автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизационные исследования комбинированных теплопроизводящих установок с тепловыми насосами

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ им. Л.А. МЕЛЕНТЬЕВА

На правах рукописи

Маринченко Андрей Юрьевич

ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМБИНИРОВАННЫХ ТЕПЛОПРОИЗВОДЯЩИХ УСТАНОВОК С ТЕПЛОВЫМИ НАСОСАМИ

,Специальность 05 Д4.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск-2004

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Александр Матвеевич Клер

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Лев Александрович Огуречников

кандидат технических наук Юрий Валерианович Наумов

Ведущая организация:

Институт перспективных исследований (г. Новосибирск)

Защита состоится 30 июня 2004 года в 9 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенный печатью организации, просим направлять по адресу диссертационного совета: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан 29 мая 2004 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01

доктор технических наук, профессор

А.М. Клер

¿0/? 7 - ty /7203

2 Side

Актуальность проблемы.

Затраты топлива на цели теплоснабжения в нашей стране весьма велики и составляют более 50%. Значительная часть существующих систем централизованного теплоснабжения используют в качестве источников тепла теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), осуществляющие комбинированное производство тепловой и электрической энергии. В остальных- системах источниками тепла служат, как правило, котельные. При этом энергия органического топлива в системах централизованного теплоснабжения с котельными используется менее эффективно, чем в системах, где -роль источников тепла выполняют ТЭЦ.

Однако комбинированное производство тепла и электроэнергии не всегда целесообразно. Это может быть вызвано особенностями региональных энергосистем, когда потребности в электроэнергии покрываются другими источниками (например, гидроэлектростанциями). Отказ от производства электроэнергии на тепловом потреблении может быть обусловлен неблагоприятной экологической обстановкой, когда не желателен дополнительный расход топлива, связанный с выработкой электроэнергии.

В таких условиях одним из наиболее рациональных способов повышения энергетической эффективности систем централизованного теплоснабжения является использование теплонасосных установок (ТНУ), позволяющих с наименьшими затратами комплексно решать проблемы экономии первичных энергоресурсов и снижения вредных выбросов в окружающую среду.

В силу сложности процессов, протекающих в элементах комбинированных теплопроизводящих. установок (КТУ), в состав которой входит ТНУ, и переменного характера режимов их работы выбор конструктивных характеристик КТУ и параметров, определяющих режимы работы, является весьма трудной задачей. Принятие обоснованных технических решений по таким установкам может быть выполнено только на основе широкого использования методов математического моделирования и оптимизации.

Разработки методов математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок (ТЭУ) ведутся как в нашей стране, так и за рубежом на протяжении нескольких десятилетий. В Институте систем энергетики Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) в течение длительного времени разрабатывались методы построения математических моделей сложных ТЭУ и методы оптимизации их схем и параметров. В работах Г.Б. Левенталя, JI.C. Попырина, Ю.В. Наумова, С.М. Каплуна, А.М. Клера разработаны методы комплексной оптимизации

теплоэнергетических установок и схем. Выполнены многочисленные исследования паротурбинных и парогазовых установок, атомных электростанций.

Исследованию теплонасосных установок и комбинированных теплопроизводящих установок, имеющих в своем составе ТНУ, посвящено достаточное количество исследований. В работах О.Ш. Везиришвили, JI.A. Огуречникова, Chen Lingen выполнен как термодинамический анализ, так и технико-экономические обоснования использования ТНУ в системах теплоснабжения. Для решения поставленных задач этими авторами применялись методики, основанные на методах математического моделирования и оптимизации. В то же время оптимизационным технико-экономическим исследованиям с учетом переменного характера работы теплопроизводящих установок, включающих тепловой насос, не уделено должного внимания. Не было разработано необходимых для решения таких задач методических подходов и математических моделей КТУ с тепловыми насосами, ориентированных на выполнение согласованных конструкторских (с целью определения конструктивных характеристик всех элементов КТУ и суммарных капиталовложений) и поверочных (с целью определения энергетической эффективности КТУ во всех представительных режимах) расчетов.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка методики оптимизации параметров теплопроизводящей установки с парокомпрессионным тепловым насосом, учитывающей ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой; разработка математических моделей комбинированных теплопроизводящих установок с тепловым насосом, использующих в качестве низкопотенциального источника тепло сбросной воды и наружного воздуха, ориентированных на конструкторские и поверочные расчеты и проведение оптимизационных технико-экономических исследований этих установок.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Методика оптимизации параметров комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом, учитывающая ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой.

2. Математические модели КТУ различных типов (с электроприводом компрессора теплового насоса и пиковым водогрейным котлом, комбинация

теплового насоса и газотурбинной установки), с использованием различных источников низкопотенциального тепла.

3. Результаты оптимизационных технико-экономических исследований комбинированных теплопроизводящих установок различных типов.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанный методический подход может быть применен как на стадии проектирования новых, так и при реконструкции существующих систем теплоснабжения и теплоисточников. С помощью данной методики и разработанных математических моделей возможно проведение технико-экономических исследований комбинированных теплопроизводящих установок с тепловыми насосами с учетом региональных особенностей.

Апробация работы. Результаты исследований опубликованы в семи печатных работах и обсуждались: на конференциях научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2002 г., 2003 г., 2004 г.); на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003 г.); на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск, 2004 г.).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы (96 наименований). Общий объем диссертационной работы 120 стр., в том числе список литературы - 10 стр., 23 рисунка и 30 таблиц.

Во введении обоснована актуальность решаемой в диссертации проблемы, определена цель работы, дана ее краткая характеристика.

В первой главе данной работы рассмотрены вопросы математического моделирования комбинированных теплопроизводящих установок двух типов:

а) состоящей из теплового насоса и газотурбинной установки и котла-утилизатора (рис. 1 а);

б) состоящей из теплового насоса и пикового источника тепла (рис. 1 б).

Построение математических моделей технологических схем

комбинированных теплопризводящих установок осуществлялось с помощью разработанного в ИСЭМ СО РАН программно-вычислительного комплекса «Система машинного построения программ» (СМПП). Комплекс позволяет автоматически генерировать программу расчета КТУ на основе графического изображения технологической схемы установки и архивов математических

моделей ее элементов, формировать задачи оптимизации параметров и решать их с использованием эффективного метода нелинейного математического программирования, разработанного в ИСЭМ СО РАН.

. Рис. 1, Техно логические схемы КТУ: с приводом компрессора ТНУ от.ГТУ (а), с

. , электроприводом компрессора ТНУ и пиковым источником тепла (б).

1 - испаритель теплрвого насоса, 2 - дроссель, 3 - конденсатор теплового насоса, 4 -компрессор теплового насоса, 5 - воздушный компрессор, б - основная камера сгорания, 7 -газовая турбина, 8 - дополнительная камера сгорания, 9 - воздухонагнетатель, 10 -водогрейный котел-утилизатор, 11 - электропривод, 12 - пиковый источник тепла.

При модёлировании КТУ были использованы характерные для традиционных теплоэнергетических установок и разработанные ранее в ИСЭМ СО РАН математические модели различных элементов установок (камер сгорания, газовой турбины, водогрейного теплообменника и т.д.). Кроме того, автором были разработаны новые математические модели для конструкторского и поверочных расчетов элементов ТНУ (конденсатора, компрессора, испарителя). При этом предусматривалась возможность использования в качестве источника низкопотенциального тепла (ИНТ) сбросной воды и наружного воздуха.

Во второй главе представлена методика технико-экономической оптимизации комбинированных теплопроизводящих установок с учетом переменного характера тепловой нагрузки.

Задача оптимизации теплопроизводящей установки в общем виде может быть сформулирована следующим образом. Требуется найти такой набор параметров установки, определяющих конструктивные решения, и параметров, определяющих работу установки в представительных режимах, при которых обеспечивается требуемый отпуск тепла потребителю и достигается максимальная экономическая эффективность.

Ранее A.M. Клером и Н.П. Декановой была предложена методика оптимизации параметров ТЭУ с учетом переменных условий ее работы. В

соответствии с этой методикой выделяется набор представительных режимов, хорошо отражающих всю совокупность режимов работы установки на протяжении расчетного периода. В одном из представительных режимов (как правило, в режиме с максимальной тепловой нагрузкой) проводится конструкторский расчет, ориентированный на определение конструктивных характеристик элементов ТЭУ по заданным термодинамическим параметрам. В остальных режимах проводятся поверочные расчеты, ориентированные на оценку тепловой эффективности при заданных внешних условиях и конструктивных характеристиках.

Применительно к комбинированным теплопроизводящим установкам на базе ТНУ в качестве оптимизируемых параметров, определяющих конструктивные решения, могут быть приняты: давление рабочего тела ТНУ на входе и выходе компрессора, концевые температурные напоры в конденсаторе и испарителе ТНУ, расход органического топлива или электроэнергии на пиковом источнике тепла и другие в некотором представительном режиме. В качестве параметров, определяющих энергетическую эффективность работы КТУ в других представительных режимах, выступают расходы топлива или электроэнергии пиковым источником, коэффициент дросселирования пара перед входом в конденсатор ТНУ, мощность компрессора ТНУ и др. В этих режимах производятся поверочные расчеты установки. В качестве критерия экономической эффективности для КТУ может быть использована либо внутренняя норма возврата капиталовложений (IRR) при заданной цене тепла, либо цена тепла при заданной норме возврата капиталовложений. Причем внутренняя норма возврата максимизируется, а цена тепла минимизируется.

Следует сказать, что такие задачи являются весьма сложными задачами нелинейного математического профаммирования, с большой (для этого класса задач) размерностью. Определение значения целевой функции и вектора ограничений-неравенств при некоторых значениях вектора оптимизируемых параметров такой задачи требует проведения одного конструкторского расчета (для определения конструктивных характеристик установки, а на их основе необходимых капиталовложений) и нескольких поверочных расчетов (для определения годового расхода топлива). При такой взаимосвязи расчетов погрешности конструкторского расчета переходят в поверочные, что, в свою очередь, приводит к снижению точности вычисления производных. Это резко замедляет сходимость оптимизационного процесса и делает прямое решение указанных задач практически невозможным.

В связи с этим автором совместно с научным руководителем был предложен нестрогий, упрощенный метод решения задачи, который при приемлемом объеме вычислений позволяет получить решение, достаточно близкое к оптимальному. Он сводится к последовательности решения более простых оптимизационных задач, в каждой из которых рассматривается только один представительный режим работы КТУ, и проводится оптимизация на основе математических моделей, реализующих конструкторский либо поверочный расчет установки.

