автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок

На правах рукописи / / __

СГ /

АЛБУЛ АНДРЕЙ ВЕЛИНИНОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРОГАЗОВЫХ И ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 ОКТ 2013

Иваново -2013

005533965

Работа выполнена на кафедре Экономики энергосбережения Открытого акционерного общества «Газпром промгаз», г. Москва

Научный руководитель: СУЛТАНГУЗИН Ильдар Айдарович

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: НАТАРЕЕВ Сергей Валентинович

доктор технических наук, профессор ФГБОУ ВПО «Ивановский государственный химико-технологический университет», профессор кафедры «Машины и аппараты химических производств»

КУЛАГИН Станислав Михайлович

кандидат технических наук, доцент ФГБОУ ВПО «Ивановский государственный политехнический университет», доцент кафедры «Теплогазоснабжение и вентиляция»

Ведущая организация: Закрытое акционерное общество

«ЗиО-КОТЭС», г. Новосибирск

Защита диссертации состоится «25» октября 2013 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 ФБГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, аудитория Б-237.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская 34, ученый совет ИГЭУ. Тел. (4932) 38-57-12, факс (4932) 38-57-01. E-mail: uch_sovet@ispu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФБГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». Автореферат размещен на сайте ИГЭУ mvw.isnu.ru.

Автореферат разослан «23» сентября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Шувалов Сергей Ильич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Эффективное использование топливно-энергетических ресурсов является условием устойчивого развития общества и повышения качества жизни людей.

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года сформированы новые ориентиры развития энергетического сектора российской экономики, наиболее важным из которых определен переход на инновационный путь развития. В числе требований стратегии - достижение российской экономикой уровня энергоемкости ВВП развитых стран со схожими климатическими условиями при постоянном снижении вредного воздействия на окружающую среду.

Главное отличие российской энергетики от энергетики, например, Канады или Скандинавии заключается в высокой степени износа основных фондов. Это является одной из основных причин того, что энергетическая составляющая себестоимости продукции в РФ значительно превышает аналогичные показатели развитых стран, что в свою очередь приводит к снижению ее конкурентоспособности и увеличению нагрузки на окружающую среду.

Важно отметить, что это имеет место при использовании наиболее удобного и экологически чистого топлива, каким является природный газ: в России на ТЭЦ и в котельных доля природного газа составляет 60-70%.

Все вышесказанное о техническом состоянии энергетики России полностью относится к промышленной теплоэнергетике. Кроме того положение ухудшается тем, что на реконструкцию и модернизацию промышленной теплоэнергетики необходимы значительные средства, но объемы выделяемых инвестиций чаще всего недостаточны в связи с непривлекательностью для инвесторов - требуются «длинные» деньги. Срабатывает «остаточный принцип» по отношению к тепловой энергии, выработанной комбинированным способом.

Учитывая опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования в России и за рубежом и результаты проведенного анализа, получено, что наиболее перспективным направлением является комбинированная выработка электроэнергии и тепла на основе газотурбинных, парогазовых и теплона-сосных установок.

В настоящей работе рассматривается сектор промышленной теплоэнергетики, в котором эксплуатируется парогазовые установки (ЛГУ), мощностью до 400 МВт и теплопроизводительностью до 220 Гкал/ч; три группы газотурбинных установок (ГТУ): мощностью более 110 МВт, 10-110 МВт, менее 10 МВт; теплонасосные установки (ТНУ) тепловой мощностью до 20 МВт в разрезе источников систем энергоснабжения ЖКХ городов и промышленных предприятий.

В качестве топлива в средне- и долгосрочной перспективе с учетом возрастающих требований к экологической защите природный газ останется основным ресурсом для промтеплоэнергетики. Потребление газа предприятиями электроэнергетики и коммунально-бытовыми хозяйствами составляет

около 170 млрд. куб. м в год (примерно 40% от всего потребления газа в России). Получение реальной экономии газа в условиях постоянного роста цен на газ является актуальной задачей снижения себестоимости конечной продукции.

Актуальность тем более возрастает с вступлением России во Всемирную торговую организацию, следствием которого является резкий рост конкуренции.

Целью работы является повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок.

Задачами работы являются:

• разработка схем интенсивного энергосбережения при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии, в тепловых технологических системах на основе газотурбинных, парогазовых и теплонасосных установок;

• обоснование выбора метода распределения топлива на комбинированную выработку во избежание «перекрестного субсидирования»;

• разработка подхода к выбору газотурбинного оборудования.

Научная новизна

1. Для источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии систем энергоснабжения городов и промышленных предприятий впервые систематизирована и обработана информация обо всем предложенном на текущий момент газотурбинном оборудовании, выявлены основные тенденции его развития, на основе чего получены термодинамические критерии выбора данного оборудования.

2. Предложен способ максимально полного использования природного газа с получением электроэнергии, тепла и конденсата в парогазовой установке путем ее сочетания с теплонасосной установкой на уходящих газах.

3. Впервые разработан способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для различных источников энергоснабжения, учитывающий термодинамические, экономические и технические критерии.

Практическая ценность

1. Предлагаемый в работе подход к выбору газотурбинного оборудования целесообразно применять при принятии решения о строительстве того или иного источника энергоснабжения.

2. Разработана энергоэффективная схема на основе ПГУ и ТНУ, позволяющая увеличить отпуск тепловой энергии от ПГУ-ТЭЦ на 8% и получить конденсат водяных паров, содержащихся в уходящих газах ПГУ, для подпитки тепловых сетей и прочих нужд.

3. Разработана схема выработки тепловой энергии на основе ТНУ с газотурбинным приводом и водогрейным котлом-утилизатором, которая позволяет получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с существующими водогрейными котельными при том же расходе газа.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены применением положительно зарекомендовавших себя методик расчетов теплоэнергетических агрегатов, применением метода анализа иерархий и достоверных справочных данных, сравнением результатов с данными других авторов, а также данными, полученными при проведении энергоаудита тепловых электростанций и газоперерабатывающих комплексов.

Ли чное участие

Основные результаты получены лично автором под руководством д.т.н., проф. Султангузина И.А.

