые можно полезно использовать для различных нужд: дополнительного отпуска теплоты, собственных нужд станции. Кроме того, в отличие от паросиловых ТЭЦ, на ПТУ-ТЭЦ применение тепловых насосов имеет дополнительную возможность реализации отпуска теплоты потребителю. На рис. 1 приведена типовая зависимость соотношения тепловой и электрической нагрузок территориальной генерирующей компании (ТГК). Из приведенных данных видно, что тепловая нагрузка в течение года значительно превалирует над электрической. Соотношение отпуска электроэнергии и теплоты отопительный период изменяется от 1,2 до 3 раз.

123456789 10 11 12

меся ц в гаду » тепловая энергия —электроэнергия "Отношение потребления электрической энергии и теплоты по месяцам в году к их максимальным значениям в течение года

Рисунок 1 - Типовое соотношение теплоты и электроэнергии крупной энергосистемы

в течение года

Эту сложившуюся закономерность по энергетическим потребностям стоит учитывать при модернизации существующих ТЭЦ по парогазовой технологии, где соотношение мощностей имеет обратную закономерность. Например, паросиловой блок с турбиной Т-250/300-240 позволяет вырабатывать ЗЗОГкал/ч тепловой энергии, а блок ПГУ-400 - 180...280 Гкал/ч. Таким образом, применение ТНУ является одним из возможных вариантов обеспечения требуемой тепловой нагрузки для потребителя.

Цель работы - исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ для обеспечения тепловой нагрузки потребителя и увеличения эффективности комбинированной выработки теплоты и электрической энергии.

Основные задачи диссертационной работы:

1. Разработать схемные решения ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для комбинированного производства тепловой и электротеской энергии.

2. Разработать методику определения показателей эффективности схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Разработать математическую модель схемы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

3. Выполнить исследование и анализ показателей технико-экономической эффективности разработанных схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

4. Провести оптимизационное исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

5. Провести исследование и анализ финансово-экономических показателей схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

Научная новизна работы

1. Впервые разработана методика расчета ПГУ-ТЭЦ с ТНУ как единого комплекса для выработки электроэнергии и теплоты. Разработан алгоритм расчета ПГУ-ТЭЦ совместно с ТНУ. Проведен анализ существующих методов оценки технико-экономических показателей теплоэлектроцентралей, на основе которого отобраны критерии оценки эффективности схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Впервые применен способ определения затрат топлива на отпуск тепловой и электрической энергии для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ по критерию суммарного расхода топлива по системному эффеюу. Предложена методика оценки финансово-экономической эффективности ПГУ-ТЭЦ с ТНУ на основе интегральных дисконтированных показателей.

2. Создана комплексная математическая модель ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Определены и проанализированы показатели тепловой экономичности для ПГУ элеюрической мощностью 110 МВт на примере климатических регионов России: «Цешр», «Урал», «Юг». Технико-экономические показатели определены для всего года, а также по сезонам. Произведен выбор типа ТНУ, источника низкопотенциальной теплоты, вида хладагента, схемы включения. Для реализации цели исследования выбрана схема ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной элекгроприводной ТНУ на природном хладагенте (бутан). Источник низкопотенциальной теплоты - циркуляционная вода конденсатора паровой турбины.

3. Впервые разработаны способы оптимизации схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Рассмотрены способы параметрической оптимизации ТНУ, направленные на сокращение затрат электроэнергии на привод компрессора. Впервые рассмотрена возможность использования элекгроприводной парокомпрессионной ТНУ для расширения регулировочного диапазона ПГУ-ТЭЦ. Предложено использование ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для прохождения провалов потребления электроэнергии для увеличения отпуска теплоты от ТНУ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности.

4. Проведен расчет экономической эффективности схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ в соответствии с выбранной конфигурацией.

Степень достоверности научных положений, выводов и рекомендаций

обеспечивается применением апробированных методов математического моделирования и сертифицированного программного обеспечения.

Практическая ценность работы

1. Полученные в диссертационной работе результаты могут быть использованы проектными и научно-исследовательскими организациями при разработке новых схемных решений и схем техперевооружения существующих ТЭЦ с применением ТНУ.

2. Разработанная математическая модель ПТУ-ТЭЦ используется для проведения научно-исследовательских работ, проводимых на кафедре ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».

3. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».

Личный вклад автора в работу

Личный вклад автора:

- разработка схем ПТУ-ТЭЦ с ТНУ для комбинированного производства тепловой и электрической энергии;

- разработка методики и алгоритма расчета схем ПТУ-ТЭЦ с ТНУ;

- выбор источника низкопотенциальной теплоты, вида хладагента ТНУ и схемы включения ТНУ в схему ПТУ-ТЭЦ для комбинированного производства тепловой и элеюрической энергии;

- создание комплексной расчетной модели схемы ПТУ-ТЭЦ с ТНУ;

- расчетное исследование схем ПТУ-ТЭЦ с ТНУ для различных регионов России и анализ полученных показателей тепловой экономичности;

- оптимизация схемных решений ПТУ-ТЭЦ с ТНУ;

- финансово-экономический расчет эффективности ПТУ-ТЭЦ с ТНУ.