Метод состоит из трех этапов. На первом этапе ищутся наборы параметров КТУ (наборы конструктивных решений), обеспечивающие максимальную экономическую эффективность при условии постоянства тепловых нагрузок на протяжении всего расчетного периода. Причем определение этих наборов производится в общем случае при различных стоимостях электроэнергии и топлива, изменяемых в достаточно широких интервалах. На втором этапе для каждого определенного ранее конструктивного решения проводятся расчеты работы установки на множестве представительных режимов, хорошо отражающих всю совокупность условий функционирования КТУ на протяжении расчетного периода. В результате этих расчетов определяются годовые расходы топлива и электроэнергии. На третьем этапе на основе данных, полученных на предыдущих этапах, находится критерий экономической эффективности (например, внутренняя норма возврата капиталовложений) при фактических значениях стоимости топлива и электроэнергии. Сопоставляя значения критерия экономической эффективности для различных конструктивных решений, можно найти наилучшее среди них.

Следует отметить, что на первом этапе исследований используется математическая модель КТУ, предназначенная для конструкторского расчета, т.е. для определения конструктивных характеристик элементов установки при заданных расходах рабочих тел и теплоносителей и их термодинамических параметрах. На втором этапе используется модель, предназначенная для поверочного расчета, т.е. для определения термодинамических параметров и расходов рабочих' тел и теплоносителей в элементах КТУ при заданных конструктивных характеристиках, а также внешних тепловых нагрузках.

В формальном виде используемый упрощенный метод оптимизации КТУ может быть представлен следующим образом.

Этап I.

Для всех возможных сочетаний принятых значений цен электроэнергии и топлива решается МхК задач вида

тахш(кш,иктт:,и^,икаспге) . (1)

приусловиях Нк{хк,ук)=О, (2)

Вк=Л(ч.Ун), (3)

Рк=Чк(хк,ук), (4)

(5)

<?*(**,л)* О, (б)

Km=e{Sk,dcm), (7)

Втоп = ВкТк , (8)

P,n=PkTk, (9)

^тощ ^Ртоп стопг'> (Ю)

Uts=PeodCMs> (И)

(12)

Hit

то* _ min

С"+(*+*) (13)

/Яй* л/я/л

= + (i +1) , s = l,..,M. (14)

Здесь /AR - внутренняя норма возврата капиталовложений; Кту -капиталовложения в установку; Ulnon -топливные издержки;UkM - издержки на электроэнергию; Umm. - выручка от продажи тепла; s - вектор параметров, определяющих условия кредитования и налогообложения; - векторная тк -мерная функция ограничений-равенств при конструкторском расчете; xt -вектор независимых оптимизируемых параметров, определяющих конструктивные характеристики установки (исходные данные для конструкторского расчета); ук - тк -мерный вектор вычисляемых параметров при конструкторском расчете (включает термодинамические параметры и расходы рабочих тел в различных элементах технологической схемы КТУ); Вк - расход топлива КТУ; Рк - мощность электропривода компрессора в режиме, для которого проводится конструкторский расчет; Sk - вектор конструктивных характеристик установки; Gk - Ik-мерная векторная функция ограничений-неравенств при конструкторском расчете; Qk - теплопроизводительность

установки в режиме, в котором проводится конструкторский расчет; 0!0д -теплопроизводительность установки за год; йст - вектор удельных стоимостей элементов оборудования КТУ; стоп - цена топлива; сэл - цена электроэнергии; стт - цена тепла; Мм. К - числа значений цен электроэнергии и топлива при которых проводится оптимизация конструктивных решений.

Для КТУ, потребляющих только топливо, на первом этапе решается К оптимизационных задач, а для установок, потребляющих только электроэнергию - М таких задач.

Конструктивные параметры, соответствующие решению у'-й задачи первого этапа, отмечены надстрочным индексом у.

Интервалы изменения цены электроэнергии и топлива должны быть подобраны таким образом, чтобы они включали его фактическую цену и обладали тем свойством, что оптимизация КТУ в принятом характерном режиме при ценах электроэнергии и топлива, лежащих в данном диапазоне, позволит получить конструктивные решения, заведомо "охватывающие" строгое оптимальное решение. В этом случае есть основание полагать, что при достаточно большом значении МхК среди конструктивных решений, получаемых на первом этапе, найдется близкое к строгому решению.

Этап П.

Д ля каждой задачи первого этапа решается N задач вида

(15)

При УСЛОВИЯХ Б1~/р{х1'У1>^к), (16)

= (17)

Н^.у^-О, (18)

0,(х„у,М%0, (19)

/ = 1....ЛГ. (20)

Здесь Я, - векторная тр -мерная функция ограничений-равенств при

поверочном расчете, включает уравнения материального и энергетического балансов, уравнения, описывающие процессы расширения и сжатия рабочих тел, и т.д. (индексом / обозначаются параметры, относящиеся к режимам, в которых проводятся поверочные расчеты); х1 - вектор оптимизируемых параметров в /-м режиме; у, - тр -мерный вектор зависимых параметров при поверочном расчете в г'-м режиме; й, - 1р -мерная векторная функция ограничений-неравенств в 1-м режиме; В, - расход топлива КТУ в ¡'-м режиме; Р, - мощность компрессора электропривода ТНУ в /-м режиме; N - число

режимов, в которых проводятся поверочные расчеты (общее число характерных режимов №-1).

Если хотя бы одна задача второго этапа среда задач, решаемых для j-й задачи первого этапа, не имеет допустимого решения, то у'-е конструктивное решение, полученное на первом этапе, из рассмотрения исключается.

Необходимо сказать, что оптимизационные исследования с использованием модели конструкторского расчета КТУ (первый этап метода) могут проводиться как в представительном режиме с максимальной тепловой нагрузкой, так и в других режимах. В этом случае для режима с максимальной тепловой нагрузкой должен проводиться оптимизационный расчет на втором этапе. Причем решения, которые не обеспечивают отпуск необходимого потребителю тепла в режиме с максимальной тепловой нагрузкой, будут отброшены.

Этап III.

Обозначим L - множество номеров тех конструктивных решений первого этапа, для которых все N задач второго этапа имеют допустимые решения.

Для всех leL определяется

(21)

/=1

Slc^pfa+jrpfr, (22)

Uтоп ~ В топ Стоп > (23)

щ?'=э::д1с33, (24)

IRR1 = ,UZän,e). , (25)

Здесь Вгод - расход топлива установкой за год;- Эгод - расход электроэнергии установкой за год; Тк - продолжительность режима, для которого проводится конструкторский расчет; Т, - продолжительность г-го режима; U!3°" - годовые издержки на электроэнергию; - годовые топливные издержки; -годовая выручка от продажи тепла.

Следует подчеркнуть, что на этом этапе (в отличие от первого этапа) при выполнении расчетов IRR используются фактические цены топлива и электроэнергии стоп и см.

Если в качестве критерия экономической эффективности используется стоимость отпускаемого установкой тепла при заданной внутренней норме

возврата капиталовложений, то вместо выражения (25) на третьем этапе используется следующее выражение:

С1 =саеа(Км,и%1и;:д,и%и,жг), (26)

где 1ЯЯ. - заданное значение внутренней нормы возврата капиталовложений.

Сопоставляя значения критерия экономической эффективности для разных конструктивных решений, удается найти оптимальное решение по КТУ с учетом переменных условий функционирования. Следует отметить, что в результате выполнения этапов I и II в случае, если приняты достаточно широкие диапазоны изменения цен электроэнергии [с™",с™®1] и топлива [сто"-ст™]> будет получено множество конструктивных решений, среди которых' можно найти близкие к оптимальным не при одном, а при разных значениях фактических цен на топливо и электроэнергию. Такие решения могут быть выявлены в результате выполнения расчетов третьего этапа метода с соответствующим значением этих цен для всех полученных на первом этапе вариантов КТУ .

Третья глава данной работы посвящена технико-экономическим исследованиям комбинированных теплопроизводящих установок двух типов: КТУ с приводом от газовой турбины и КТУ с электроприводом компрессора ТНУ и пиковым источником тепла.

Оптимизационные исследования комбинированных теплопроизводящих установок в данной работе проводились с помощью методики, описанной выше.

Расчетный период (год) разбивался на четыре интервала. Для каждого интервала задавался представительный режим. Этот режим характеризовался средней для интервала температурой наружного воздуха. В табл. 1 приведены температуры наружного воздуха в принятых представительных режимах, соответствующие им годовые продолжительности и параметры сетевой воды для суммарной расчетной тепловой нагрузки отопления и горячего водоснабжения 50 Гкал/ч и 10 Гкал/ч при температурном графике 95/70 °С.

Таблица 1

Номер характерного режима

1 2 3 4

1 2 3 4 5

Продолжительность

характерного режима, ч 60 2100 3526 3070

Средняя температура -20 неотопительный

наружного воздуха, "С -40 -4 период

1 2 3 4 5

Расход прямой сетевой воды, кг/с 416/83' 292/58* 197/39" 46,1/10'

Расход обратной сетевой воды, кг/с 363/72* 239/47' 143/28' 3,4/1*

Расход воды горячего водоснабжения, кг/с 53,4/11' 53,4/11' 53,4/11* 42,7/9'

Температура прямой сетевой воды, °С 95 70 70 70

Температура обратной сетевой воды, "С 70 41 41

Температура вода горячего водоснабжения, °С 70 70 70 70

* - числитель соответствует тепловой нагрузке 50 Гкап/час, знаменатель - 10 Гкап/час.

В качестве критерия экономической эффективности используется стоимость отпускаемого установкой тепла при заданной внутренней норме возврата капиталовложений.

При расчете капиталовложений приняты следующие удельные стоимости оборудования КТУ: металла труб теплообменников - 10 тыс. дол./т; компрессора ТНУ - 70 дол./кВт; компрессора ГТУ - 50 дол./кВт; газовой турбины - 50 дол./кВт.

В качестве режима, в котором определяются конструктивные характеристики установки, выбран второй характерный режим, т.к. в первом режиме решения, близкие к оптимальным, будут получаться при ценах топлива гораздо более низких, чем фактическая цена, а в третьем и четвертом при гораздо более высоких.