Обоснование соответствия диссертации паспорту научной специальности 05.14.04 - «Промышленная теплоэнергетика»

Пункты 1, 3 научной новизны соответствуют пункту 1 паспорта специальности - «Разработка научных основ сбережения энергетических ресурсов в промышленных теплоэнергетических устройствах и использующих тепло системах и установках», пункт 2 научной новизны соответствует пункту 4 паспорта - «Разработка новых конструкций теплопередающих и теплоис-пользующих установок, обладающих улучшенными эксплуатационными и технико-экономическими характеристиками».

Апробация работы

Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались на:

- 16, 17, 18, 19 Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (НИУ МЭИ, Москва, 2010 -2013г.);

- 8th Minsk International Seminar «Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources» (Институт тепло- и массообмена им. А.А. Лыкова Национальной Академии Наук Белоруссии, Минск, 2011 г.);

- VI Международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (НИУ МЭИ, Москва, 2012 г.);

- IV Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ», Москва, 2012 г.);

- III Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (РОО «Ученый совет Ямало-Ненецкого Автономного округа», Новый Уренгой, 2012 г.).

Публикации

Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 17 статьях, тезисах и докладах, в т.ч. 4 в журналах, аттестованных ВАК.

Структура и объем работы

Диссертация изложена на 179 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 57 рисунков и 31 таблицу, 5 приложений, список использованных источников содержит 142 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулирована цель и задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность, дана общая характеристика работы.

В первой главе приведен обзор литературы по теме диссертации, основной задачей которого являлся анализ современного состояния промышленной теплоэнергетики в части комбинированного производства тепловой и электрической энергии, особенностей использования тепловых насосов при генерации энергии в России и за рубежом, а также анализ проблем, препятствующих распространению комбинированной выработки.

Эффективность парогазовых установок рассматривается, в основном, с точки зрения генерации электроэнергии. Повышение эффективности ПГУ сводится зачастую к увеличению температуры перед газовой турбиной, однако рост температуры ограничен - следовательно, рассматриваются способы отпуска дополнительного количества тепла от ПГУ, которые не уменьшали бы ее эффективность.

Зачастую оценка эффективности когенерации на ПГУ отходит на второй план, что недопустимо в условиях прогнозируемого роста теплопотребления. Одной из основных причин этого является проблема корректного распределения затрат топлива между тепловой и электрической энергией. Большинство предлагаемых методов, как правило, распределяет эффект от комбинированной выработки в пользу электроэнергии или тепла. Ситуацию «перекрестное субсидирование» необходимо избегать и определить метод, по которому топливо распределялось бы максимально обоснованно и без перекосов в ту или иную сторону.

Далее рассматривается вопрос энергоснабжения промышленных предприятий, имеющих высокое потребление электроэнергии и теплоты и, как следствие, большие, постоянно возрастающие, затраты на их приобретение. В данных условиях оправданным становится создание собственного источника энергии на основе современных газовых турбин, которые бы могли использовать сравнительно недорогой природный газ для генерации тепловой и электрической энергии.

Также рассматривается вопрос теплоснабжения с использованием высокотемпературных тепловых насосов с газовым приводом, использующих экологичные хладагенты, анализируется зарубежный опыт в данной области.

Проведен анализ зарубежной и отечественной литературы, в частности, трудов Александрова A.A., Андрющенко А.И., Бродянского В.М., Бурова В .Д., Мошкарина A.B., Накорякова В.Е., Соколова Е.Я., Фаворского О.Н., Цанева C.B., Шпильрайна Э.Э. и др. На основе проанализированной информации из отечественной и зарубежной литературы в конце главы сформулированы задачи дальнейшего исследования.

Вторая глава посвящена анализу перспектив использования ГТУ мощностью более 110 МВт при работе в комбинированном режиме, а также анализу балансов потребления и выработки тепловой и электрической энергии на Краснодарской ТЭЦ и определению путей повышения их эффективности.

Был проведен анализ характеристик 20 существующих ГТУ мощностью более 110 МВт с оценкой перспективы их развития. Расчеты показали, что повышение температуры на входе в газовую турбину до 1700 °С в перспективе приведет к росту КИТ ПГУ по выработке электроэнергии до 6265%. Характерно, что получены сравнительно невысокие значения степени сжатия - 18-25 (давление 1,8-2,5 МПа) и высокие значения температуры уходящих газов — порядка 600 °С.

Предлагается использование следующего подхода при выборе оборудования для ПГУ-ТЭЦ: температура перед газовой турбиной не менее 1500 "С, за турбиной более 600 °С, давление в диапазоне 1,8 - 2,3 МПа, что обеспечит наиболее высокие показатели эффективности работы установки с электрическим КПД ГТУ на уровне 40-42%.

На основании данных, полученных в результате энергетического аудита Краснодарской ТЭЦ, построен и проанализирован топливно-энергетический баланс станции. На основе данного анализа предлагается использование ПГУ-ТЭЦ, вырабатывающей электроэнергию и тепло. По результатам расчетов построен годовой топливно-энергетический баланс Краснодарской ТЭЦ с ПГУ (рис. 1), а также проведена оценка экологической выгоды от строительства данной установки.

Проведен эксергетический анализ альтернативных вариантов производства того же количества электроэнергии и теплоты, что и на ПГУ-ТЭЦ: рассмотрены выработка на паротурбинной установке (130 ата) и раздельная выработка на конденсационной паровой турбине и котельной.

КИТ ПГУ в зимний период определяется по формуле:

щу = iW + iW + q = 303'9+а]1л2-6 + 255.100% = 79,50/0 (1) '/тэ+ээ QT 844,7

где Nnv - мощность ГТУ, МВт;

Nmy - мощность ПТУ, МВт;

Q - тепловая мощность теплофикационный отборов ПТУ, МВт;

QT - затраченная энергия топлива, МВт.

Выработка ЭЭ - 7291 тыс.МВт'ч Выработка ТЭ -1099 тыс.Гкал Потребление топлива - 2263 тыс. m у.т. 1864 шшмЗ 2262

ЦТП - центр, тепловой пункт

К - компрессор

КС - камора сгорания

ГТ - газовая турбина

СН - собств. нужды

ГВС - горячее оодоснаб.