Апробация работы и публикации

Результаты работы докладывались на XVIII международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2012 г., ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ», г. Москва), на специализированной научно - практической конференции «Современные технологии - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС» (2012 г., ОАО «ВТИ», г.Москва), на конференции с международным участием «VIII Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» (2013 г., УрФУ, г. Екатеринбург), на научном семинаре кафедры ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» (16 декабря 2014 г., г.Москва), заседании кафедры ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» (8 июня 2015 г., г. Москва).

Результаты диссертационной работы использованы в Отчете о НИР по гранту «Разработка схем энергогенерирующих установок комбинированного производства электроэнергии и теплоты для модульных теплофикационных ПГУ мощностью 25170 МВт с использованием теплонасосных установок», государственный контракт

№ 16.516.11.6125 (2012 г.), в Отчете по НИОКР «Разработка перспективных технических решений, направленных на повышение энергоэффективности объектов» № 1201263631 (2012-2013 гг.), в НИР для ОАО «Интер РАО» «Исследование, разработка и создание опытно-промышленного образца энергогенерирующей установки на базе ТНУ для ПГУ» (2012-2013 гг.)

По результатам диссертации имеется 21 публикация, в том числе две публикации в изданиях из перечня, рекомендуемого ВАК, и два патента на полезную модель.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 158 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 143 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы развития теплонасосных технологий на ПТУ-ТЭЦ. Показана актуальность использования теплонасосных технологий в структуре энергоблока для отпуска дополнительной теплоты потребителю.

В первой главе проведен анализ состояния отечественной энергетики и показана актуальность применения энергосберегающих технологий на основе ТНУ. Рассмотрены и систематизированы результаты существующих диссертационных и исследовательских работ, а также разработок по использованию ТНУ. В настоящее время в мире насчитывается порядка 400 компаний-производителей тепловых насосов, большая часть из которых производит тепловые насосы малой теплопроизводительности (до 100 кВт) для децентрализованного (автономного) теплоснабжения индивидуальных потребителей. Развитие производства мощных тепловых насосов происходило, в основном, в странах Европы для нужд централизованного теплоснабжения жилых микрорайонов и муниципалитетов. В отечественной практике опыт использования ТНУ менее обширен, однако, уровень отечественного машиностроения позволяет создавать крупные теплонасосные установки для применения в энергетике. Замедление развития технологии ТНУ обусловлено сложными климатическими условиями по регионам России и сравнительно низкой ценой на топливные ресурсы. Сделаны выводы о предпочтительности применения электроприводных парокомпрессионных ТНУ для обеспечения теплового графика потребителя.

Отмечена необходимость комплексного (системного) подхода к задаче исследования и оптимизации схемных решений на ПГУ-ТЭЦ.

По результатам первой главы сформулирована цель и основные задачи исследования.

Во второй главе автором работы разработана комплексная математическая модель ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Объектом диссертационного исследования является использование тепловых насосов на ПГУ-ТЭЦ с целью повышения эффективности комбинированной выработки электрической энергии и теплоты. Предмет исследования - ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной ТНУ. На рис. 2 приведена принципиальная схема ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной ТНУ.

Парогазовая установка с котлом-утилизатором (КУ) является наиболее распространенной парогазовой установкой в энергетике. Методика определения показателей тепловой экономичности для различных типов ПГУ, в основном, разработана ранее в НИУ «МЭИ». Однако, появление в разработанных схемах ПГУ теплонасосной установки вызывает необходимость в корректировке и уточнении этой методики, На режим работы ПГУ-ТЭЦ будет оказывать влияние изменение тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха, соответственно, будет меняться режим работы конденсатора и ТНУ. Таким образом, расчет каждого элемента схемы представляет собой самостоятельную задачу.

1 - компрессор ГТУ; 2 - камера сгорания: 3 - газодожимной компрессор; 4 - газовая турбина; 5 - электрогенератор ГТУ; 6 - котел-утилизатор; 7 - деаэратор; 8 -питательный насос; 9 - паровая турбина; 10 - электрогенератор паровой турбины; 11, 12 - сетевые подогреватели; 13 - конденсатор паротурбинной установки; 14 -циркуляционный насос; 15 - испаритель ТНУ; 16 - компрессор ТНУ; 17 - конденсатор ТНУ; 18 - дросселирующее устройство; КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство; ППВД - пароперегреватель высокого давления; ИВД - испаритель высокого давления; ЭВД - экономайзер высокого давления; ППНД -пароперегреватель низкого давления; ИНД - испаритель низкого давления; ГПК -газовый подогреватель конденсата; TBC - система технического водоснабжения.