КТУ с приводом компрессора теплового насоса от газовой турбины

Технологическая схема КТУ представлена на рис. 1 а. Исследования проводились для установки расчетной теплопроизводительностью 50 Гкап/час, в которой в качестве источника низкопотенциального тепла используется сбросная вода с постоянной в течение года температурой, равной 15 °С. Охлаждение сбросной воды допускалось до температуры не ниже 5 °С. В качестве привода компрессора ТНУ рассматривается газотурбинная установка с температурой газа на входе 1273 К и давлением газа на входе 1,18 МПа.

В состав оптимизируемых параметров конструкторского расчета данной КТУ входят: концевые температурные напоры конденсатора и испарителя ТНУ, давления конденсации и испарения ТНУ, расходы газа в основную и дополнительную камеры сгорания, размеры котла-утилизатора (ширина и глубина), давление газа на выходе газовой турбины. Всего на данном этапе оптимизировалось 8 параметров. Вектор ограничений-неравенств

конструкторского расчета включает ограничения на температурные напоры котла-утилизатора, температуру охлаждаемой воды в испарителе (должна быть не ниже температуры замерзания), ограничение снизу на содержание кислорода в уходящих газах газовой турбины, ограничения на скорости газа на входе и выходе котла-утилизатора и др. Всего учитывалось 29 ограничений-неравенств.

В табл. 2 приведены некоторые результаты решения задачи первого этапа оптимизации КТУ с приводом от ГТУ, использующей в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду.

Анализ решений, полученных на первом этапе, показывает, что с ростом стоимости топлива доля теплового насоса в теплопроизводительности установки возрастает. Возрастают такие определяющие капиталовложения параметры, как вес труб теплообменников ТНУ, котла-утилизатора, механические мощности компрессора ТНУ и газовой турбины. Это приводит к увеличению капиталовложений в установку. Увеличивается расход природного газа в основную камеру сгорания КТУ, а в дополнительную - уменьшается и при стоимости топлива выше 175 дол./т у.т. он сводится к нулю. В то же время суммарный расход топлива КТУ уменьшается с ростом его стоимости.

Таблица 2

Результаты решения первого этапа оптимизации КТУ

Номер варианта конструктивных характеристик КТУ

I 2 3 4 5 6 7 8

Стоимость топлива, дол./т у.т. 10 25 50 75 100 125 150 175

Площадь поверхности нагрева испарителя, м 518 1178 1702 2362 3208 4368 4473 4928

Площадь поверхности нагрева конденсатора, м2 915 1763 2470 3419 3727 3934 4068 4079

Механическая мощность компрессора ТНУ, кВт 1136 2456 2845 4284 5621 6933 8087 8095

Площадь поверхности котла-утилизатора, м2 1188 1531 1771 1989 2072 2113 2247 239!

Механическая мощность компрессора турбины, кВт 4976 4271 4554 6874 8461 10479 12264 12279

Механическая мощность воздухонагнетателя, кВт 883 221 127 68

Механическая мощность газовой турбины, кВт 6995 6948 7526 11226 14082 17412 20351 20374

Расход газа в основную камеру сгорания, кг/с 0,206 0,176 0,188 0,284 0,35 0,434 0,508 0,507

Расход газа в дополнительную камеру сгорания, кг/с 0,727 0,637 0,577 0,385 0,249 0,114 —

Для каждого конструктивного решения, представленного в табл.- 2, на втором этапе решается задача минимизации расхода топлива в первом, третьем и четвертом характерных периодах.

Вектор оптимизируемых параметров каждого поверочного расчета включает расход газообразного топлива в дополнительную камеру сгорания, расход воды через испаритель и коэффициент дросселирования пара фреона после компрессора. Всего на этом этапе оптимизировалось 3 параметра. Вектор ограничений-неравенств содержит ограничение снизу на содержание кислорода в уходящих газах после дополнительной камеры сгорания, на температуру охлаждаемой воды после испарителя, ограничение на температуру металла труб котла-утилизатора и др. Всего учитывалось 25 ограничений-неравенств.

В табл. 3 приведены значения основных параметров КТУ в характерных режимах № 1,3 и 4.

Таблица 3

Основные параметры КТУ в первом, третьем и четвертом представительных режимах_

№ режима Номер варианта конструктивных характеристик КТУ

1 2 3 4 5 6 7 8

Коэффициент дросселирования пара фреона 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3 1 1 1 1 1 0,7 0,9 0.9

4 0,7 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5

Механическая мощность компрессора ТНУ, кВт 1 833 1822 2145 3228 4323 5458 6423 6442

3 1025 2210 2543 3762 4947 5326 4707 4672

4 940 1787 1877 1871 1885 184'41 1793 1772

Механическая мощность компрессора турбины, кВт 1 4898 4013 4202 6258 8060 10013 12006 12088

3 4889 4178 4366 6711 8216 9899 10562 10551

4 3998 3919 4027 5795 7794 8933 9830 9818

Механическая мощность воздухонагнетателя.кВт 1 840 140 55 21 - - - -

3 846 155 65 21 - - - -

4 843 138 59 20 - - - -

Механическая мощность газовой турбины, кВт 1 6571 5975 6402 9507 12383 15471 18429 18530

3 6760 6543 6974 10494 13163 15225 15269 15223

4 5781 5844 5963 7686 9679 10777 11623 11590

Расход газа на входе в основную камеру сгорания, кг/с 1 0,192 0,151 0,16 0,236 0,289 0,363 0,424 0,427

3 0,198 0,172 0,181 0,262 0,317 0,356 0,343 0,342

4 0,192 0,149 0,147 0,166 0,172 0,191 0,207 0,205

Расход газа в дополнительную камеру сгорания, кг/с 1 0,949 0,938 0,895 0,782 0,695 0,588 0,505 0,499

3 0,35 0,282 0,24 0,099 - - - -

4 - - - - - - - -

Для всех вариантов конструктивных решений на рис. 2 представлена зависимость капиталовложений в установку от цены топлива, полученная в результате решения оптимизационных задач первого этапа. Аналогичные

зависимости для годового расхода топлива КТУ и годовой теплопроизводительности ТНУ, определенные в результате оптимизационных расчетов первого и второго этапов, представлены на рис. 3 и 4.

5

а »»-

В

Т

Т

Т

т

Ценя топлива, доо/г у.т.

Рис. 2, Зависимость капиталовложений в КТУ от цены топлива.

Цело ТОПЛИВП, ДОЛ..Т у.т.

Рис. 3. Зависимость годового расхода топлива КТУ от цены топлива.

На третьем этапе решается задача по определению цены тепла, отпускаемого КТУ, для восьми полученных на первом этапе конструктивных решений на всем протяжении интервала изменения цены топлива. На рис. 5 приведены для этих восьми решений зависимости цены тепла от цены топлива при значении внутренней нормы возврата, равной 12 %.

Цснатошшва,доа/гу.т.

Рис. 4. Зависимость годовой теплопроизводительности ТНУ от цены топлива.

т

"Г

т

1

Цена топлива, долл у.т.

Рис. 5. Зависимости цены тепла от цены топлива.

Наилучшим вариантом конструктивного решения по КТУ при некоторой фиксированной цене топлива будет тот вариант, который обеспечит минимальную цену отпускаемого тепла при заданном уровне внутренней нормы возврата капиталовложений. Поэтому определение оптимальных решений в сочетании с определением интервалов изменения цен топлива, на которых то или иное решение является оптимальным, возможно на основе анализа нижней огибающей семейства кривых, представленного на рис. 5. На рисунке эта огибающая выделена жирной линией. Как видно, при ценах на газообразное топливо ниже 25 дол./т у.т оптимальным является вариант № 1 (см. табл. 2), в интервале цен 25 - 50 дол./т у.т. оптимальным является вариант № 2, в интервале цен 50 - 75 дол./т у.т - вариант № 3, в интервале цен 75-100 дол./т у.т. - вариант № 4, при ценах на природный газ выше 100 дол./т у. т. оптимальным является вариант № 5. Наилучшим вариантом конструктивного решения по КТУ следует признать конструктивное решение № 5 (полученное при стоимости топлива 100 дол./т у. т.), обеспечивающее приемлемую стоимость тепла на всем рассматриваемом интервале изменения цены топлива.

Аналогично были проведены оптимизационные исследования КТУ с приводом от газовой турбины, использующей в качестве источника низкопотенциального тепла наружный воздух. Отличительной особенностью этой установки является применение испарителя ТНУ, работающего по схеме «наружный воздух - фреон». Подача воздуха в испаритель ТНУ осуществляется дополнительным воздухонагнетателем.

На первом этапе исследований данной установки было определено восемь допустимых конструктивных решений. На втором этапе решалась задача минимизации расхода топлива в первом, третьем и четвертом характерных периодах. В расчетах принято, что в первом характерном режиме тепловой насос и ГТУ не работают, а нагрев сетевой воды до необходимых потребителю параметров осуществляется с помощью дополнительной камеры сгорания и котла-утилизатора. Это связано с тем, что в первом характерном режиме при низких температурах наружного воздуха (около - 40 °С) для всех полученных конструктивных решений вклад ТНУ в теплопроизводительность установки невелик. Нагрев сетевой воды до требуемой температуры осуществляется в основном за счет сжигания большего количества газа в дополнительной камере сгорания. Работа ТНУ, а следовательно и ГТУ, в этом режиме приводит к дополнительному, неоправданному расходу топлива.

Для всех вариантов конструктивных решений на рис. 6 представлены зависимости капиталовложений в рассматриваемую установку и теплопроизводительности ТНУ от цены топлива, полученные в результате решения задач первого и второго этапов оптимизации КТУ.

На третьем этапе находится цена тепла при различных стоимостях топлива и заданной внутренней норме возврата капиталовложений. На рис. 7 приведены зависимости стоимости тепла от стоимости топлива при значении внутренней нормы возврата, равной 12 %.

i—.—|—i—г tai ai jw

Цена топлива, долЛу.т.

Рис. б. Зависимости капиталовложений в

КТУ (1) и годовой теплопроизводительности ТНУ от цены топлива (2).

«3

«о

Т

, Цена топлнвп, дол./ту.т. Рис. 7. Зависимости цены тепла от цены топлива.