Все потоки: в тыс. т у.т.

Рис. 1. Топливно-энергетический баланс Краснодарской ТЭЦ с ПГУ

Эксергетический КПД для сжигания топлива на ТЭС и котельных определяется следующим образом (на примере рассматриваемой ПГУ-ТЭЦ):

Ле =

££ПР. N + Q- ге 416,5 + 255-0,307

Т.Е.

'затр.

ZE,

затр.

844,7

100% = 58,61%

(2)

где £Епр - сумма произведенной эксергии, МВт;

ЕЕзатр - сумма затраченной эксергии, МВт, в случае сжигания природного газа может быть принята его химической эксергии - теплоте сгорания;

N - электрическая мощность ПГУ, МВт;

те - эксергетическая температурная функция, определяемая по формуле:

И'-тН1-!)-0'307' (3)

где Тос и Т - температура окружающей среды и отпускаемой тепловой энергии соответственно, К.

Результаты расчета приведены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты сравнения различных способов производства __тепловой и электрической энергии

№ п/п Параметр Размерность ПГУ-ТЭЦ ПТУ-ТЭЦ Раздельно

1 Отпуск тепла Гкал/мес 163680

2 Зыработка электроэнергии в месяц тыс. кВт ч 309876

3 Суммарная электрическая мощность МВт 416,5

4 Суммарная теплопроизводительность Гкал/ч 220

5 Количество топлива ту.т. 79837 126596 135344

6 Перерасход топлива % 0 58,6 69,5

7 Эксергетический КПД установки % 58,61 40,50 33,44

Установлено, что перерасход топлива по сравнению с ПГУ-ТЭЦ в варианте с ПТУ-ТЭЦ достигает 59%, а в случае с раздельной выработкой -69%. Также определено, что эксергетический КПД ПГУ-ТЭЦ превышает аналогичный показатель ПТУ-ТЭЦ и раздельной выработки на 18% и на 25%, соответственно, что подтверждает целесообразность использования ПГУ в режиме комбинированной выработки.

Далее рассматривается вопрос об отпуске дополнительного количества теплоты от ПГУ-ТЭЦ. Таким решением является тепловой насос на уходящих газах парогазовых установок, который обеспечивает также конденсацию водяных паров из уходящих газов установок. Данная схема (рис. 2) позволяет обеспечивать дополнительный отпуск теплоты без изменения режима работы ПГУ. При этом также достигается получение конденсата при охлаждении дымовых газов до точки росы, соответствующей избытку воздуха, - в данном случае 40 - 45 °С.

КИТ ПГУ и теплонасосной установки определяется по формуле:

„ПГУ+ТНУ _

?7тэ+ээ —

ЛГгту + Мпту + <2 + Отну

(+ (ЗтТНУ

(4)

416,5 + 255 + 20

= -7ГГ7~^—тт;--100% = 80'9%

844,7 + 10

где <3тну - тепловая мощность ТНУ, МВт;

(Зттну - затраты топлива на привод ТНУ, МВт.

Таким образом, повышение КПИТ ПГУ составит:

ЛЧ = - %П£ээ - 80-9 - 79,5 = 1,4%

Далее в главе проводится анализ факторов, затрудняющих более широкое применение комбинированной выработки тепловой и электрической энергии в пользу раздельного их производства. Определено, что основным сдерживающим фактором является проблема распределения затрат топлива между производимыми видами энергии. Проведен анализ основных предлагаемых за рубежом и в России методов.

получением конденсата

Наименьшая себестоимость электроэнергии на ЛГУ получается при физическом методе распределения затрат, что достигается переносом большей части затрат топлива на себестоимость ТЭ (рис. 3). Как следствие, появляется «перекрестное субсидирование» электроэнергии за счет тепловой, что недопустимо и должно избегаться.

При эксергетическом и пропорциональном методе распределения затрат себестоимость электроэнергии на ПГУ выше на 25 и 20%, а тепловой энергии - ниже на 48 и 59%, соответственно, чем этот же показатель при физическом методе.

Пропорциональный метод (метод ОРГРЭС) не отражает эксергетическую ценность тепловой энергии, а лишь условно перераспределяет выгоду от комбинированной выработки между электроэнергией и теплом.

Метод «КПД отбора» не может быть рекомендован к применению, т.к. при его использовании также появляется «перекрестное субсидирование», но уже в пользу тепловой энергии, что также недопустимо.

Эксергетический метод учитывает ценность данных видов энергии, а поэтому может считаться одновременно оправданным и с точки зрения термодинамики, и с точки зрения экономики.

Себестоимость ЭЭ, коп/кВт-ч 2,66

3 1 1/53 1,75 1 2,28 2,32 | 2,43 2,48

1 0 1,22 В РК 111

/ у о<

1149 Себестоимость ТЭ, руб./Гкал 1149 Ю75 1149

800 400 ' 678 1 ш

1 1 54г ! ........... 430 И

1 ! В И» 1 Н

'У/ С /4 О /

Рис. 3. Себестоимость электрической (а) и тепловой (б) энергии при различных способах выработки

В третьей главе рассмотрен вопрос эффективности энергоснабжения промышленного предприятия на примере газоперерабатывающего комплекса (ГПК), состоящего из газоперерабатывающего завода (ГПЗ) и гелиевого завода (ГЗ).

Был проведен анализ характеристик около 130 существующих ГТУ мощностью 10-110 МВт с оценкой перспективы их развития. Расчеты КИТ ГТУ в зависимости от температуры продуктов сгорания на входе газовой турбины показали, что повышение степени сжатия до 42 в перспективе приведет к росту КИТ ГТУ по выработке электроэнергии выше 45%. Характерно, что при данной степени сжатия получены сравнительно невысокие температуры перед и за турбиной (около 1300 и 420 °С, соответственно).

Таким образом, предлагается использование следующего подхода при выборе соответствующего оборудования для ГТУ-ТЭЦ: температура перед турбиной Тгт я 1300 °С, за турбиной - Тзгт < 420 °С при давлении р = 3,5-4,5 МПа.