Разработан алгоритм расчета тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Расчет начинается с определения теплового потребителя и построения графика Россандера. Далее производится конструкторский расчет газотурбинной и паросиловой части. После данного этапа следует увязка параметров проектируемой ПГУ, затем - расчет теплонасосной установки. Расчет ПГУ-ТЭЦ с ТНУ производится итеративнои заканчивается получением технико-экономических показателей ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Контрольный параметр расчета - тепловая нагрузка ТНУ. При реализации алгоритма

оптимизации схемных решений, контрольному значению соответствует достижение необходимых значений. В разделе 5 приведен модифицированный алгоритм расчета ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с учетом оптимизации схемных решений.

Схема тепловых потоков одного из вариантов 111У с КУ представлена на рис. 3.

N Т

Рисунок 3 - Схема тепловых потоков ПГУ с КУ и электроприводной ТНУ пароком-

прессионного типа

Nar, Nan - электрическая мощность на клеммах электрогенераторов ГТУ и паротурбинной установки; №ТНУ- электрическая мощность, потребляемая ТНУ; Qkt - теплота уходящих газов ГТУ, направляемых в паровой котел; Qr - теплота продуктов сгорания rTy;Qrrry- теплота сжигаемого топлива в КС ГТУ; Qr1® - теплота сжигаемого топлива за ДК; Qcr - теплота сжигаемого в ПГУ топлива; Qky - теплота, сообщаемая от котла-утилизатора с паром на паротурбинную установку; Qm-у - теплота, подводимая к ПТУ с учетом потерь теплоты при транспорте пароводяного рабочего тела - QnoTTF'IL; Qt- теплота, отпускаемая от ПТУ; Qray - теплота, отпускаемая от ТНУ; Qt11"'"теплота, подводимая от ПТУ к ТНУ; Qnor1^, QnoT1"™, Qiiot"17, QnoT38, QnoTTlry - потери теплоты соответственно в котле-утилизаторе, ГТУ и ПТУ, в том числе с уходящими газами КУ и в конденсаторе ПТУ, в дожимном компрессоре и ТНУ.

В качестве технического критерия оценки эффективности ПГУ-ТЭЦ с ТНУ автором выбран расход топлива по системному эффекту от ТЭЦ, равный сумме расходов расчетного варианта, замещающей КЭС и замещающей котельной:

Bi —Bi+BiAM.l+BlAM.i (1)

Разница между суммарными расходами топлива рассматриваемых вариантов показывает реальную экономию (перерасход) топлива, одного варианта по отношению к другому. Использование данного критерия позволяет выявить преимущества сопоставляемых типов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ без использования методов деления топлива по видам вырабатываемой энергии.

В работе при анализе расчетов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ используются следующие показатели тепловой экономичности:

1. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от ПГУ-ТЭЦ и КПД по отпуску электроэнергии

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии:

'«У (Ъ , (2)

где электрическая мощность, (}3- количество теплоты, затраченное на производство электроэнергии.

Удельный расход условного топлива на выработку единицы электроэнергии:

V =122'8

пгу э

Лпгу

(3)

^-электрический КПД энергоблока.

2. Коэффициент использования теплоты топлива (КИТТ)

По определению КИТГ есть отношение суммарной энергии, отпускаемой ТЭЦ к израсходованной теплоте топлива:

полн_Qt.pt _Мэ+(2Тхт]Т

%эц - - Вх(?р ' (4)

где А/3- электрическая мощность, вырабатываемая на клеммах электрогенератора, {}Т теплота, полученная потребителем, В- расход натурального топлива, низшая рабочая теплота сгорания топлива.

В качестве финансово-экономических критериев оценки эффективности схемных решений ПТУ-ТЭЦ с ТНУ выбраны следующие интегральные показатели: чистый дис-контрованный доход, внутренняя норма рентабельности, индекс прибыльности. Период окупаемости является дополнительным показателем.

В третьей главе автором работы были проведены расчетные исследования ПТУ-ТЭЦ с ТНУ на основе созданной математической модели. Моделирование схем реализовано в программном продукте «ТЬегтоАех» разработки компании «ТЬегтоАо\у».

1. Исследование источника низкопотенциальной теплоты

В тепловой схеме ПГУ существуют различные источники низкопотенциальной теплоты как в газотурбинной, так и в паротурбинной частях установки:

1) циркуляционная вода перед градирней;

2) маслоохладители и система охлаждения обмоток статора генератора турбины;

3) трубопровод обратной сетевой воды;

4) уходящие газе котла утилизатора при применении ТНУ как дополнительной поверхности охлаждения;

5) контактный конденсатор и абсорбционный тепловой насос для восполнения потерь рабочего тела на впрыск в камеру сгорания ГТУ.