Анализ результатов, полученных при решении оптимизационных задач для КТУ, использующих в качестве источника .низкопотенциального тепла сбросную воду и наружный воздух показывает, что при одинаковой годовой теплопроизводительности ТНУ капиталовложения при использовании в качестве источника низкопотенциального тепла сбросной воды в 1,8 - 2,2 раза ниже, чем при использовании наружного воздуха. Это связано с тем, что для осуществления передачи тепла от воздуха требуется значительно большая поверхность испарителя ТНУ, чем от воды. Так при теплопроизводительности ТНУ 80 тыс. Гкал/год площадь поверхности испарителя ТНУ на воздухе в 5,8 раз выше площади поверхности испарителя ТНУ на воде. Кроме того, для привода воздухонагнетателя испарителя ТНУ требуется дополнительная мощность ГТУ. Следовательно, суммарный расход газа рассматриваемой КТУ выше, чем для установки, работающей на воде. В результате при одинаковой цене топлива стоимость единицы тепла при использовании в качестве ИНТ

воды на 10 - 15 дол. ниже, чем при использовании воздуха. Сравнение зависимостей, представленных на рис. 5 и 7, позволяет сделать вывод, что доля ТНУ в теплопроизводительности КТУ становится достаточно заметной, начиная со стоимости топлива 50 дол./т у. т. при использовании сбросной воды в качестве ИНТ и 150 дол./т у. т. при использовании наружного воздуха в качестве ИНТ.

КТУ с электроприводом компрессора ТНУ и пиковым источником тепла

Комбинированные теплопроизводящие установки подобного вида являются типичными представителями теплопроизводящей установки с тепловым насосом. В таких установках для привода компрессора ТНУ чаще всего используют электрическую энергию, а в пиковом источнике тепла -органическое топливо. Пиковый источник и ТНУ могут работать как вместе, так и независимо друг от друга. Технологическая схема КТУ представлена на рис. 1 б.

Так же, как и для ранее рассмотренных КТУ работа установки в течение года представлена в виде четырех характерных режимов. Температуры наружного воздуха в принятых характерных режимах, соответствующие им годовые продолжительности и параметры сетевой воды (для суммарной расчетной тепловой нагрузки отопления и горячего водоснабжения 10 Гкал/ч при температурном графике 95/70 °С) приведены в табл. 1.

Вектор оптимизируемых параметров для модели конструкторского расчета данной установки включает концевые температурные напоры конденсатора и испарителя ТНУ, давления конденсации и испарения ТНУ, расход жидкого органического топлива в камеру сгорания, размеры водогрейного котла (ширина и глубина). Всего на данном этапе оптимизировалось 7 параметров. Вектор ограничений-неравенств конструкторского расчета включает ограничения на температурные напоры водогрейного котла, температуру охлаждаемой воды в испарителе, на скорости газа на входе и выходе котла-утилизатора и др. Всего учитывалось 27 ограничений-неравенств.

Анализ решения первого этапа оптимизации рассматриваемой КТУ показывает, что при фиксированной цене электроэнергии доля ТНУ в теплопроизводительности установки с ростом цены топлива возрастает, а при фиксированной цене топлива и возрастании стоимости электроэнергии доля теплового насоса в теплопроизводительности КТУ уменьшается.

Для каждого конструктивного решения, полученного на первом этапе, на втором этапе решается задача минимизации расхода топлива в первом, третьем и четвертом характерных периодах.

Вектор оптимизируемых параметров поверочного расчета включает расход топлива в камеру сгорания пикового источника тепла, коэффициент дросселирования пара после компрессора, расход воды через испаритель. Всего на этом этапе оптимизировалось 3 параметра. Вектор ограничений-неравенств содержит ограничение на температуру охлаждаемой воды после испарителя, на температуру металла труб водогрейного котла и др. Всего учитывалось 24 ограничения-неравенства.

На рис. 8 представлены зависимости капиталовложений в установку от цены топлива при двух значениях цены электроэнергии. На рис. 9 -зависимости суммарной стоимости топлива и электроэнергии, потребленной ТНУ, а на рис. 10 - годовой теплопроизводительности ТНУ от цены топлива, полученные в результате решения задач первого и второго этапов оптимизации КТУ.

Цена ТОПЛ1ШЛ, дол/т у.т.

Рис. 8. Зависимости капиталовложений в

установку от цены топлива при цене электроэнергии 2 цент./кВт ч (кривая № 1) и 4 цент./кВт ч (кривая № 2).

<9 ео но 1а :оо

Цена топлива. долЛ у.т.

Рис. 9. Зависимости суммарной стоимости топлива и электроэнергии от цены топлива

при цене электроэнергии 2 цент./кВт ч (кривая № 1) и 4 цент./кВт ч (кривая № 2).

На третьем этапе решается задача по определению цены тепла, отпускаемого КТУ. На рис. 11 приведены результирующие зависимости (нижние огибающие семейств кривых) стоимости тепла от стоимости топлива при двух значениях стоимости электроэнергии и при значении внутренней нормы возврата, равной 12 %.

Ш1-1-Г~~< I ' —I-г

<а ' ео ни ют

Цмш топлива,дол/т у.т.

Рис. 10. Зависимости годовой теплопроизводитсльности ТНУ от цены

топлива при цене электроэнергии 2 цент./кВт ч (кривая № 1) и 4 цент./кВт ч (кривая № 2).

Рис. 11. Зависимости цены тепла от цены

топлива при цене электроэнергии 2 цент./кВт ч (кривая Кг 1) и 4 цент./кВт ч (кривая № 2).

В четвертой главе с помощью разработанной автором методики оптимизационных технико-экономических исследований КТУ с учетом переменного характера тепловой нагрузки проведен выбор теплопроизводящих установок для теплоснабжения м/р «Перевал» г. Слюдянки.

Микрорайон «Перевал», имеющий расчетную тепловую нагрузку 5,5 Гкал/час, является единственным потребителем тепла для слабо загруженной угольной котельной с котлами достаточно большой производительности по тепловой магистрали длиной 3,5 км. В результате КПД системы «угольная котельная + тепловая магистраль» составляет около 43%. Вместе с тем, в непосредственной близости от микрорайона спроектированы и строятся новые очистные сооружения г. Слюдянки. Это создает благоприятные условия для использования в качестве теплоисточника КТУ с тепловым насосом, использующую в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду очистных сооружений. Средний расход этой воды составляет 6000 м3/сут (250 т/ч), а ее температура не менее 12 °С. Минимально-допустимая температура этой воды после испарителя ТНУ (по условиям недопущения замерзания воды в сбросных трубопроводах) составляет 5 °С. Исходя из этого, среднечасовой потенциал тепла ИНТ составляет 1,75 Гкал/час. Производимое КТУ с ТНУ тепло поступает в существующую систему теплоснабжения м/р «Перевал» в виде горячей (сетевой) воды по температурному графику 95/70 "С.

Сопоставление вариантов теплоснабжения м/р «Перевал» проводилось в два этапа, На первом этапе рассматривались два варианта комбинированных

теплопроизводящих установок на базе ТНУ: тепловой насос в сочетании с электрокотельной и тепловой насос в сочетании с котельной на жидком органическом топливе. Были определены основные параметры теплового насоса (давление фреона в конденсаторе и испарителе, площади их тегаюобменных поверхностей, мощность фреонового компрессора и т.д.), мощность элекгрокотлов, конструктивные характеристики водогрейных котлов на органическом топливе и др. рассматриваемых вариантов КТУ. Технико-экономические оптимизационные исследования этих установок проводились с учетом переменного характера отпуска тепла от КТУ по методике, описанной выше.

В расчетах были приняты следующие значения цен на электроэнергию: 0,28 руб./кВт ч; 0,5 руб./кВт ч; 0,8 руб./кВт ч. Стоимость органического топлива принималась равной 5500 руб./т у.т.

На рис. 15 и 16 показаны итоговые зависимости стоимости отпускаемого установкой тепла от стоимости электроэнергии для КТУ варианта 1 (ТНУ + электрокотельная) и КТУ варианта 2 (ТНУ + котельная на жидком органическом топливе).

Для обоих вариантов наилучшим является конструктивное решение № 2 (при стоимости 0,5 руб./кВт ч), обеспечивающее приемлемую стоимость тепла на всем рассматриваемом интервале.

-1—I-.-1-.-1-.-1

оз ол од а в ио

Цшя »лалротасрпаг, ру&кВт ч

Рис. 15. Зависимости цены тепла от цены электроэнергии для КТУ варианта 1 при цене электроэнергии 0,28 руб./кВт ч (кривая № 1), 0,5 руб./кВт ч (кривая № 2), 0,8 руб./кВт ч (кривая № 3).

I

04

—I-'-1

0-1 10 Цена мапротергш!, руС/кВгч

Рис. 16. Зависимости цены тепла от цены электроэнергии для КТУ варианта 2 при цене электроэнергии 0,28 руб./кВт ч (кривая № 1), 0,5 руб./кВт ч (кривая № 2), 0,8 руб./кВт ч (кривая № 3).

На втором этапе производится сопоставление следующих вариантов покрытия тепловых нагрузок м/р «Перевал» г. Слюдянки:

1. ТНУ в сочетании с электрокотельной.

2. ТНУ в сочетании с котельной на жидком органическом топливе.

3. Отпуск всего тепла от электрокотельной.

Оценка экономической эффективности вариантов теплоснабжения м/р «Перевал» осуществляется следующим образом. Для всех вариантов при фиксированном значении внутренней нормы возврата, равном 15%, определяются цены на тепло. Полученные в результате цены на тепло позволяют сопоставить эффективность вариантов между собой.

В табл. 4 для рассмотренных вариантов представлены составляющие эксплуатационных издержек, капиталовложения, цены на тепло, полученные при фиксированном значении IRR.

Таблица 4

Характеристики экономической эффективности сопоставляемых вариантов

№ Стоимость эл. энергии, руб./кВт ч Затраты на эл. энергию, тыс. руб. Затраты на топливо, тыс, руб. Суммарные капвложения, тыс. руб. Зар. плата, тыс.руб. Цена тепла при М-15%, тыс. руб./Гкал

0,86 10724 1,113

0,54 6733 0,824

1. 0,28 3491 - 38293 660 0,692

0,86 4963 0,944

0,54 3116 0,815

2. 0,28 1616 8630 16193 900 0,755

0,86 21682 1,386

0,54 13615 0,94

3 0,28 7060 - 24062 660 0,673

Анализ представленных в этой таблице результатов позволяет сделать следующие выводы. При стоимости электроэнергии 0.28 руб./кВт ч наиболее эффективным вариантом теплоснабжения м/р «Перевал» является вариант 3 (электрокотельная). При более дорогой электроэнергии - вариант 2 (ТНУ + водогрейная котельная на жидком топливе), позволяющий обеспечить равный с другими вариантами уровень экономической эффективности при существенно меньших ценах на тепло.