Для определения путей повышения эффективности энергоснабжения ГПК на основе полученных в результате проведения энергетического аудита данных построен его топливно-энергетический баланс (ТЭБ). Анализ ТЭБ показал, что большая часть электрической и тепловой энергии ГПК покрывается за счет сторонней ТЭЦ, работающей на топливном и товарном газе ГПЗ и ГЗ.

Основным энергоресурсом для ГПЗ является пар на установки очистки газов от серы - 76% от всего количества тепловой энергии. 63% тепловой

нагрузки ГШ покрывается от сторонней ТЭЦ и 37% от собственных ВЭР. Для ГЗ основным энергоресурсом является электроэнергия. Рассмотрены два варианта энергоснабжения ГПК - ГТУ-ТЭЦ и ПТУ-ТЭЦ.

В качестве оборудования для ПГУ-ТЭЦ выбраны две ГТУ ГТД-110 производства НПО «Сатурн», котел-утилизатор П-88 производства ОАО «ЗиО», паровая турбина Р-20-76/7 производства ЗАО «УТЗ». Электрическая мощность ПГУ - 130 МВт, тепловая мощность - 120-155 МВт.

Вариант с ГТУ-ТЭЦ предполагает покрытие электрической нагрузки ГПК за счет ГТУ, а тепловой энергии за счет выработки пара в котле-утилизаторе давлением 12 бар и температурой 250 °С. В качестве газовой турбины выбрана LMS100PB производства General Electric мощностью 100 МВт с КИТ на производство электроэнергии в 44%.

Результаты расчетов показателей эффективности, произведенные по формулам (1) - (3), для двух вариантов представлены в таблице 2.

Таблица 2

_Результаты расчетов

Вариант кит, % КПДээ, % КПДэкс., %

ПГУ-ТЭЦ 80,6 42,0 59,0

ГТУ-ТЭЦ 84,0 44,0 62,0

Установлено, что КИТ по выработке электроэнергии для ГТУ ЬМвЮОРВ больше аналогичного показателя для ПГУ-ТЭЦ на основе газовой турбины ГТД-110. Это объясняется большой степенью сжатия в турбине ЬМБЮОРВ (42:1) и низкой температурой уходящих газов - около 420 "С, а также применением схемы с промежуточным охлаждением. Такая температура уходящих газов недостаточна для создания парогазового цикла, однако может быть использована для получения пара или горячей воды. В таком случае КИТ по электроэнергии и теплу ГТУ на основе ЬМЭЮОРВ может достигать 84%.

Срок окупаемости обоих проектов - 2,5-3 года в зависимости от числа часов использования. Стоимость покупных электроэнергии и тепла в 3-5 раз превышает себестоимость собственных энергоресурсов, вырабатываемых на собственной ГТУ или ПГУ-ТЭЦ, однако капитальные затраты на ПГУ-ТЭЦ значительно превышают затраты на ГТУ-ТЭЦ.

Таким образом, на примере ГПК определено, что энергоснабжение промышленных предприятий целесообразно осуществлять с помощью ГТУ-ТЭЦ, имеющих высокую степень сжатия (не менее 40), а также сравнительно низкие температуры перед и за турбиной — примерно 1300 °С и менее 420 С, соответственно.

На данном примере показан частный случай применения разработанного способа выбора источника энергоснабжения, основанного на методе анализа иерархий (рис. 4), подтверждающий целесообразность выбора ГТУ.

Метод является систематической процедурой анализа проблемы принятия решений, которая состоит в итеративной декомпозиции и

обработке суждений эксперта, группы экспертов, лица принимающего решения по парным сравнениям, выраженным в специальных шкалах.

Суждения эксперта сводятся в логическую схему определения приоритетов вариантов решений (альтернатив), которая имеет вид «доминантной иерархии». Иерархия разделяется на уровни. Каждый уровень содержит несколько элементов одного типа - действующих сил (акторов), целей, критериев, вариантов и т.п., которые не связаны между собой, но взаимодействуют со всеми элементами предшествующего и последующего уровней и обладают определенным экспертом весом.

Результатами анализа иерархии являются численные оценки взаимовлияния элементов: акторов, целей, критериев, наблюдений и т.п. Метод анализа иерархий включает процедуры синтеза множественных суждений, получения приоритетов критериев, оценки альтернатив в шкалах отношений и выявления логической согласованности суждений.

Таким образом, применение данного способа, основанного на методе анализа иерархий, возможно как для выбора конкретного газотурбинного оборудования, так и для выбора вида источника энергоснабжения.

Вьшор источники чнеун-стт-.кення ГНК ~ ^ 100

I • omi.JMH.IM М'кчкне 1 ('ПН'ДПМ.....

33

ПИ

П1

Экономические критерии

45

1

т, .41

7 -

чдц

19

' ИМ- >11.

Технические критерии

22

"Д

12

Надеж ность

ВНД

1-1

Сложность схемы

ГВХ

ПГУ-ТЭЦ -10

ГТУ-ТЧЦ

_

тО[кж. поставщик. 11

Рис. 4 - Выбор источника энергоснабжения промышленного предприятия КИТ - коэффициент использования топлива, КПДэкс - эксергетический КПД, Твх - температура на входе в газовую турбину (ГТ), Твых - температура на выходе из ГТ, ЧДД -чистый дисконтированный доход, ИД - индекс доходности, ВНД - внутренняя норма доходности, ГВХ - габаритно-весовые характеристики

В четвертой главе рассмотрен вопрос теплоснабжения района города на основе высокотемпературных тепловых насосов с газовым приводом,

использующих экологичные хладагенты с минимальным воздействием на глобальное потепление.

На основании проведенных расчетов средних значений КИТ по выработке электроэнергии для существующих газотурбинных установок (обработаны данные около 90 ГТУ) мощностью до 10 МВт получено, что КИТ для них существенно (на 5-10%) ниже, чем для ГТУ больших мощностей.

Проведен анализ данных различных источников по эффективности работы ТНУ. Установлено, что в расчетах коэффициент трансформации теплоты ТНУ, как правило, принимается на уровне 3-х, хотя во многих установках, используемых за рубежом, этот показатель достигает 4-5. Определено, что особое место в системах теплоснабжения крупных городов могут занимать высокотемпературные (до 90°С) тепловые насосы большой мощности (до 30 МВт). Для них в качестве источников тепла могут быть использованы сточные воды, либо обратная сетевая вода ТЭЦ, что позволяет иметь повышенный коэффициент трансформации тепла до 4-5.