Необходимо отметить, что для применения ТНУ на ТЭС важным условием является величина энергетического эффекта использования низкопотенциальной теплоты, что зависит, в первую очередь, от назначения вырабатываемой теплоты. Например, в случае использования ТНУ для нужд теплоснабжения необходимо принимать во внимание температурный график потребителя. В этой связи, наиболее подходящим вариантом является установка парокомпрессионной ТНУ, использующей низкопотен-

циальную теплоту циркуляционной воды конденсатора паровой турбины. Во-первых, данное решение может быть использовано на ПГУ-ТЭЦ для улучшения обеспечения графика потребности в тепловой энергии. Во-вторых, паровая турбина в некоторых режимах работы имеет ограничение по пропуску пара в конденсатор, которому соответствует минимальный расход охлаждающей циркуляционной воды. Если спроектировать ТНУ на величину вентиляционного пропуска в испаритель ТНУ, появляется возможность гарантированного получения тепловой энергии в течение всего времени работы станции в году (6000 ч).

2. Исследование схемы включения

Рассмотрены варианты включения конденсатора ТНУ последовательно и параллельно существующей установке. Сделаны выводы о предпочтительности использования параллельной схемы, основывающиеся на численной оценке, а также по причине отсутствия фактора влияния на основное и вспомогательное оборудование 111 У.

3. Выбор хладагента

На основании расчетных исследований показана связь коэффициента преобразования ТНУ, теплового графика и вида рабочего вещества. В качестве потенциальных хладагентов, применимых для целей исследования определены: аммиак, бутан, изобу-тан и ряд хладагентов с высокой температурой конденсации. На рис. 4 приведена иллюстрация сравнения показателей экономичности для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ в отопительном режиме при применении различных хладагентов. 80,00 я 70,00

I £ 60,00

1 | 30,00

2 (в

» § 40,00

%, з

2 30.00 | 120.00 с 10,00 0,00 £ 1,00 а 2,00

| 3,00

а 4,00

I 5,00 ец

8 б,оо

е

Е 7'°°

в

8,00

Рисунок 4 - Соотношение прироста коэффициента преобразования и расхода топлива для ПГУ-1 ЮТ в зависимости от типа хладагента

Расчетные исследования схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ

Предварительные исследования особенностей применения ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ, позволили принять конфигурацию и необходимые исходные данные для рас-

четаого исследования ПГУ-110Т совместно с теплонасосными установками. Целью исследований, изложенных в данной главе, является анализ применения ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ. При моделировании принят ряд граничных условий. Рассматриваются моноблочные ПГУ теплофикационного типа на базе газовых турбин производства General Electric 6111 FA. ТНУ подключена к трубопроводам циркуляционной воды конденсатора паровой турбины. Приняты допущения, что ПГУ-ТЭЦ двухконтурная, система подогрева сетевой воды состоит из двух сетевых подогревателей. Назначение ТНУ — производство теплоты параллельно теплофикационной установке. Рабочее вещество ТНУ - бутан. Расчеты проведены для различных регионов Российской Федерации: «Центр», «Урал» и «Юг». В расчетах учитывался график теплового потребителя 150/70 °С, однако, ввиду особенностей исследования и приведения их в одинаковые условия, а также рабочей зоны-хладагентов ТНУ, была принята температура срезки 110 °С для трех регионов. Важным условием в расчетах является тот факт, что энергоблок работает по тепловому графику потребителя, в соответствии с этим рассчитана электрическая нагрузка. Таким образом, в масштабах крупной энергосистемы блок обеспечивает часть электроэнергии от общего объема, поставляемого на оптовый рынок. Выработка электроэнергии в данном случае не является максимально возможной для энергоблока. Такое граничное условие необходимо при рассмотрении эффективности энергоблока с использованием критерия суммарного расхода топлива по системе. Это означает, что при сравнении расчетных схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ и схем без ТНУ применяется принцип выравнивания по теплоте и электрической энергии. Суммарный расход топлива по системе складывается из суммы расходов топлива: на энергоблок, на обеспечение графика тепловой нагрузки и электрической энергии.

По результатам определены показатели экономичности ПГУ-ТЭЦ с ТНУ и сделан ряд выводов.

1. Для регионов «Центр», «Урал» и «Юг» при работе по тепловому трафику возможно обеспечение части тепловой нагрузки эквивалентной тепловой нагрузке теплофикационной установки для режимов, соответствующих среднеотопительной наружной температуре и при температуре наиболее холодной пятидневки. В летаем режиме возможно обеспечение полной тепловой нагрузки ГВС. Доля обеспечения тепловой нагрузки от ТНУ достигает 30-100 % от тепловой нагрузки сетевых подогревателей. Иными словами, в неотопительный период ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ обеспечивает отпуск теплоты, эквивалентный нагрузке сетевых подогревателей. В отопительный период для ТНУ имеется ограничение по отпуску теплоты ввиду сокращения объемов охлаждающей воды конденсатора паровой турбины.

На рисунке 5 приведены результаты сравнения выработки теплоты на ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для региона «Центр».