С учетом ожидаемого роста цен на электроэнергию наиболее эффективным вариантом теплоснабжения м/р «Перевал» является вариант 2 (ТНУ + котельная на жидком органическом топливе), позволяющий полностью отказаться от использования для теплоснабжения м/р «Перевал» твердого топлива и обеспечивающий приемлемую цену тепла.

Основные результаты работы

1. Разработана методика оптимизации параметров теплопроизводящей установки на базе ТНУ, учитывающая ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой.

2. Разработаны математические модели элементов теплового насоса (испарителя, конденсатора, фреонового компрессора), позволяющие проводить как конструкторский, так и поверочные расчеты ТНУ. На их основе созданы математические модели комбинированных теплопроизводящих установок различных типов (с электроприводом компрессора теплового насоса и пиковым водогрейным котлом, комбинация теплового насоса и газотурбинной установки), использующих в качестве низкопотенциального источника тепло сбросных вод и наружного воздуха, ориентированных на конструкторские и поверочные расчеты.

3. Проведены оптимизационные технико-экономические исследования комбинированных теплопроизводящих установок различных типов с целью определения оптимальных параметров и условий экономической эффективности. Полученные данные могут являться основой для расчета систем теплоснабжения на базе тепловых насосов.

4. Для КТУ с приводом от ГТУ, использующих в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду или наружный воздух, и для КТУ с электроприводом компрессора ТНУ и водогрейным котлом на жидком органическом топливе, использующую в качестве ИНТ сбросную воду, найдены оптимальные конструктивные решения и соответствующие им цены отпускаемого установками тепла в широком диапазоне изменения цен на топливо и электроэнергию.

• 5. С помощью разработанной методики оптимизационных технико-экономических исследований КТУ с учетом переменного характера тепловой нагрузки проведен выбор теплопроизводящих установок для теплоснабжения м/р «Перевал» г. Слюдянки. Показано, что наилучшие технико-экономические показатели имеет вариант теплоснабжения м/р «Перевал» от установки, состоящей из ТНУ, использующей в качестве источника низкотемпературного тепла сбросную воду очистных сооружений г. Слюдянки, и водогрейной котельной на жидком органическом топливе.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах

1. Маринченко А.Ю. Математическое моделирование и технико-экономические исследования теплонасосной установки// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 32. -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002. - С. 117 - 123.

2. Клер A.M., Маринченко А.Ю. Исследования комбинированной теплопроизводящей установки на базе теплового насоса / Теплоэнергетические системы и агрегаты: Сборник научных трудов / Под ред. Г.В. Ноздренко, Ю.В. Овчинникова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. С. 5 - 26.

3. Клер A.M., Маринченко А.Ю. Оптимизационные исследования комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом// Теплофизика и аэромеханика. - 2003. - Т. 10, №3. - С. 465 - 476.

4. Клер A.M., Маринченко А.Ю. Сопоставление эффективности использования различных источников низкотемпературного тепла для комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом // Третья Всероссийская научно-техническая конференция с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов»: Сб. науч. тр, - Благовещенск: АмГУ, 2003. - Т. 2. С. 264 -270.

5. Маринченко А.Ю. Технико-экономические исследования комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом при использовании различных источников низкотемпературного тепла // Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 33 -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2003. - С. 146- 154.

6. Маринченко А.Ю. Использование методики оптимизационных технико-экономических исследований КТУ с учетом переменного характера тепловой нагрузки для выбора варианта теплоснабжения м/р «Перевал» г . Слгодянка // Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 34 - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2004. - в печати.

7. Маринченко А.Ю. Исследования технико-экономической эффективности комбинированной теплопроизводящей установки на базе ТНУ // Всероссийская научно-практическая конференция с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири»: Сб. науч. тр. - Иркутск, 2004. - С. 189 - 194.

Лицензия ИД № 00639 от 05.01.2000. Лицензия ПЛД № 40-61 от 31.05.1999 Бумага писчая. Формат 60x84 1/16 Офсетная печать. Печ. л. 1,33 Тираж 100 экз. Заказ № 238

Отпечатано полиграфическим участком ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130

РНБ Русский фонд

2QQ7-4 17203

ВВЕДЕНИЕ.

1. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОМБИНИРОВАННЫХ ТЕПЛОПРОИЗВОДЯЩИХ УСТАНОВОК И ИХ ЭЛЕМЕНТОВ.

1.1. Технологические схемы комбинированных теплопроизводящих установок.

1.1.1. Технологическая схема КТУ с электроприводом компрессора.теплового насоса:и пиковым источником; тепла.

1.Г.2; Технологическая схема КТУ, состоящей из теплового насоса? и газотурбинной установки.

1.1.3; Математические модели комбинированных теплопроизводящих установок.

1.2. Математические модели элементов теплового насоса-. 24\

1.2.1. Расчет термодинамических и транспортных свойств рабочего тела тепловых насосов;. 24'

1.2.2: Математическая модель компрессора теплового насоса.

1.2.31 Математическая модель конденсатора теплового насоса.

1.2.4. Математическая модель испарителя .теплового насоса, использующего в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду. 31<

1.2.5. Математическая модель испарителя,теплового насоса, использующего в качестве источника низкопотенциального тепла наружный воздух.

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ КОМБИНИРОВАННЫХ ТЕПЛОПРОИЗВОДЯЩИХ УСТАНОВОК С УЧЕТОМ ПЕРЕМЕННОГО ХАРАКТЕРА ТЕПЛОВОЙНАГРУЗКИ»

3. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ КОМБИНИРОВАННЫХ ТЕПЛОПРОИЗВОДЯЩИХ УСТАНОВОК РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ.

3.1. Исходные данные для «технико-экономических исследований комбинированных теплопроизводящих установок.

3.2. Технико-экономические исследования комбинированной теплопроизводящей установки с приводом от газовой турбины.

3.2.1. КТУ с приводом компрессора теплового насоса от газовой* турбины, работающая на сбросной воде.

3.2.2. КТУ с приводом компрессора теплового насоса от газовой турбины, работающая на наружном воздухе.

3.3. Результаты оптимизации КТУ с электроприводом компрессора ТНУ, использующей в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду.

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ КТУ С УЧЕТОМ ПЕРЕМЕННОГО ХАРАКТЕРА ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ДЛЯ ВЫБОРА ВАРИАНТА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА «ПЕРЕВАЛ» г. СЛЮДЯНКА.

4.1. Исходные данные.

4.2; Технико-экономические исследования теплопроизводящих установок на базе ТНУ для теплоснабжения м/р «Перевал».

4:3; Сопоставление экономической эффективности вариантов теплоснабжения м/р «Перевал» г. Слюдянка.

4.3.1. Вариант 1. Теплоснабжение от ТНУ в сочетании с электрокотельной.

4.3.2. Вариант 2. Теплоснабжение от ТНУ в сочетании с котельной на жидком органическом топливе.

4.3.3. Вариант 3. Теплоснабжение от электрокотельной.

4.3.4. Сопоставление вариантов теплоснабжения м/р «Перевал».

Затраты топлива на цели теплоснабжения в нашей стране весьма велики и составляют более 50 %. Значительная часть существующих систем централизованного теплоснабжения используют в качестве источников тепла теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), осуществляющие комбинированное производство тепловой и электрической энергии. В остальных системах источниками тепла служат, как правило, котельные. В них осуществляется передача тепла от высокотемпературных продуктов сгорания органического топлива к теплоносителям (как правило, воде или пару) имеющим относительно низкую температуру.

Однако комбинированное производство тепла и электроэнергии не всегда целесообразно. Это может быть вызвано особенностями региональных энергосистем, когда потребности в электроэнергии покрываются другими источниками (например, гидроэлектростанциями). Отказ от производства электроэнергии на тепловом потреблении может быть обусловлен неблагоприятной экологической обстановкой, когда не желателен дополнительный расход топлива, связанный с выработкой электроэнергии. Кроме того, потребители тепла могут быть рассредоточены или их подключению к ТЭЦ препятствуют особенности местности.

В таких условиях одним: из наиболее рациональных способов повышения энергетической эффективности систем централизованного теплоснабжения является использование: теплонасосных установок (ТНУ), позволяющих с наименьшими затратами комплексно решать, проблемы экономии первичных энергоресурсов и снижения; вредных выбросов в окружающую среду.

Тепловой насос осуществляет передачу энергии от энергоносителя с низкой температурой к энергоносителю с более высокой температурой. Поскольку в соответствии со вторым законом термодинамики тепловая энергия без каких либо внешних воздействий может переходить только с более высокого температурного уровня на более низкий, для осуществления теплонасосного цикла необходимо; использовать приводную энергию. Поэтому процесс передачи энергии в направлении, противоположном естественному температурному напору, осуществляется в круговом цикле. Энергоносители, поставляющие тепловую энергию с низкой температурой для осуществления теплонасосного цикла, называют источниками низкопотенциального тепла (ИНТ). В этом качестве используют наружный или сбросной воздух, грунтовые, поверхностные или сбросные воды, промышленные стоки, тепло грунта и т.п. Энергоносители, воспринимающие в- теплонасосном- цикле- тепловую- энергию- повышенного- потенциала, называют приемниками тепла. Для ТНУ, используемых для теплоснабжения, в качестве приемников тепла используют воду или воздух.

Среди различных:типов тепловых насосов наибольшее распространение получили парокомпрессионные установки. Единичные мощности их составляют от нескольких ватт до десятков мегаватт. Для привода компрессора парокомпрессионной ТНУ используют электродвигатели и двигатели внутреннего и внешнего сгорания (газовые или на; жидком органическом топливе). В крупных ТНУ возможно применение газотурбинной установки (ГТУ). При этом тепло уходящих газов газовой турбины можно использовать для догрева сетевой воды.