За рубежом для ТНУ большой мощности используется электропривод с регулированием тепловой производительности направляющими лопатками ступеней центробежного компрессора. Показано, что в условиях России перспективным может стать газовый привод с утилизацией тепла уходящих газов по причине сравнительно низкой стоимости природного газа.

Установлено, что для привода компрессоров ТНУ теплопроизводительностью более 10 Гкал/ч нецелесообразно применение газопоршневого привода из-за резкого роста его металлоемкости и цены. Для таких установок целесообразным является применение газотурбинного привода мощностью 3-10 МВт. В качестве привода теплового насоса предлагается использовать ГТУ с низкой температурой на входе в турбину (920-950 °С), невысокой степенью повышения давления (менее 10) и высокой степенью регенерации тепла дымовых газов на подогрев воздуха горения (8590%). При таком сочетании характеристик ГТУ достигаются высокие значения КПД - до 40%.

На рис. 5 приведено сравнение вариантов производства тепла в котлах и тепловых насосах в расчете на 1 т у.т. природного газа с использованием различных видов привода компрессоров.

Коэффициент использования первичного топлива к-т для тепловых насосов на примере привода с газовым двигателем определяется по формуле:

Л™ = Чда-Лт + (1-Чда)-аут = 0,4-3,33 + (1 -0.4)-0,46 = 1.607 (5)

где ?7д„ - КПД приводного двигателя теплового насоса,

коэффициент трансформации тепла теплового насоса, определяемый по формуле:

Отну 10 (6)

1гт ы 3 л,«

где ()ту ~ мощность теплового насоса;

N — приводная мощность двигателя теплового насоса;

аут _ доля утилизируемой теплоты уходящих газов и системы охлаждения двигателя, определяемая по формуле:

— ■ Ср • (10 — —-1,37-(260 - 120)

аут — ■

_ 1.2

<2пг " (1 - *7дв)

8 ■ (1 - 0,4)

■ = 0,46

(7)

где <ЗпГ- подведенная энергия, МВт;

Оуг -расход уходящих газов, кг/с;

Ср- средняя теплоемкость уходящих газов, кДж/(кг-К);

^ - температура уходящих газов на входе в утилизатор, °С;

I, - температура уходящих газов на выходе из утилизатора, °С.

Согласно рис. 5, наиболее эффективным способом получения тепла из 1 т у.т. является парокомпрессионный тепловой насос с газотурбинным приводом, который по сравнению с газовым котлом вырабатывает в 1,87 раза больше тепловой энергии при одинаковом потреблении топлива.

Экономия природного газа от замены газовых котлов на тепловые насосы может составить от 20 до 30 млрд. м3 в год или от 23 до 35 млн. т у.т. Базовая и полубазовая тепловая нагрузка должна покрываться от ТЭЦ и ТНУ.

Рассмотрен вопрос использования новых экологичных хладагентов (с минимальным воздействием на парниковый эффект) в существующих ТНУ. Установлено, что для замены хладагента Я-134а могут применяться экологичные хладагенты в виде фтористых пропиленов.

Рекомендуется в первую очередь 11-124321:, т.к. данный хладагент обладает наибольшей тепловой мощностью конденсатора и близкий к Я-134а коэффициент трансформации.

1,8

1,6

н >- 1,4

>-

<и X 1,2

го 36 1

сг 0.8

о

о 0,6

о.

X т 0,4

0,2

0

0,37

1,09

0,86

1,47

1,52

1,607

1,45

Природный Электрокотел Газовый котел ПТН с ЭП ТЭС ПТН с ЭП ПТН с

газ КПД=37% ПГУКПД=50% газовым

приводом

ПТН с ГТУ АТН с газовым приводом нагревом

Рис. 5. Сравнение вариантов производства тепла в котлах и тепловых насосах

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Установлено, что для определения расхода топлива на тепловую и электрическую энергию, вырабатываемых на ПТУ, должен применяться эксерге-тический метод, как наиболее термодинамически обоснованный и позволяющий избежать «перекрестного субсидирования».

Для максимально полного использования природного газа разработана схема комбинированной выработки электроэнергии, тепла и получения конденсата из уходящих газов с использованием парогазовых и теплонасосных установок, которая позволит увеличить отпуск теплоты от ПГУ-ТЭЦ до 8%.

Предложены критерии, которые впервые позволили разработать единый способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для достижения максимально возможного энергосберегающего эффекта в системах энергоснабжения промышленных предприятий и ЖКХ.

Установлено, что в качестве замены существующим котельным при работе в базовом и полубазовом режиме могут быть использованы высокотемпературные тепловые насосы теплопроизводительностью более 10 Гкал/ч с газотурбинным приводом компрессора ТНУ вместо электрического, которые позволяют получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с газовыми водогрейными котлами.

Разработана схема источника теплоснабжения на основе тепловых насосов, использующих экологичные хладагенты (основной рекомендуемый хладагент - R-1243zf) с минимальным воздействием на глобальное потепление.

Установлено, что максимальный КПД ГТУ на уровне 40-45% достигается для разных областей применения разными техническими решениями путем максимально возможного:

• увеличения температуры газов (более 1500 °С) перед газовой турбиной большой мощности для крупных городских ПГУ-ТЭЦ;

• увеличения давления (более 4 МПа) перед газовой турбиной средней мощности для ГТУ-ТЭЦ промышленных предприятий;

• увеличения степени регенерации тепла дымовых газов (до 80 - 90%) на подогрев воздуха горения для газотурбинного привода (относительно небольшой мощности) крупных тепловых насосов.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

По перечню рецензируемых изданий ВАК

1. Султангузин И.А., Потапова A.A., Говорин A.B., Албул A.B. Анализ энергетической эффективности использования природного газа для систем теплоснабжения с тепловыми насосами. // Наука и техника в газовой промышленности. -2011. -№ 1.-С. 112-116.

2. Султангузин И.А., Албул A.B., Шомова Т.П., Шомов П.А. Энергоснабжение газоперерабатывающих заводов на основе газовых турбин и тепловых

насосов. // Наука и техника в газовой промышленности. - № 3. - 2012. - С. 96-101.

