автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Способы получения дополнительной электрической мощности ТЭЦ в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин

г

\

89463352'?

Горячих Наталья Викторовна

СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ В ПЕРИОД ЗНАЧИТЕЛЬНОЙ ЗАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРОВ ТУРБИН

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 о ИЮН 2010

Улан-Удэ-2010

004603529

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Читинский государственный университет»

Научный руководитель

кандидат технических наук, профессор

Иванов Сергей Анатольевич доктор технических наук, профессор Степанов Владимир Сергеевич (ИрГТУ)

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

кандидат технических наук, доцент Балдаев Владимир Александрович (ВСГТУ)

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН им. Л.А. Мелентьева)

Защита состоится 25 июня 2010 года в 11.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.039.03 при Восточно-Сибирском государственном технологическом университете по адресу: 670013, г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 40в, ВСГТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Восточно-Сибирского государственного технологического университета

Автореферат разослан «24»мая 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д-р. техн. наук

Бадмаев Б. Б.

Общая характеристика работы

Актуальность работы. В выступлениях первых лиц Российской Федерации на различных форумах и встречах неоднократно звучали заявления о том, что без практического решения проблем, связанных с низкой эффективностью использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) во всех сферах экономики, Россия не сможет реализовать себя на мировых рынках как современная конкурентоспособная страна.

В условиях рыночной экономики приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления, связанные со снижением себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии. Особенно актуально встает вопрос о повышении конкурентоспособности существующих ТЭЦ. Энергосбережение гораздо более эффективно и реализуемо в значительно более короткие сроки, чем строительство новых ГРЭС, ТЭЦ и т.п. Одним из главных направлений повышения эффективности топливоиспользования на ТЭЦ является оптимизация режимов работы систем централизованного теплоснабжения, которая даег значительную экономию топлива без дополнительных капитальных вложений. На современном этапе развития энергетики вопрос комплексной оптимизации режимов работы систем централизованного теплоснабжения, в которой рассматривается источник тепла, тепловые сети и потребители тепловой энергии, изучен мало. Таким образом, встает вопрос о необходимости рассмотрения систем централизованного теплоснабжения как единого комплекса.

Проблеме покрытия переменной части графиков электрической нагрузки

уделялось много внимания. Вопросам повышения электрической мощности ТЭЦ и

оптимизации режимов работ систем централизованного теплоснабжения посвящено

значительное число трудов таких авторов как Косаревой И.А., Иванова С.А.,

Загретдинова И.Ш., Баринберга Г.Д., Шарапова В.И., Гиршфельда В.Я., Губина В.Е. и

др. В последние 10... 15 лет в энергосистеме нашей страны появляется все большая

тенденция к разуплотнению суточных и недельных графиков электрической нагрузки.

Особенно остро эта проблема стоит в период значительной загрузки

теплофикационных отборов турбин. Разуплотнение электрических графиков нагрузки

энергосистем требует, кроме создания специальных пиковых агрегатов и пиковых

электрических станций, использования различных резервов мощности энергосистем.

Эффективными источниками пиковой мощности могут служить теплофикационные

турбины с отбором пара и противодавлением. Для повышения надежности

энергоснабжения в период максимума известны различные способы временной

3

перегрузки паротурбинных установок, совместная работа паросиловых блоков и газотурбинных установок, увеличение параметров свежего пара, но данные способы не получили широкого распространения. Существуют многочисленные предложения, связанные с реконструкцией тепловых схем ТЭЦ, направленные на получение дополнительной мощности. Наиболее интересные из них базируются на установке аккумуляторов теплоты либо введении в схему ТЭЦ специальных дополнительных теплообменников.

Цель работы: Технико-экономическое обоснование способов получения дополнительной электрической мощности от турбоагрегатов ТЭЦ.

Научная новизна:

1. Создана комплексная математическая модель, описывающая инерционные свойства процессов, происходящих в теплофикационных системах.

2. Получены зависимости, по которым можно определить динамику температуры внутреннего воздуха при изменении динамики температуры прямой сетевой воды на источнике.

3. Впервые предложен способ регулирования тепловой нагрузки, относительно характерного абонента и даны рекомендации по поиску характерного абонента.

4. Приведены новые способы работы тепловой электрической станции, повышающие экономичность работы ТЭЦ в период значительных загрузок теплофикационных отборов дающие возможность получить дополнительную электрическую мощность от турбоагрегатов ТЭЦ.

5. Разработана методика сравнения способов получения дополнительной мощности ТЭЦ, имеющих и не имеющих капитальные вложения.