Энергоноситель, служащий источником теплоты, поступает в испаритель парокомпрессионной ТНУ, где испаряется жидкий хладагент. Теплота испарения, необходимая для этого, отбирается от источника низкопотенциального тепла, т.к. испарение хладогента происходит при низкой температуре. В круговом цикле пары испарившегося хладогента всасываются компрессором и сжимаются до высокого давления. При сжатии их температура повышается, что - создает возможность отдачи тепловой энергии теплоприемнику. Пары хладогента при повышенном давлении поступают в конденсатор, через который протекает энергоноситель, служащий приемником тепла. Его температура ниже температуры паров хладогента при повышенном давлении. При конденсации пара выделяется тепловая энергия, воспринимаемая теплоприемником. Из конденсатора жидкий хладогент через регулирующий вентиль (дроссельный клапан) или детандер поступает в испаритель, и круговой цикл замыкается. В; регулирующем вентиле высокое давление, при котором находится хладогент на выходе конденсатора, снижается до давления в испарителе. В: детандере при этом производится механическая работа. Таким образом, с помощью теплового насоса возможна передача тепловой энергии от источника теплоты с низкой-температурой- к приемнику теплотьь с высокой-температурой- при-подводе извне механической энергии для привода компрессора.

Режим работы установки, когда* потребности в тепле покрываются только от ТНУ, называют моновалентным. В бивалентных системах, или комбинированных теплопроизводящих установках (КТУ) тепло производится двумя независимыми устройствами. Следует отметить, что моновалентные ТНУ применяются в основном; в системах отопления,, в которых теплоноситель имеет относительно низкую температуру (напольные, стеновые и т.п.). Когда тепло отпускается в виде горячей воды, имеющей более высокую температуру (например, по температурному графику 95/70 °С) чаще применяют бивалентные системы отопления, т.к. использование дорогостоящей ТНУ для - покрытия пиковой части графика тепловой нагрузки, имеющей, как правило, малую продолжительность, является нерациональным.

Значительные экономические и экологические достоинства ТНУ делают их перспективной технологией в области теплоснабжения для большинства регионов и стран мира. В настоящее время во многих странах находится в эксплуатации значительное число теплонасосных установок различных типов [15, 40, 69, 71, 76, 78, 84, 89, 92]. Причем их количество с каждым годом возрастает. Общее число ТНУ в мире к настоящему времени оценивается в 64 млн. штук [71]. Например, в 1996 году в Германии было установлено почти 2 тыс. тепловых насосов, причем 93% в коммунальном секторе, 5% на промышленных предприятиях [96]. Правительства некоторых, стран (Германия, Швейцария) через национальные программы энергосбережения оказывают существенную поддержку домовладельцам применяющим ТНУ [40, 88, 89]. Следует отметить, что большая часть (около 68%) новых ТНУ имеют тепловую мощность в пределах до 15 кВт, что соответствует потребностям в тепле отдельного дома с отапливаемой жилой площадью 140 м [76]. В тоже время, в эксплуатации находятся достаточно крупные теплонасосные-установки,- Ведутся-активные работы по-переоборудованию-существующих систем централизованного отопления, использующих в, качестве источника тепла котельные, на теплоснабжение от комбинированных установок, включающих ТНУ.

В Швеции расположена одна' из крупнейших отопительных станций, утилизирующая тепло сбросной воды очистительных устройств посредством четырех тепловых насосов по 50 МВт каждый и снабжающая теплом пригород г. Гетеборга [40, 61]. В Цюрихе (Швейцария) работает ТНУ тепловой мощностью 13 МВт, причем в качестве источника низкотемпературного тепла ей служит речная вода, а теплонасосная установка работает в комбинации с котельной на органическом топливе [95]. В Германии, в городе Дюссельдорфе работают две достаточно крупные ТНУ, использующие в качестве: источника низкотемпературного тепла атмосферный воздух [86].

Использование тепловых насосов в нашей стране значительно отстает от их использования за рубежом. Это обусловлено тем, что энергетическая политика в нашей стране длительное время ориентировалась на централизованное электро- и теплоснабжение. В сочетании с низкими ценами на органическое топливо это препятствовало широкому внедрению

ТНУ. Однако сближение мировых и внутренних цен на топливо и рост тарифов на тепло, отпускаемое потребителям. из систем? централизован но го теплоснабжения, является причиной возросшего интереса к ТНУ, который наблюдается в последние годы в нашей стране [15, 40, 60].

Вопросам исследования теплонасосных установок различных типов и их функционирования в составе систем теплоснабжения посвящено значительное количество работ, выполненных как в нашей стране, так и за рубежом.

Наибольшее число этих работ посвящено вопросам оценки термодинамической эффективности ТНУ и определению экономии топлива и электроэнергии- в- системах теплоснабжения- при- включении- в- их- состав-теплонасосных установок [1, 27, 48, 49, 57, 62, 75, 78].

В ряде работ рассмотрены вопросы экономической эффективности использования ТНУ в системах теплоснабжения [63^65, 79, 82, 83, 91]. При этом учитывается; экономия затрат за счет снижения расхода топлива и? необходимость дополнительных капиталовложений в достаточно дорогое теплонасосное оборудование. Следует подчеркнуть, что в указанных выше, работах обоснование конструктивных характеристик, тепловых насосов не производится, а все расчеты осуществляются для тепловых насосов с заранее известными характеристиками.

Ряд работ [51, 85, 90, 93]? посвящен расчетам изменения термодинамических параметров и экономических характеристик тепловых насосов, вызванным переходом на озонобезопасные хладоны.

В; силу сложности процессов, протекающих в элементах КТУ,. в; состав которой входит ТНУ, и переменного характера режимов ее работы выбор ее конструктивных характеристик и параметров, определяющих режимы работы, является весьма сложной; задачей. Принятие обоснованных технических решений по таким установкам может быть выполнено только на основе широкого использования методов математического моделирования и оптимизации.

Разработки методов математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок (ТЭУ) ведутся как в нашей стране, так и за рубежом на протяжении нескольких десятилетий. Здесь в первую очередь следует отметить работы таких ученых, как Г.Б. Левенталь, Л.С. Попырин, А.А. Палагин, Л. А. Шубенко-Шубин, Г.Б. Усынин, В.П. Бубнов, Ю.В. Наумов, А.М: Клер, Н.П. Деканова, М.А. El-Masri, W.F. Stoecker, V. Grovic, С. Frangopoulos и др. [2, 4, 6,22, 28-34, 38, 39, 41-46, 58, 59, 67, 68, 70, 77, 94].

Были созданы эффективные методы оптимизации параметров энергоустановок, подходы- "к оптимизации- схем,- методы автоматизированного построения математических моделей. Предложены методы декомпозиции, позволяющие поэтапно проводить оптимизацию параметров технологических связей и внутренних параметров элементов ТЭУ. Выполнены многочисленные оптимизационные исследования теплоэнергетических установок разных типов: паротурбинных, газотурбинных, парогазовых на органическом и ядерном топливе, а так же комбинированных энерготехнологических установок, предназначенных для производства искусственного жидкого топлива и электроэнергии [16, 28, 29].

В Институте систем энергетики Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) на протяжении длительного времени разрабатывались методы построения математических моделей сложных ТЭУ и методы оптимизации их схем и параметров. В работах Г.Б. Левенталя, Л.С. Попырина, Ю.В; Наумова, С.М. Каплуна [16, 22, 28, 32, 33, 41-44] разработаны методы комплексной оптимизации теплоэнергетических установок и схем. Выполнены многочисленные исследования паротурбинных и парогазовых установок, атомных электростанций. В ИСЭМ СО РАН разработан оригинальный подход к автоматизации построения программ расчета сложных ТЭУ, базирующийся на графовом представлении систем нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений (работы В.Г. Карпова, JI.C. Попырина, В.И. Самусева, В.В. Эпелынтейна [16, 17]). Был создан программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ» (СМПП), позволяющий автоматически генерировать программу расчета сложной ТЭУ на основе графического изображения технологической схемы и архивов математических моделей ее элементов, формировать задачи оптимизации параметров ТЭУ (назначить целевую функцию, а так же оптимизируемые параметры и ограничения-неравенства, задавать возможные границы их изменения).

Достаточно детально вопросы математического моделирования тепловых насосов- рассматриваются- в- ряде работ. В- работах [74- 81, 87] авторы уделяют значительное внимание разработке математических моделей элементов теплонасосных установок (компрессоров, испарителей и т.д.). С помощью этих моделей проводятся исследования по улучшению термодинамической эффективности, как отдельных элементов, так и ТНУ в целом.

В работах [64, 74, 80]; с помощью методов математического моделирования, проводятся энерго-экономические исследования различных типов теплонасосных установок, использующих различные источники низкопотенциального тепла, и эксплуатируемых в различных климатических зонах. Следует отметить, что в указанных выше работах, расчет теплонасосных установок проводился без оптимизации схемно-параметрических решений по экономическим критериям.

В ряде работ по: исследованию комбинированных теплопроизводящих установок, имеющих в своем составе ТНУ, авторы активно использовали методы математического моделирования и; оптимизации для технико-экономических исследований.

В работах JI.A. Огуречникова [35-37] разработаны методика и алгоритм комплексного термодинамического и технико-экономического обоснования оптимальных параметров парокомпрессионных и абсорбционных ТНУ. С помощью разработанного алгоритма, реализованного в виде математической модели, определены энергетическая эффективность и экономическая целесообразность использования низкопотенциальных энергоресурсов для выработки тепловой энергии в парокомпрессионных теплонасосных установках. Выполнен системный анализ по определению границ и областей эффективности парокомпрессионных теплонасосных установок и абсорбционных тепловых насосов. Проведена оценка перспектив развития парокомпрессионных тепловых насосов с газовым приводом. Выполнен сравнительный анализ парокомпрессионных тепловых насосов с электроприводом- компрессора- и- абсорбционных тепловых насосов- с паровым обогревом генератора при разных соотношениях цен на электрическую и тепловую энергию.

В работе [66] выполнен термодинамический анализ реальной установки; воздушного теплового насоса. Получены аналитические выражения, связывающие тепловую нагрузку с отношением предельных давлений для цикла Брайтона, по которому работает тепловой насос в условиях постоянной и переменной температуры теплового источника. Анализ учитывает необратимость процесса теплопередачи и потери, связанные с ней. Характеристики оптимальной эффективности цикла были получены оптимизацией распределения теплообменник поверхностей между теплообменниками и регенерирующего элемента, входящего в состав теплового насоса. Представлены детальные численные примеры, демонстрирующие влияние различных потерь на характеристики цикла теплового насоса. В работе [65] выполнено теоретическое исследование работы теплового насоса, который может получать тепловую энергию от теплового источника, окружающей среды и потребителя тепла. Введен критерий оптимальности: отношение между «выгодностью» и коэфициентом термодинамической эффективности. Результаты дают теоретическое обоснование для разработки и использования различных типов тепловых насосов. Целью работы была компромиссная оптимизация между экономическими параметрами (выгодностью) и. параметрами? термодинамических циклов.