-25 -2,2 5,4 15

Температура наружного воздуха, °С

■ Тепловая нагрузка ТНУ, Гкал/ч

■ Тепловая нагрузка ПГУ-ПОТ без ТНУ, Гкал/ч НТепловая нагрузка ПГУ-ИОТ о ТНУ, Гкал/ч

Рисунок 5 - Сравнение выработки теплоты на ПГУ-ТЭЦ с использованием ТНУ для

региона «Центр»

2. Использование ТНУ на ПГУ-ТЭЦ практически не влияет на выработку электрической энергии. Небольшое отклонение связано с влиянием ТНУ на контур циркуляционной воды. Снижение температуры на входе в конденсатор паровой турбины приводит к незначительному увеличению теплоперепада. Следовательно, изменяется мощность отсека ЦНД. Однако, в исследовании рассматривается теплофикационная турбина с малым расходом пара в конденсатор при отопительных режимах, в связи с этим, изменение мощности турбины незначительно. Построены характеристики изменения показателей тепловой экономичности для ПГУ-ТЭЦ. Примеры зависимостей для региона «Центр» приведен на рис. 6-7.

70,00 ——|------г-----------

45,00 -----------------------1—...............'------------------------------------------------------------

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Относительная тепловая нагрузка ТНУ, Vo

—•—КПД электрический нетто,Юс=-25С, % -*-КПД электрический нетто,Юс=-2,2С, % ''КПД электрический нетто,1ос=Н-5,4С,% -»- КПДэлекгричесюшнетго,1ос=и-15С1% —кпд электрический нетто,юс=+18.7С.

Рисунок 6 - Зависимость КПД по отпуску электроэнергии (нетто) для региона

«Центр»

100,00 95,00 90,00 85,00 80.00 н- 75,00 | 70,00 65,00 60.00 55,00 50,00

■—' —' к* —"-51 к*

* 1 — ......■

. .1 р.... л ь......

, ,-1 1.....' 1.....* I"

.с..... 1.....

В—5-1 1=^1 —

1 им*1Ч 9 "-»

-КИТТ,Юс=-25С,И ■ КИТТЛос=+15С,%

20 30 40 50 60 70 80 Относительная тепловая нагрузка ТНУ, %

КИТТДос=-2,2С.% -•- КтТЛос=Н8,7С,%

90 100

•КИПДос=+5,4С,%

Рисунок 7 - Зависимость коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) Г1ГУ-ТЭЦ с ТНУ для региона «Центр»

Применение электроприводной ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ приводит к увеличению расхода топлива при расчете по физическому методу (рис. 8). Однако, при расчете по критерию суммарного расхода по системе видно, что использование низкопотенциальной теплоты для ТНУ приводит к уменьшению затрат топлива (рис. 9).

-25 -2,2 5,4 15 18,7

Температура наружного воздуха, °С

Н Удельный расход условного топлива (ПГУ-ТЭЦ без ТНУ), гут/(кВт*ч) * Удельный расход условного топлива (ПГУ-ТЭЦ с ТНУ),гут/(кВт*ч)

Рисунок 8 - Зависимость удельного расхода условного топлива на отпуск электрической энергии (физический метод) для региона «Центр» 13

о Температура наружного воздуха, °С

я №

0 Расход натурального топлива ПГУ-ТЭЦ без ТНУ, кг/с ■ Расход натурального топлива ПГУ-ТЭЦ с ТНУ, кг/с

Рисунок 9 - Зависимость расхода натурального топлива на отпуск электрической

энергии (по системе) для региона «Центр» В четвертой главе автором работы проведены оптимизационные исследования

схем ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ.

Предложены три решения:

- ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной электроприводной ТНУ и улучшенными показателями эффективности теплового насоса;

- замена электрического привода ТНУ на газопоршневой;

- использование парокомпрессионной элекгроприводной ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ для обеспечения графика потребления тепловой и электрической энергии в те-

чение суток при работе энергоблока в базовой части графика нагрузки. В таблице 1 приведены результаты оптимизации по первому варианту.

Таблица 1 - Результаты оптимизации коэффициента преобразования

Регион (Центр» Регион «Урал» Регион «Юг»

Значение минимального коэффициент преобразования, при котором ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ окупается

Неотопительный период (режим ГВС) 5,19 5,60 3,00

Использование ТНУ в годовом разрезе 2,94 3,78 3,50

При значениях коэффициентов преобразования, представленных в табл. 1., ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ окупается, требования по критериям финансовой экономичности выполняются. Полученные значения обоснованы спецификой тарифных политик регионов России.

Результаты исследования газопоршневого привода приведены в табл. 2. Расход топлива по системе для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с газопоршневым приводом ниже, чем для электроприводной установки. Увеличение коэффициента преобразования в сравнении с электроприводным вариантом составляет порядка 20-25 %.