Достоверность результатов и выводов:

Модели и аналитические зависимости, полученные в диссертационной работе подтверждаются проведенными в работе экспериментальными исследованиями. Достоверность эффективности предложенных тепловых схем подтверждена численным экспериментом.

Практическая ценность:

1. Создана программа для ЭВМ, позволяющая определить температуру внутреннего воздуха в помещении при изменении температуры прямой сетевой воды на источнике.

2. Разработан способ регулирования тепловой нагрузки относительно

характерного абонента, позволяющий подобрать оптимальный температурный график.

3. Предложена методика расчета оптимального температурного графика с заданной расчетной температурой внутреннего воздуха характерного абонента.

4. Предложены схемные решения, легко применяемые на ТЭЦ и повышающие экономичность станции.

Основные научные положения, выносимые на защиту:

1. Способ регулирования тепловой нагрузки относительно характерного абонента, позволяющий всех потребителей тепловой энергии обеспечить расчетным расходом теплоты на отопление и ГВС. Представлена методика по поиску характерного абонента.

2. Математическая модель, описывающая инерционные свойства теплофикационных систем и позволяющая определить температуру внутреннего воздуха абонента при изменении температуры подачи от ТЭЦ.

3. Схемы тепловых электрических станций, позволяющие повысить экономичность станции и получить дополнительную мощность.

4. Сравнительная оценка экономической эффективности способов получения дополнительной мощности, имеющих и не имеющих капитальные вложения.

Апробация работы. Основные методологические положения и результаты исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались на конференциях в ЧитГУ (г. Чита, 2008, 2009 г.). УГТУ-УПИ (г. Екатеринбург 2008 г.), СПбГПУ (г. Санкт-Петербург, 2009,2010 г.), МФТИ (г. Москва 2009 г.)

Личный вклад автора. Схемы тепловой электрической станции, представленные в диссертационной работе разработаны при участии автора. Экспериментальные данные, приведенные в диссертационной работе, получены при непосредственном участии автора. Автор лично обработал, проанализировал и систематизировал большую часть экспериментальных результатов.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, получено 1 авторское свидетельство, 1 патент на полезную модель, опубликована 1 заявка на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 154 страниц машинописного текста, 20 рисунков, 26 таблиц и библиографию из 113 источников.

Работа выполнена автором в рамках Федеральной целевой программы «Научные и

научно - педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.

Краткое содержание работы

В первой главе представлен аналитический обзор существующих разработок по вопросу о привлечении ТЭЦ к покрытию графиков электрических нагрузок, обосновывается актуальность поставленной проблемы. Ставятся задачи исследования.

Вторая глава посвящена исследованию способов по привлечению ТЭЦ к покрытию графиков электрических нагрузок. Представлены методы регулирования тепловой нагрузки, предлагается использовать метод регулирования тепловой нагрузки относительно характерного абонента. Характерным будет является абонент, характеризующейся минимальной температурой внутреннего воздуха. Обеспечив этого абонента расчетным расходом теплоты, все другие также будут обеспечены расчетным расходом теплоты или выше.

Представлены некоторые способы получения дополнительной мощности, реализуемые путем режимных мероприятий. Представлена полная математическая модель, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах и характеризующие аккумулирующие свойства тепловых сетей и зданий. Представленная модель подтверждена расчетными и экспериментальными исследованиями.

Все представленные в литературе способы регулирования тепловой нагрузки определены для типового абонента. Регулирование нагрузки относительно характерного абонента позволит обеспечить всех потребителей тепла комфортными условиями. Способ регулирования тепловой нагрузки заключается в следующем: поступающую от потребителей системы теплоснабжения сетевую воду нагревают в сетевых подогревателях теплофикационных турбин и ведут регулирование тепловой нагрузки по закону изменения температуры прямой сетевой воды от нагрузки горячего водоснабжения и температуры наружного воздуха. Предварительно находят характерного потребителя, характеризующегося минимальной температурой внутреннего воздуха, для характерного потребителя задают расчетную температуру внутреннего воздуха и ведут регулирование тепловой нагрузки 7-8 раз в течение суток в зависимости температуры внутреннего воздуха характерного потребителя.

Для определения температуры внутреннего воздуха разработана математическая модель процессов, протекающих в теплофикационных системах с учетом инерционных свойств.