Достаточно подробный технико-экономический анализ тепловых насосов и комбинированных теплопроизводящих установок с ТНУ проведен в работах О.Ш. Везиришвили [8-12]. В них автором проведен подробный термодинамический анализ циклов парокомпрессионных тепловых насосов. Предложены способы и средства повышения их энергетической эффективности. Проведена оптимизация соотношения мощностей теплового насоса и-пикового источника тепла: Оценены-перспективы вовлечения-ТНУ-в-топливно-энергетический комплекс страны и их роль в охране окружающей среды.

Анализ работ, посвященных исследованию теплонасосных установок и комбинированных теплопроизводящих установок, имеющих в своем составе ТНУ, показывает, что в данном направлении выполнено достаточное количество исследований, посвященных как термодинамическому анализу, так и технико-экономическим аспектам использованиям ТНУ в системах теплоснабжения. Для решения поставленных задач некоторыми авторами применялись методики, основанные на методах математического моделирования и оптимизации. В то же время оптимизационным технико-экономическим исследованиям с учетом переменного характера работы теплопроизводящих установок, включающих тепловой насос, не уделено должного < внимания. Не было разработано необходимых для решения таких задач методических подходов и математических моделей КТУ с тепловыми насосами, ориентированных на выполнение согласованных конструкторских (с целью определения конструктивных характеристик всех элементов КТУ и суммарных капиталовложений) и поверочных (с целью определения энергетической эффективности КТУ во всех представительных режимах) расчетов.

Решению указанной выше задачи посвящена данная диссертационная работа.

Целью настоящей диссертационной работы является:

Разработка методики оптимизации параметров теплопроизводящей установки с парокомпрессионным тепловым насосом, учитывающей ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой; математических моделей комбинированных теплопроизводящих установок с тепловым насосом, использующих в качестве низкопотенциального - источникатепло - сбросной - воды- и- наружного - воз духа,-ориентированных на конструкторские и поверочные расчеты; проведение оптимизационных технико-экономических исследований этих установок с целью определения оптимальных параметров и условий их экономической эффективности.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие, наиболее важные результаты:

1. Методика оптимизации параметров комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом, учитывающая ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой.

2. Математические модели КТУ различных типов (с электроприводом компрессора теплового насоса и пиковым водогрейным котлом, комбинация теплового насоса и газотурбинной установки), с использованием различных источников низкопотенциального тепла.

3. Результаты оптимизационных технико-экономических исследований комбинированных теплопроизводящих установок различных типов.

Разработанные в рамках данной диссертационной работы математические модели реализованы в виде программ, используемых в составе: созданного в ИСЭМ СО РАН программно-вычислительного комплекса СМПП для персональных компьютеров.

Практическая ценность:

Разработанный методический подход может быть применен как на стадии проектирования новых, так и при реконструкции существующих систем теплоснабжения и теплоисточников. С помощью данной методики и разработанных математических моделей возможно проведение технико-экономических исследований; КТУ с тепловыми насосами с учетом региональных- особенностей.

Апробация работы:

Результаты исследований опубликованы в 7 печатных работах и обсуждались: на конференциях научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2002 г., 2003 г., 2004 г.); на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003 г.); на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск, 2004 г.).

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Общий объем составляет 120 стр.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных в рамках диссертации исследований получены следующие основные результаты.

1. Разработана методика оптимизации параметров теплопроизводящей установки .на базе ТЕГУ, учитывающая ее функционирование в течение расчетного периода с переменной тепловой нагрузкой.

2. Разработаны математические модели элементов теплового насоса (испарителя, конденсатора, фреонового компрессора), позволяющие проводить как конструкторский, таки.поверочныерасчеты ТНУ.

3. Разработаны математические модели комбинированных теплопроизводящих установок различных типов (с электроприводом компрессора теплового насоса и пиковым водогрейным котлом, комбинация теплового насоса и газотурбинной установки), использующих в качестве низкопотенциального источника тепло сбросных вод и наружного воздуха, ориентированных на конструкторские и поверочные расчеты.

4. Разработанные в рамках диссертационной работы метод оптимизации параметров КТУ с учетом переменных тепловых нагрузок и математические модели КТУ различных типов реализованы в составе программно-вычислительного комплекса СМПП-ПК.

5. Проведены оптимизационные технико-экономические исследования комбинированных теплопроизводящих установок различных типов с целью определения оптимальных параметров и условий экономической эффективности.

Г. Для КТУ с приводом от РТУ, использующих в- качестве, источника низкопотенциального тепла сбросную воду или наружный воздух и для КТУ с электроприводом компрессора ТНУ и водогрейным котлом на жидком органическом топливе, использующую в качестве ИНТ сбросную воду определены оптимальные конструктивные решения и соответствующие им цены отпускаемого установками тепла в широком диапазоне изменения цен на органическое топливо и электроэнергию.

7. С помощью разработанной методики оптимизационных технико-экономических исследований КТУ с учетом переменного характера тепловой нагрузки проведены исследования теплопроизводящих установок для теплоснабжения м/р «Перевал» г. Слюдянки. Проведено сопоставление экономической эффективности трех вариантов теплоснабжения м/р «Перевал»: ТНУ в сочетании с электрокотельной, ТНУ в сочетании с водогрейной котельной на жидком органическом топливе и отпуск всего тепла от электрокотельной. Показано,, что. наилучшие технико-экономические показатели имеет вариант теплоснабжения м/р «Перевал» от установки, состоящей из ТНУ, использующую в качестве источника низкопотенциального тепла сбросную воду очистных сооружений г. Слюдянки и водогрейной котельной на жидком органическом топливе.

1. Андрющенко А.И. Сравнительная эффективность применения тепловых насосов для централизованного теплоснабжения. // Промышленная энергетика. — 1997. -№ 6. - с. 2 - 4.

2. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод) /Под.ред.С.И.Мочана.-ИздЗ-е.-М.-Л.:Энергия,Л977.--255.с.

3. Беляев Л. С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

4. Богданов С.В., Иванов О.П., Куприянова А.В. Свойства рабочих веществ, теплоносителей и материалов, используемых в холодильной технике. Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1972. - 148с.

5. Бубнов В. П., Курцман М. В. Выбор параметров АЭС с быстрым реактором в системе ядерной энергетике. Минск: Наука и техника, 1988. — 96 с.

6. Везиришвили О.Ш. Методика определения объемных и энергетических характеристик парокомпрессионных теплонасосных установок // Труды ГПИ, Тбилиси, 1980. № 7 (228).

7. Везиришвили О.Ш. Методические вопросы анализа технико-экономической эффективности применения термотрансформаторов // Труды ГПИ, Тбилиси, 1983.-№3 (263).

8. Везиришвили О.Ш: Оптимизация производительности теплона-сосной установки в системах теплоснабжения // Сообщения АН СССР. -Тбилиси, 1982. т. 108.

9. Везиришвили О.Ш. Эффективность применения теплонасосных установок в системах энергоснабжения // Изв. Вузов. Энергетика. 1981. - № 7.

10. Везиришвили О.Ш., Везиришвили К.О. Эффективность применения теплонасосных установок в системах круглогодичного кондиционирования воздуха//Водоснабжение и сан. Техника. 1982. -№ 3.

11. Везиришвили-О.Ш:, Ромелаури В:И. Выбор оптимальных мощностей теплонасосных установок в области их эффективного применения // Теплоэнергетика. 1982. - №4.

12. Гидравлический!расчет котельных агрегатов (нормативный метод)./ Под.ред.В.А.Локшина,.Д.Ф.Петерсона,.А.Л.Шварца. М.:Энергия, 1980. -255 с.

13. Исаченко В.П., Осипова В;А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергоиздат,, 198 V. - 416с.

14. Калнинь И.М;, Савицкий И.К. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра. // Холодильная техника. — 2000. № 10. с. 2 - 6.

15. Каплун С. М., Попырин Л. С., Иодидио Э. А., Зисман С.Л. Оптимизация низкопотенциального комплекса с водохранилищами охладителями; для новых ГРЭС с блоками мощностью? 500 МВт // Электрические станции. - 1971. - № 1. - С. 26 - 28.

16. Карпов В. Г.,Попырин Л. С.,Самусев В. И., Эпельштейн В. В. Автоматизация построения программ для расчета схем теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973; - № 1- С. 129 -137.

17. Клер А. М., Саму сев В. И. Оптимизация режимных параметров притпроектировании теплосиловой части ТЭЦ // Методы комплексной оптимизации энергетических установок.- Иркутск, 1977. — С. 59 73.

18. Клер, A.M., Маринченко» АЛО; Оптимизационные исследования: комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом// Теплофизика и аэромеханика; 2003. — т. 10, №31 - с. 465 - 476.

19. Левенталь Г.Б., Попырин JI.C. Оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1970.- 352.с;

20. Маринченко А.Ю. Математическое моделирование и технико-экономические исследования теплонасоснош установки.// Системные исследования^ в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 32. -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002. С. 117 - 123.

21. Математическое- моделирование, и. технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола /А.М.Клер, Э.А.Тюрина. — Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998.-127 с.

22. Мелентьев JI. А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Высш. школа, 1982. - 320 с.

23. Мелентьев JI. А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.-456 с.

24. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации при неопределенности исходной информации: Сб. работ / АН СССР Сиб. отд-ние. Сиб. энерг. инт-т; Под ред. Попырина JI.C. Иркутск: Вост-Сиб. изд-во, 1977. - 192 с.

25. Методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок. Отв. ред. Левенталь Г. Б., Попырин JI. С. М.: Наука, 1972.-224 с.

26. Методы оптимизации сложных энергетических установок / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Т.П.Щеголева и др. Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. - 116 с.

27. Огуречников JI.A. Сравнительный анализ парокомпрессионных и абсорбционных тепловых насосов //Холодильная техника, 1996, №8, с. 8 9.

28. Огуречников Л.А., Петин Ю.М., Попов А.В. Математическое моделирование парокомпрессионных теплонасосных станций в системах тепло-хладоснабжения. Технико-экономические аспекты их применения // Сибирский физ.-техн. журнал, 1993, вып. 2, с. 114 122.