3. Султангузин И.А., Замерград В.Э., Карасевич В.А., Албул А.В., Федю-хин А.В. Оптимизация использования природного газа и возобновляемых источников энергии в энергетических компаниях. // Наука и техника в газовой промышленности. - № 1. — 2013. - С. 63-76.

4. Султангузин И.А., Албул А.В., Потапова А.А., Шомова Т.П., Шомов П.А. Прогнозирование термодинамических свойств новых хладагентов для тепловых насосов. // Наука и техника в газовой промышленности. ■ № 2. -2013.-С. 44-51.

Публикации в других изданиях

1. Албул А.В., Султангузин И.А. Повышение энергетической эффективности парогазовой установки на основе получения конденсата из уходящих газов // 17-ая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Москва, 24 -25 февраля 2011: Тез. докл. В 3-х т. - М.: Издательский дом МЭИ, 2011. Т. 2. -С. 547-548.

2. Султангузин И.А., Шомова Т.П., Шомов П.А., Албул А.В. Производство электрической и тепловой энергии в ПГУ-ТЭЦ и применение тепловых насосов на газоперерабатывающих заводах// Вторая Всероссийская научно-практическая конференция «Повышение надежности и эффективности электрических станций и энергетических систем», Москва, 4-6 июня 2012 г. Издательский дом МЭИ, М. 2012: Труды - С. 401 - 404.

3. Шомова Т.П., Рамазанов Н.С, Албул А.В., Султангузин И.А., Шомов П.А Разработка энергосберегающих технологий на основе парогазовых установок и тепловых насосов для газоперерабатывающего комплекса// Шестая международная школа-семинар молодых ученых и специалистов «Энергосбережение. Теория и практика». МЭИ, М. - 2012 г., с. 25-31.

4. Султангузин И.А., Албул А.В., Потапова А.А., Говорин А.В. Тепловые насосы для Российских городов // Энергосбережение. - 2011. - № 1. -С. 22-26.

5. Sultanguzin I.A., Potapova А.А., Govorin A.V., Albul A.V. Comparison of high temperature heat pumps on 4-th generation refrigerants // VIII Minsk International Seminar "Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources", Minsk, Belarus, 12-15 September, 2011, Vol. l.-P. 225-230.

6. Shomov P.A., Gyulmaliev A.M., Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova A.A. Prediction of physical and chemical parameters of fluoropropylene as potential refrigerants for heat pumps // VIII Minsk International Seminar "Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources", Minsk, Belarus, 12-15 September, 2011, Vol. 2.-P. 196-202.

7. Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova A.A. Plotting of P-H and T-S diagrams of fluoropropylenes // VIII Minsk International Seminar "Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources", Minsk, Belarus, 12-15 September, 2011, Vol. 2.-P. 209-214.

8. Албул A.B., Султангузин И.А. Производство и применение экологичных хладагентов нового поколения // IX Всероссийская научно-техническая конференция "Актуальные проблемы нефтегазового комплекса России». Москва, 30.01-01.02.2012, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012: Тезисы докладов, с.76-77.

9. Албул A.B., Султангузин И.А. P-h и T-S диаграммы фтористых пропи-ленов// 18-я ежегодная международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, Москва,1-2 марта 2012 г.: Тезисы докладов. М.: Издательский дом МЭИ, 2012, т.З - с. 288-289.

10. Албул A.B. Экологичные хладагенты нового поколения и возможность их производства в газовой отрасли// Ш-я Научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли». Новый Уренгой, Тезисы доклада 23-24 марта 2012 г.

11. Албул A.B. Экологичные хладагенты для систем кондиционирования, холодоснабжения, тепловых насосов и возможность их производства в газовой отрасли// IV Научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в в газовой отрасли: опыт и преемственность». Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 18-19 октября 2012 г. Тезисы докладов. М., ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ, 2012: - С.84.

12. Потапова A.A., Шомова Т.П., Султангузин И.А., Албул A.B. Сравнение энергетической эффективности тепловых насосов при работе на хладагентах 3-го и 4-го поколений // Шестая международная школа-семинар молодых ученых и специалистов «Энергосбережение. Теория и практика». МЭИ, М. -2012 г., с. 267-271.

АЛБУЛ АНДРЕЙ ВЕЛИНИНОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРОГАЗОВЫХ И ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 16.09,2013 Печать трафаретная Заказ № 8737 Тираж: 100 экз. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Открытое акционерное общество «ГАЗПРОМ ПРОМГАЗ»

На правах рукописи

04201362126

АЛБУЛ Андрей Велининович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРОГАЗОВЫХ И ТЕПЛОНАСОСНЫХ

УСТАНОВОК

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук профессор И.А. Султангузин

Москва-2013

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................5

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ..........................10

1.1 Современное состояние энергетики................................................................10

1.2 Повышение эффективности использования природного газа......................14

1.2.1 Тепловые электрические станции.......................................................14

1.2.2 Источники энергоснабжения промышленных предприятий............19

1.2.3 Источники теплоснабжения районов городов...................................19

1.3 Экологические аспекты эффективного использования природного газа....27

1.4 Экономические аспекты комбинированной выработки тепловой и электрической энергии......................................................................................33

1.5 Способ многокритериального выбора источника энергоснабжения...........34

1.5.1 Описание метода анализа иерархий....................................................35

1.5.2 Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения...................................................................................38

1.6 Постановка задачи.............................................................................................39

2 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ БОЛЕЕ 110 МВТ.....................................................................................................................40

2.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью более 110 МВт.....................................................................................................................40

2.2 Анализ эффективности работы ПГУ-ТЭЦ......................................................47

2.2.1 Описание станции до реконструкции.................................................47

2.2.2 Основные технические и энергетические характеристики ПГУ-ТЭЦ.........................................................................................................48

2.3 Применение ТНУ на ПГУ-ТЭЦ.......................................................................57

2.3.1 Конденсация водяных паров из уходящих газов ГТУ и ПГУ..........57

2.3.2 Разработка схемы утилизации уходящих газов ПГУ с помощью ТНУ иУКДГ..........................................................................................59