Таблица 2 - Сравнение показателей работы электроприводной и газопоршневой ШУ

Тип привода ТНУ Электрический Газопоршневой Газопоршневой с системой утилизации теплоты

Мощность электрическая брутто, кВт 111253

Мощность электрическая нетто, кВт 103277 | 105239

Тепловая нагрузка энергоблока с ТНУ, кВт 87923

КПД электрический нетто (физ. метод), % 73,72 | 75,12

КИТТ, % 86,67

Электрическая мощность собственных нужд блока (с компрессором ТНУ при использовании электропривода), кВт 7976 6015

Мощность компрессора ТНУ, кВт 1956,8

Тепловая нагрузка ТНУ, Гкал/ч 3,7

Годовые показатели энергоблока, рассчитанные при среднеотопительной температуре наружного воздуха

Годовой расход топлива, м3/год 69 504 183 69171 593 | 67 835 365

Годовой отпуск электрической мощности, МВт/год 619 662 631 434

Годовой отпуск теплоты от энергоблока с ТНУ, Гкал/год 453 601

Автором предложено использовать элеироприводную парокомпрессионную ТНУ в ночные часы суток (рис. 10), когда стоимость электроэнергии минимальная.

э 1 2 г 4 5 6 7 8 9 ¡0 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 О Объем потребления электроэнергии

■ Объем отпуска электроэнергии от ПТ У-ТЭЦ с ТНУ

■ Объем отпуска электроэнергии си ПТУ-ТЭЦ без ТНУ

Рисунок 10 - Прохождение графика электрической нагрузки ПГУ-ТЭЦ с ТНУ

Для оценки данного влияния введен показатель маржинальной прибыли при продаже тепловой и электрической энергии в условиях рынка ОРЭМ.

Доход от продажи электроэнергии и теплоты для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ будет больше, чем без применения тепловых насосов.

-^Дбез ТНУ с ТНУ (5)

Поскольку расходы топлива на энергоблок с применением электроприводной ТНУ не возрастают, возможна оценка маржинальной прибыли по упрощенной зависимости:

М = ГДсТНУ-Зт (б),

где - затраты на топлива для ПГУ-ТЭЦ.

Для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ маржинальная прибыль будет выше, чем для варианта без ТНУ, что следует из уравнения 7.

Мбез ТНУ < ТНУ (7)

По оценке, для ПГУ-ТЭЦ мощностью 110 МВт маржинальная прибыль за 1 сутки от продажи тепловой и электрической энергии для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ увеличится на 29 % в сравнении с вариантом без ТНУ. Данный вариант реализуем, если энергоблок работает по тепловому графику, а в системе имеются другие замещающие источники электрической энергии и теплоты.

В пятой главе проведен расчет экономической эффективности схемных решений ТНУ на ПГУ-ТЭЦ на основе актуальных финансово-экономических условий. Рассчитаны годовые показатели с учетом числа часов работы при прохождении отопительных и неотопительных периодов. Результатом стало определение границ окупаемости технологии ТНУ при отпуске теплоты потребителю.

В расчетах полезным продуктом является теплота от ТНУ, годовой отпуск приведен в таблице 3. Компрессору ТНУ требуется электрическая мощность, по условию расчета закупаемая с ОРЭМ. При присоединении дополнительного объекта к сети станции, являющейся участником ОРЭМ, собственные нужды станции увеличатся. С учетом того, что потребление ТЭЦ будет превышать норматив по собственным нуждам, необходимо будет покупать мощность на ОРЭС в количестве, равном превышению норматива. Цена покупки мощности рассчитывается с учетом закупки мощности со всех секторов рынка. Электроэнергия, покупаемая на собственные нужды, учитывалась по средней цене «рынка на сутки вперед» для соответствующей ценовой зоны.

Таблица 3 - Годовой отпуск тепловой энергии с ТНУ

Наименование показателя Единица измерения Регион «Центр» Регион «Урал» Регион «Юг»

Годовой отпуск тепловой энергии тыс. Гкал 121,7 124,9 119,1

Проект электроприводной ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ окупается при среднегодовом коэффициенте преобразования равном или превышающем для региона «Центр» -2,94, для региона «Урал» - 3,78, региона «Юг» - 3,5. Для решона «Центр» коэффициент преобразования ниже ввиду более высокого тарифа на теплоту; для решона

«Юг» - несколько выше ввиду более высокого тарифа на закупку электроэнергии; для региона «Урал» коэффициент преобразования выше, чем для остальных вариантов ввиду более низких тарифов на теплоту.

На рис. 11 приведена структура издержек на примере региона «Центр». Наибольшую долю для всех вариантов занимают издержки на покупку электрической энергии и мощности. Исходя из данного вывода, была проведена оптимизация коэффициента преобразования ТНУ в составе ПТУ-ТЭЦ результатом которой стало снижение абсолютной величины издержек.

Рисунок 11 - Структура издержек для варианта схемы ПГУ-110 в среднегодовом разрезе по регионам

Проведен анализ чувствительности, показавший, что дисконтированный срок окупаемости, индекс прибыльности, чистый дасконтированный доход и внутренняя норма доходности чувствительны к объему инвестиций и цене сбыта (тарифу на теплоту). В зависимости от региона, при увеличении цены сбыта теплоты на 10 %, срок окупаемости снижается, в среднем, на 3,3-4Д года, при этом доход увеличивается на 150-200 млн руб., индекс прибыльности увеличивается на 0,3 %, внутренняя норма доходности увеличивается примерно на 1,5 %.