29. Огуречников Л.А., Попов А.В. Использование сбросного низко-потенцеального тепла вторичных энергоресурсов в парокомпрессионных тепловых насосах систем теплоснабжения // Промышленная энергетика, 1994, №9, с. 7 -10;

30. Палагин- А. А. Автоматизация, проектирования теплосиловых схем турбоустановок. Киев: Наукова думка, 1983. 160 с.

31. Палагин А. А. Логически-числовая модель турбоустановки // Проблемы машиностроения, 1975. Вып. 2. - С. 103 — 106.

32. Петин Ю.М. Опыт десятилетнего производства тепловых насосов в ЗАО «Энергия». // Энерг. политика. 2001. - № 3. - с.28 - 34.

33. Попырин Л. С. Исследование энергетических объектов при неполной информации // Методы технико-экономических исследований энергетических установок в условиях неполной информации. —М.: ЭНИН, 1987. -С. 5-21.

34. Попырин Л. С. Оптимизация энергетических объектов в условиях неполной исходной информации // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975. -№4.-С. 20-30.

35. Попырин Л. С., Клер А. М., Самусев В. И. Оптимизация состава основного оборудования и тепловой схемы ТЭЦ // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979. -№5 С. 24-34;

36. Попырин Л. С., Самусев В. И., Эпелыптейн В. В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. -М.: Наука, 1981.-236 с.

37. Попырин JI.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. -М:: Энергия, 1978.-416 с.

38. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и: газотурбинных установок для ТЭС //Электрические станции. №7.-С.8-17.

39. Применение математического моделирования при выборе параметров теплоэнергетических установок /Под ред. Левенталя;!?. Б., Попырина Л. С.-М.: Наука, 1966. -175 с.

40. Проценко В.П., Петров С.П., Ларкин Д.К. Анализ энергетической эффективности комбинированного источника теплоснабжения с теплонасос-ной установкой. // Известия вузов. Энергетика. — 1991. № 7. — с. 81 - 87.

41. Проценко-В.-П-Проблемы.использованиял,еплонасосных установок в системах централизованного теплоснабжения // Энерг. Стр-во. 1994. -№ 2.-с. 29-34;.

42. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы. Пер. с англ. Литовского Е.Ш- М.: Энергоиздат, 1982. 224 с.

43. Семерикова И.А., Есенина А.Д., Зотиков B.C. Перспективность применения хладонов в системах энергосбережения. // Повышение эксплуатационной; надежности оборудования, работающего в агресивных средах. -Пермь, 1990.-с. 8- 17.

44. Строительная климатология, СниП 23-01-99 (издание официальное). ГосСтрой России. - М; - 20021

45. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Н.А.Кузнецова и др. -М.'Энергия, 1973.-295 с.

46. Теплонасосные установки для отопления и горячего водоснабжения / Г. Хайнрих, X. Найорк, В. Нестлер; Пер. с нем. H.JI. Кораблевой, Е.Ш. Фельдмана; Под. Ред. Б.К. Явнеля. М.: Стойиздат, 1985. - 351 с.

47. Цой А. Д., Савинова Н.М. Энергетическая эффективность комбинированного источника теплоснабжения. // Цветная металлургия. 1990. - № 9.-с. 39-40.

48. Шубенко Шубин J1. А., Палагин А. А. Об автоматическом синтезировании оптимальных конструкций в турбостроении // Энергомашиностроение, .1970. -№4. - С.45-51.

49. Шубенко-Шубин Л. А., Палагин А. А. Цели и основные принципы автоматизации проектирования турбин. -Харьков: ИПМАШ, 1970. 40 с.

50. Литовский Е.И., Левин Л.А. Промышленные тепловые насосы. // М.: Энергоатомиздат, 1989. 128 с. .61. 50 MW heat-pump converted7/ Energy Rept. 1995. - 22, № 4. c.ll.

51. Bedeutung der Warmepumpe zur Minderung von CO2 Emissionen // TAB: Techn. Bau. 1991. - № 2. - c. 96.

52. Borrmann H. Funktion und Einsatz von Warmepumpen // Stadt und Gebaudetechn. 1991. - 45, № 4. - c. 166 - 167, 170.

53. Caira M., Caruso G., Ferroni I. Modello di simulazione di un impianto di riscaldamento a pompa di calore elioassistita. // Energy alternative THE. 1989. - 11,№ 61.-c. 320-328.

54. Chen Lingen, Ni Ning, Sun Fengrui, Wu Chih Performance of real regenerated air heat pumps // Int. J. Power and Energy Syst. 1999. - 19, № 3. - c. 231 -238.

55. Chen Lingen, Wu Chih, Sun Fengrui, Cao Shui Maximum profit performance of a three-heat-reservoir heat pump // Int. J. Energy Res. 1999. - 23, № 9.-c. 773-777.

56. El-Masri M. A. A Modified, high-efficiency Gas TurbiCycle // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. № 2. - p. 233 - 250.

57. El-Masri M. A. Gascan on Interactive Code for Thermal Analysis of Gos Turbine Systems // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. vol.110. - P. 201-207.

58. Enstrom H. Some experiences of Heat pumps in gestrict Heating networks // 16 th International Congress of Refrigeration Comm., E2, Paris, 1983.

59. Frangoupoulos Christos A. Thermo-economic functional analysis and optimization// Energy-1987.-Vol.l2.-№7- P.-563-571.

60. Frommann Achern 6 Internationale Warmepumpenkonferenz in Berlin: Welchen internationalen Stellenwert hat die Warmepumpentechnologie? // Versorgungstechn. 2000. -45, № 1. - c. 39 -42.

61. Funcke H., Schafler W. Betrachtungen zum Brennstoffwarmebedarf beim Warmepumppeneinsatz // Energietechnik. 1990. -40, № 4. - c. 140 - 143.

62. Granryd E. Energetische Betrachtungen zur Warmepumpen ■ technik // Ki Luft- und Kaltetechn. 1996. — 32, № 1. — c. 9 - 14.

63. Granryd E., Jonsson M.E. Heat pump and three important "E:s": Energy, environment and economy // Refrig., Clim. Contr. And Energy Conserv.: Proc. Meet. Commiss. E2, El, B1/B2, Melbourne, Febr. 11 14, 1996. - c. 13 -22.

64. Greyvenstein G. P., Meyer J. P. The cost-effectiveness of heat pumps in specific buildings // Int. J. Energy Res. 1993. - 17, № 7. - c. 633 - 646.

65. Groff G. Heat pumps in the USA 1950 1990 // Elektrowarme in Technischen Ausbau, elektrowarme international Edition, A 38, A 4/5, Juli/September, 1991.

66. Grovic V. Selection of optimal extraction pressure for steam from a condensation-expraction turbine // Energy.- 1990.- Vol 15. № 5. - p. 459 - 465.

67. Inventory warp will hurt heat pump // Air Cond., Heat. and Refrig. News. 1990. - 179, № 14. - c. 6 - 8.

68. Jelonnek K. Energiestapel und Erdreichabsorber als Energiequelle fur Warmepumpen // Jahrb. Wanneruckgewinn: Warmeruckgewinn und Warmepum-penanwend. Hochbau, Gewerbe und Ind. Essen, 1989. - c. 46 - 50.

69. Kenkare A.S. Computer programs for calculating coefficients of per-fomance of heat pumps // Clean and Safe Energy Forever: ISES Sol. World Congr., Kobe, Sept. 4 8, 1989. - 189. - c. 531.

70. Kohler. J.,.Antonetty E.,Keuper A. Programm zur detaillierten kal-temittel und luftseitigen Berechnug eines Lamellenrohrbundel-Verdampfers // Ki. Klima Kalte - Heiz. - 1991.-19, № 6. - c. 253 - 256.

71. Lazzfrin R. Pompe di calore e innovazione tecnologica glianni '80 // Cond. Aria riscaldamento refrig. 1990.-34, № 10. c. 1487 - 1499.

72. Mandl H., Obst G. Warmepumpenanlagen in EVN-Bereich-Mebergebnisse ind Betriebsdaten // OZE. -1991.-44, № 7. c. 247 - 254:

73. Mazurkiewicz Greg A. Heat pump business: Strong here, not here // Air Cond., Heat, and Refrig. News. 1997. - 200, № 14. - c.27.

74. Moses Scott A., Turner Wayne C. Keep things cool but do it without CFCs // Strateg. Plann. And Energy Manag. - 1989. - 9, № 1, c. 51 - 61.

75. Nahwarmekonzept mit Niedertemperatur-Heiztechnik fur grobere Wohnsiedlungen // HLH. 1992. - 43, № 10. - c. 562.

76. Pendyala V.R., Devotta S., Patwardhan V.S. Heat-pump-assisted dryer. Mathematical model. // Int. J. Energy Res. 1990. 14, № 5. c. 479 - 492.

77. Peyer Werner Warmpumpen auf dem Vormarsch // Techn. Rdsch. -1995. 87, № 4.-c. 30-34.

78. Pompy ciepline w Szwajcarii // Wiad. Elektrotechn. 2000. - 68, № 1.-C.49.

79. Powell P. Replacing R-12 is not a 'drop-in' task. I I Air Cond., Heat. andRefrig. News. -2001. -213, №2, c. 14- 18.

80. Putze A. Elektro-Grobwarmepumpen in Saarland mit mehr als 200 kW Heizeleistung// Jahrb. Warmeruckgewinn: Warmeruckgewinn und War-mepumpenanwend. Hochbau, Gewerbe und Ind. Essen, 1989. - c. 350 - 354.

81. Rousseau P.G., Greyvenstein G.P. Enhancing the impact of heat pump water heaters in the South African commercial sector. // Energy. 2000. - 25, №1. -c. 51 —71.

82. Spauschus Hans O. Refrerigerant mixtures challenges and opportunities. // ASHRAE Journal. - 1989. 31, № 11. - c. 38 - 41.

83. Stoecker W.F. Design of thermal systems.r New York a.o.: McGraw-Hill, 1971.-XI, 244 p., ill.

84. Tresch R. Warme aus der Limmat // ETA: Elektrowarme techn. Aus-sau. 1989. - 47, № 6. - c. 206 - 209.

85. Wunsch A. Warmepumpen: Der Markt ist in Bewegung // DE: Elek-tromeister + dtsch. Elektrohandwerk. 1997. - 72, № 7. - c. 590 - 596.