2.4 Сравнение энергетической, экономической и экологической эффективности вариантов расширения ТЭЦ..................................................63

2.4.1 Сравнение затрат топлива при раздельной выработке тепловой и электрической энергии, на ПТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ...........................63

2.4.2 Определение себестоимости электроэнергии и тепла.......................69

2.4.3 Оценка экологической эффективности расширения ТЭЦ................82

2.5 Применение метода анализа иерархий для выбора газотурбинного оборудования для ПГУ-ТЭЦ............................................................................87

2.6 Выводы по главе................................................................................................91

3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ИСТОЧНИКАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ 10-110 МВТ...........................................................................92

3.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью 10 - 110 МВт.....................................................................................................................92

3.2 Энергоснабжение газоперерабатывающих комплексов................................99

3.2.1 Анализ топливно-энергетического баланса ГПК.............................100

3.2.2 ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ для производства электрической и тепловой энергии на ГПК...................................................................103

3.3 Оценка экономической эффективности........................................................107

3.4 Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения промышленного предприятия.........................................111

3.5 Выводы по главе..............................................................................................114

4 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТНУ И ГТУ МОЩНОСТЬЮ МЕНЕЕ 10 МВТ...........................115

4.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью менее 10 МВт...................................................................................................................115

4.2 Высокотемпературные ТНУ для систем теплоснабжения городов...........118

4.2.1 Актуальность экономии природного газа для систем теплоснабжения...................................................................................118

4.2.2 Использование высокотемпературных ТНУ....................................119

4.2.3 Особенности использования ТНУ в отечественных системах теплоснабжения...................................................................................121

4.2.4 Использование ГТУ в качестве привода компрессора ТНУ...........122

4.3 Энергетическая и экологическая эффективность использования природного газа в системах теплоснабжения с тепловыми насосами.......123

4.3.1 Сопоставление котлов и тепловых насосов по потреблению природного газа...................................................................................123

4.3.2 Оценка энергетической эффективности тепловых насосов............124

4.4 Схема теплоснабжения на основе ТНУ с газотурбинным приводом........130

4.5 Применение метода анализа иерархий для выбора приводной газотурбинной установки...............................................................................132

4.6 Применение экологичных хладагентов в ТНУ.............................................135

4.7 Выводы по главе..............................................................................................141

ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................................................................................142

ЛИТЕРАТУРА.........................................................................................................144

Приложение 1. Перечень газовых турбин мощностью более 100 МВт.............159

Приложение 2. Перечень газовых турбин мощностью 10-110 МВт..................160

Приложение 3. Перечень газовых турбин мощностью до 10 МВт....................164

Приложение 4. Перечень котлов-утилизаторов для ПГУ...................................167

Приложение 5. Перечень паровых турбин для ПГУ............................................172

ВВЕДЕНИЕ

Эффективное использование топливно-энергетических ресурсов является условием устойчивого развития общества и повышения качества жизни людей.

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] сформированы новые ориентиры развития энергетического сектора российской экономики, наиболее важным из которых определен переход на инновационный путь развития.

В числе требований Стратегии - достижение российской экономикой уровня энергоемкости ВВП развитых стран со схожими климатическими условиями, и, что важно, при постоянном снижении вредного воздействия на окружающую среду.

Главное отличие российской энергетики от энергетики, например, Канады или Скандинавии заключается в высокой степени износа основных фондов.

Это является основной причиной того, что энергетическая составляющая себестоимости продукции в РФ значительно превышает аналогичные показатели развитых стран, что в свою очередь приводит к снижению ее конкурентоспособности и увеличению нагрузки на окружающую среду.

Важно отметить, что это имеет место при использовании наиболее удобного и экологически чистого топлива, каким является природный газ -в России на ТЭЦ и в котельных доля природного газа составляет 60-70%.

В настоящей работе рассматривается сектор промышленной теплоэнергетики, в котором эксплуатируется парогазовые установки, мощностью до 400 МВт и теплопроизводительностью до 220 Гкал/ч; три группы газотурбинных установок: мощностью более 110 МВт, 10-110 МВт, менее 10 МВт; теплонасосные установки тепловой мощностью до 20 МВт в разрезе

источников систем энергоснабжения ЖКХ городов и промышленных предприятий.

Все вышесказанное о техническом состоянии энергетики России полностью относится к промышленной теплоэнергетике.

Кроме того положение ухудшается тем, что на реконструкцию и модернизацию промышленной теплоэнергетики необходимы значительные средства, но объемы выделяемых инвестиций чаще всего недостаточны в связи с непривлекательностью для инвесторов - требуются «длинные» деньги. Срабатывает «остаточный принцип» по отношению к тепловой энергии, выработанной комбинированным способом.

Учитывая опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования в России и за рубежом и результаты проведенного анализа, получено, что наиболее перспективным направлением является комбинированная выработка электроэнергии и тепла на основе газотурбинных, в том числе парогазовых, и теплонасосных установок.

В качестве топлива в средне- и долгосрочной перспективе с учетом возрастающих требований к экологической защите природный газ останется основным ресурсом для промтеплоэнергетики.

Автор выражает благодарность директору ООО НТЦ «Промышленная энергетика» к.т.н. Шомову П.А., главному научному сотруднику ОАО «Газпром промгаз» д.т.н. Ставровскому Е.Р. за помощь и консультации по работе.

Актуальность работы

Потребление газа предприятиями электроэнергетики и коммунально-бытовыми хозяйствами составляет около 170 млрд. куб. м в год (примерно 40% от всего потребления газа в России) [2].

Получение реальной экономии газа в условиях постоянного роста цен на газ является актуальной задачей снижения себестоимости конечной продукции.

Актуальность тем более возрастает с вступлением России во Всемирную торговую организацию, следствием которого является резкий рост конкуренции.

Целью работы является повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок.

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

1. Для источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии систем энергоснабжения городов и промышленных предприятий впервые систематизирована и обработана информация обо всем предложенном на текущий момент газотурбинном оборудовании, выявлены основные тенденции его развития, на основе чего получены термодинамические критерии выбора данного оборудования.