По результатам диссертационной работы можно сделать следующие выводы: 1. Разработаны схемные решения ПТУ-ТЭЦ с ТНУ для комбинированного производства тепловой и электрической энергии. В качестве источника низкопотенциальной теплоты на ПТУ-ТЭЦ выбрана циркуляционная вода конденсатора паровой турбины. Разработанные схемы ПТУ-ТЭЦ с ТНУ позволяют дополнительно вырабатывать до 100 % теплоты от требуемой суммарной нагрузки сетевых подогревателей при использовании природных хладагентов. Установлено, что снижение отпуска теплоты от ТНУ наблюдается в режимах при наличии вентиляционного пропуска пара в конденсатор турбины, вследствие сокращения расхода циркуляционной воды.

Амортизационная составляющая, млн. pyB.-12.Sf Зарплатная составляющая, млн. руб.-4,45% Затраты на РТО, млн. руВ.-0,2В% Покупка мощности для ТНУ, млн. руВ.-49,99% Покупка электроэнергии для ТНУ, млн. руВ-31,23 Прочие издержки, млн.ру8.-1,49%

ВЫВОДЫ

2. Исследовано влияние различных хладагентов на эффективность ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ. Показана перспективность применения природных хладагентов: аммиака, пропана, бутана и изобутана.

3. Разработана методика определения показателей эффективности и алгоритм расчета ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Проведена апробация разработанной автором математической модели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ путем создания расчетной модели. Предложены критерии оценки эффективности: суммарный расход топлива по системе и финансово-экономические: чистый дисконтированный доход, индекс прибыльности, внутренняя норма доходности и срок окупаемости.

4. На основании проведенных исследований определены технико-экономические показатели эффективности ПГУ-ТЭЦ с ТЕГУ для выбранной конфигурации схемы на базе газовой турбины производства General Electric 611 IFA для различных климатических условий России: «Центр» (г. Москва), «Урал» (г. Екатеринбург), «Юг» (г. Сочи). КПД брутто энергоблока с ТНУ возрастает на 10-15 %, КПД нетто на 3-5%, КИТТдо 15 %.

С помощью критерия суммарного расхода топлива по системе показана нецелесообразность применения ТНУ в качестве замены пиковых источников теплоты, а также для обеспечения графика тепловой нагрузки потребителя в режимах при коэффициенте преобразования ТНУ менее 1,8.

5. Проведено оптимизационное исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Предложено применение параметрической и структурной оптимизации схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Рассмотрены методы повышения эффективности ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ, направленные на улучшение коэффициента преобразования энергии. Предложен вариант оптимизации с заменой электропривода ТНУ на газопоршневую установку, позволяющий снизить расход топлива по сравнению с вариантом электропривода на величину до 1,7 млн м3/год для блока 111 У-11 ОТ.

6. Впервые рассмотрена возможность использования парокомпрессионной ТНУ для расширения регулировочного диапазона ПГУ-ТЭЦ. Показано, что увеличение маржинальной прибыли в суточном разрезе при оптимизации графика отпуска теплоты и электрической энергии от ПГУ-ТЭЦ с ТНУ может достигать 30 %.

7. Проведен расчет экономической эффективности схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Дополнен алгоритм расчета комплекса ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с учетом оптимизации. Определены минимальные значения коэффициентов преобразования ТНУ, при которых установка окупается. Неотопительный период (режим ГВС): регион «Центр» - 5,19, регион «Урал» - 5,60, регион «Юг» - 3,00. Использование ТНУ в годовом разрезе: регион «Центр» - 2,94, регион «Урал» - 3,78, регион «Юг» - 3,50.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Исследование теплонасосных установок в схемах ПТУ (статья ВАК) / Буров В Д Дудолин А.А, Седлов A.C., Олейникова E.H. // Энергосбережение и водоподготовка (ЭНИВ) №3. - 2012, С.19-23.

2. Оценка эффективности применения тепловых насосов на парогазовых ТЭС / Буров ВД, Дудолин АА., Ильина И.П., Седлов A.C., Тимошенко Н.И., Олейникова E.H. // Вестник Московского энергетического института (Издательство МЭИ) №3. - 2013. -С. 44-50.

3. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой (патент на полезную модель) (патент на полезную модель) / Буров ВД, Дудолин A.A., Олейникова EJH. // Патент на полезную модель, №122124, опубликовано: 20.11.2012 Бюл. №32.

4. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой (патент на полезную модель) / Буров ВД, Дудолин АА., Крашенинников CJM., Олейникова E.H. // Патент на полезную модель, №129558, опубликовано: 27.06.2013 Бюл. №18.