2. Предложен способ максимально полного использования природного газа с получением электроэнергии, тепла и конденсата в парогазовой установке путем ее сочетания с теплонасосной установкой на уходящих газах.

3. Впервые разработан способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для различных источников энергоснабжения, учитывающий термодинамические, экономические и технические критерии.

Практическая ценность работы

1. Предлагаемый в работе подход к выбору газотурбинного оборудования целесообразно применять при принятии решения о строительстве того или иного источника энергоснабжения.

2. Разработана энергоэффективная схема на основе ПГУ и ТНУ, позволяющая увеличить отпуск тепловой энергии от ПГУ-ТЭЦ на 8% и получить конденсат водяных паров, содержащихся в уходящих газах ПГУ, для подпитки тепловых сетей и прочих нужд.

3. Разработана схема выработки тепловой энергии на основе ТНУ с газотурбинным приводом и водогрейным котлом-утилизатором, которая позволяет получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с существующими водогрейными котельными при том же расходе газа.

Достоверность и обоснованность результатов работы

Обусловлены применением положительно зарекомендовавших себя методик расчетов теплоэнергетических агрегатов, применением метода анализа иерархий и достоверных справочных данных, сравнением результатов с данными других авторов, а также данными, полученными при проведении энергоаудита тепловых электростанций и газоперерабатывающих комплексов.

Личный вклад автора. Основные результаты работы получены автором лично под руководством д.т.н. Султангузина И.А.

Апробация и публикации. Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались на:

- 16, 17, 18, 19 Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (НИУ МЭИ, Москва, 2010 - 2013г.);

th

- 8 Minsk International Seminar «Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources» (Институт тепло- и массообмена им. A.A. Лыкова Национальной Академии Наук Белоруссии, Минск, 2011 г.);

- VI Международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбержение - теория и практика» (НИУ МЭИ, Москва, 2012 г.);

- IV Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2012 г.);

- III Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (РОО «Ученый совет Ямало-Ненецкого Автономного округа», Новый Уренгой, 2012 г.).

Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 17 журнальных статьях, тезисах и докладах, в т.ч. 4 в журналах, аттестованных ВАК.

Объем и структура диссертации.

Диссертация изложена на 179 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 57 рисунков и 31 таблицу, 5 приложений, список использованных источников содержит 142 наименования.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Современное состояние энергетики

Особенностью производства электрической энергии является то, что порядка 60-70% всех затрат тепловых станций приходится на топливо, следовательно, эффективность его использования является ключевым вопросом эффективности работы электрических станций. Особую актуальность это приобретает в свете решений, принятых руководством России о доведении в ближайшие годы цены на природный газ до уровня мировой (цена на газ в РФ $100-140, в то время как на Западе - $350-450).

Одновременно, интеграция России в мировое экономическое пространство (ВТО) приведет к ужесточению конкуренции отечественных товаропроизводителей, и, как результат, они окажут давление на энергетиков в части недопущения стремительного роста цены на электроэнергию.

Необходимо отметить, что в силу географического положения Российская экономика является более энергоемкой. Кроме того, из-за отсталости технологий генерации электроэнергии, завышенными потерями в сетях, а также несовершенством технологий и культуры производства у товаропроизводителей в условиях роста цены на электроэнергию, промышленность России может оказаться неконкурентоспособной.

Для снижения негативных последствий повышения цены на газ, в процессе интеграции России в мировое экономической пространство, реализуется программа коренной модернизации Российской электроэнергетики, которая предусматривает строительство до конца 2020г. 42 ГВт мощностей, что составит 40% от всей вырабатываемой электроэнергии [1]. Устаревшие, неконкурентоспособные мощности, прежде всего ТЭЦ, будут выведены из эксплуатации или перейдут в разряд котельных, т.е. будут производить только тепловую энергию. Таким образом, выработка электроэнергии старыми тепловыми станциями может сократиться в два раза.

Сохранить конкурентоспособность на рынке электроэнергии смогут только компании, у которых есть тепловое потребление. Это обусловлено тем, что при производстве электроэнергии в теплофикационном режиме (ко-генерация) тратится топлива в 2 раза меньше, чем в конденсационном режиме (когда выработанное тепло не реализуется потребителю, а охлаждается воздухом или водой из водоема) [3].

На рисунках 1.1 и 1.2 представлены балансы поступления первичной энергии и ее использования в России (2010 год) по видам ТЭР [4] и по отраслям (2005 год) [5].

Потребление первичных энергоресурсов в России, 2010 год,

987 лллн т у.т.

Уголь, 134 14%

Природный газ, 532

Нефть, 211 21%

Атомная энергия, 55

6%

Гидроэнергия, 54

6%

Рисунок 1.1- Потребление первичных энергоресурсов в России

Потребление энергоресурсов в России по отраслям, 2005 год,

935 млн т ул.

- Транспорт, 123;

ть, 138; 15% 13%

Прочие, 134; 14%

Электроэнергия, 267; 29%

Тепловая энергия, 273; 29%

Рисунок 1.2 - Потребление энергоресурсов по отраслям

Электроэнергия

Согласно [6] в 2009 (кризисный год) году объем электропотребления в России в целом составил 977,1 млрд кВтч, а к 2030 году общий объем спроса на электроэнергию может достичь в максимальном варианте 1860 млрд кВт-ч с ростом относительно уровня 2008 года (1022,75 млрд кВт-ч) в 1,8 раза (среднегодовой темп прироста - 3,1 %); в базовом варианте 1553 млрд кВт-ч с ростом в 1,5 раза и среднегодовым темпом прироста 2,2 %.

Современная структура электропотребления характеризуется преобладанием промышленного производства. Более половины спроса на электроэнергию (55%) формируется за счет трех видов экономической деятельности - добычи полезных ископаемых, обрабатывающих производств и производства электроэнергии, газа и воды, составляющих промышленное производство. В сфере услуг и в домашних хозяйствах потребляется более 23 % электроэнергии (рисунок 1.3).

Спрос на электроэнергию

23°у

55%

я Промышленное производство

■ Домашние хозяйства

■ Прочие

Рисунок 1.3- Структура потребления электроэнергии в России

Тепловая энергия

Теплоснабжение в России имеет большое социальное значение, что определено суровыми климатическ