5. Влияние температуры наружного воздуха на термодинамическую эффективность ПТУ с установкой для одновременной генерации тепла и холода (статья) / Новое в российской электроэнергетике (Энерго-пресс) № 10 / Клименко A.B., Агабабов B.C., Байдакова Ю.О., Байдакова Н.О., Олейникова E.H., ТидеманПА,-2013.-С. 5-19

6. Повышение экономичности ПГУ-ТЭЦ с использованием ТНУ / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова ЕЛ., Ковалев Д.А., Сойко Г.В. // Тезисы докладов ХУШ международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4. М. Издательский дом МЭИ. -2012. С. -187-188.

7. Особенности применения ТНУ в схемах ПТУ с котлами-ушлизаторами / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова E.H. // Тезисы докладов национальной конференции «Повышение эффективности, надежности и безопасности работы энергетического оборудования ТЭС и АЭС». М. Издательский дом МЭИ. -2012. С. 16-18.

8. Анализ режимов работы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова E.H. // Материалы VII региональной научно-технической конференции (с международным участием) «Энергия - 2012». Т.1, Иваново ИГЭУ. - 2012 г.- С. 9-12.

9. Применение ТНУ в схемах парогазовых установок с котлами-утилизаторами / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова E.H. // Труды Второй Всероссийская научно-практическая конференция «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем» М. Издательский дом МЭИ. - 2012, С. 141-144

10. Исследование показателей работы ПГУ-ТЭЦ с котлом-упшизатором и ТНУ на различных хладагентах / Дудолин A.A., Олейникова Е.Н // Материалы всероссийской научно-пракшческой конференции «Энергосбережение в промышленности». Издательство Чувашского университета. - 2012.—С. 74-76.

11. Оценка эффективности применения тепловых насосов на ТЭС / Буров В Д Дудолин А.А, Макаревич Е.В., Олейникова E.H. // Сборник докладов специализированной научно -практическая конференции «Современные технологии - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС. Москва ОАО «ВТИ». - 2012. - С.ЗЗ 1-336.

12. Исследование влияния типа хладагента ТНУ при использовании на ТЭС / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова Е.НУ/ Материалы УП Научно-пракгаческой конференции «Повышение эффективности энергетического оборудования». Санкт-Петербург. - 2012. - С.519-529.

13. Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе ПТУ утилизационного типа / Буров В Д Дудолин A.A., Олейникова E.H. // Тезисы

19

г

докладов Всероссийской научно-технической конференции «Энерго- и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии», Екатеринбург 2012 г.

14. Использование ТНУ на 111У с котами-утилизаторами в теплофикационных режимах / Буров В Д Дудолин АА., Олейникова E.H. // Тезисы докладов XIX международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». - 2013 г.-С. 140.

15. Оценка эффективности использования парокомпрессионных ТНУ с газопоршневым приводом на ПТУ-ТЭЦ / Буров ВД Дудолин А.А, Макаревич Е.В., Олейникова E.H. // Материалы УШ международной научно-технической конференции «Энергия - 2013». Т.1. Иваново ИГЭУ,-2013 г.- С. 56-60.

16. Повышение эффективности работы парокомпрессионной теппонасосной установки в составе ПТУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя / Буров В Д Дудолин АА., Олейникова E.H. // Сборник научных трудов Шестой Международной научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», Ульяновск УлГТУ. - 2013 г. - С. 144-147.

17. Исследование парокомпрессионной ТНУ на различных хладагентах в составе ПТУ-ТЭЦ / Буров ВД Дудолин А.А, Олейникова E.H. // Материалы международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития элекгротехнологии», Иваново. - 2013 г. - cip.203-204.

18. Исследование особенностей работы ТНУ в составе ПТУ-ТЭЦ при покрытии графика тепловой нагрузки / Буров В Д Дудолин АА., Олейникова E.H. // Сборник тезисов докладов конференции с международным участием «УШ Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике», Екатеринбург УрФУ. - 2013 г. - С.37.

19. Исследование влияния климатических особенностей регионов на показатели ПТУ-ТЭЦ с ТНУ / Буров В Д Дудолин АА, Олейникова E.H. // Тезисы докладов XX международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4. М.Издательский дом МЭИ. - 2014. - С. 133.

20. Исследование экономичности парогазового энергоблока с элекгроприводной парокомпрессионной теплонасосной установкой / Буров ВД Дудолин АА., Олейникова E.H. // Материалы докладов Национального конгресса по энергетике. - 2014 г. С. 54-59

21. Расход топлива по системному эффекту как критерий оценки эффективности применения теплонасосных технологий на ПТУ / Дудолин А.А, Гаранин И.В., Олейникова E.H. Соболев А.С, Макаревич Е.В Л Материалы докладов УП Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: состояние, проблемы, перспективы. -2014 г. - С. 54.

Подписано к печати иоШл-

Печ. л. № Тираж ю Заказ

Типография Издательства МЭИ, Красноказарменная, 13.