Для моделирования взаимосвязанного функционирования источника и

6

потребителя тепловой энергии необходимо изучение взаимного влияния температурных возмущений источников и потребителей тепловой энергии. Влияние аккумулирующих свойств тепловых сетей рассмотрено в работах Гиршфельда В.Я. Значительные потери тепла имеют место через изоляцию тепловых сетей, учет этих потерь отражен в работах Иванова С.А., Батухтина А.Г. при составлении зависимости, отражающей динамику процессов, происходящих в тепловых сетях. Воспользуемся полученной аналитической зависимостью температуры прямой сетевой воды у потребителя 1"пс от температурного возмущения на источнике 1'пс в дифференциальной форме. Тепловой баланс потока сетевой воды у потребителя после температурного возмущения будет иметь вид:

Упс ' срв ' Рв = -Срв-Рв •('ПС "'лсм МД (1)

где: Упс - емкость труб подающей магистрали теплосети, м3; срв - теплоемкость прямой сетевой воды, кДж/кг°С; рв - плотность сетевой воды, кг/м3; ив - объемный расход прямой сетевой воды, м3/с;

глс(») ~ установившаяся температура сетевой воды у потребителя после

температурного возмущения, °С.

Для определения температуры у потребителя после температурного возмущения на источнике, необходимо решить дифференциальное уравнение вида, учитывающее потери тепла в трубопроводах тепловых сетей:

у ас-срв-Рв-¿{<пс) = -"в-Срв-Рв '{'пс ~'"пс "5,))-¿(г), (2)

где: А =г'

Н

+ , Н1 + 1) . в ¡-(\ + Д) .

Кр-°в-срв-Рв' 1 2-Кр-ив-Срв-Рв

2-Кг-Ув-Срв-Рв,

Р - коэффициент местных потерь теплоты трубопровода прямой сетевой воды; I - длина трубопровода прямой сетевой воды, м;

Яср - термическое сопротивление трубопровода прямой сетевой воды (среднее по всей длине), м С/Вт;

/„ - температура наружного воздуха, С; г - время, с.

Решая выше представленное уравнение, получим зависимость:

+ n к- + *

2-Rcp-uB-cFB-p„J Kp-uB-cPB-pB

1-е

/■q + jg) ' (3)

2-Rcp-t}B-cpa-Ps

1ПС ' "

+ t"nc-e

где: t"c - температура прямой сетевой воды на источнике до возмущения, С; vB

<Рпс= — -

" ПС

Использование теплоаккумулирующей способности зданий позволяет проводить регулирование отпуска теплоты на отопление не по текущей температуре наружного воздуха, а по средней наружной температуре за некоторый период с соответствующим сдвигом времени.

Для определения изменения температуры внутри здания при периодических внешних и внутренних тепловых воздействиях предложено основное уравнение Соколова В.Я.. Представленное им уравнение не учитывает ряд факторов. К основным можно отнести учет равенства значений коэффициентов теплоотдачи на внутренней и наружной поверхностях стены, а также количество теплоты, подводимой из вне на отопление в единицу времени принимается постоянным.

Учитывая выше представленные недостатки, уравнение будет иметь вид:

Хо-Уст ■('. = -сРВ i?nc-t^yjv + Fcr ■■Рст-cCT + + (4)

где : Хч - удельная отопительная характеристика зданий, кДж/м3-с-°С; VCT - наружный объем зданий, м3; FCT - суммарная поверхность конструкций здания, м2; рст - плотность материала стен здания, кг/м3; SCT - толщина стен здания, м;

Сст - теплоемкость материала стен здания, кДж/кг- С;

?s - внутренняя температура воздуха в здании,- С; ^ 1

К = — - термическое сопротивление на внутренней поверхности здания, а,

м2°С/кВт;

Ь = — термическое сопротивление на наружной поверхности здания, м2 С/кВт; а„

Б

N = —— - термическое сопротивление теплопроводности, м С/кВт; 4ст

ав - коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности стены, кВт/м2 С; аи - коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности стены, кВт/м2 С; Лсг - коэффициент теплопроводности материала стены здания, кВт/м С;

- температура обратной сетевой воды у потребителя,- С. В данном случае, 0,-< хследовательно, при решении необходимо изменить знаки или пределы интегрирования изменить на обратные.

В формуле (4) величина 1\'пс - установившаяся температура сетевой воды у потребителя, поэтому для более точного расчета необходимо взять среднелогарифмическую температуру прямой сетевой воды от источника в начальный

момент (до возмущения) и установившейся температуры после возмущения ¡' _ ["

^р = ——-у— - среднелогарифмическая температура прямой сетевой воды, С.

'пс

Решая представленное уравнение и задавая граничные условия, получим зависимость для определения температуры внутреннего воздуха:

, ' Хо ' Уст ~ Хо • Уст СРВ ' О ПС ~1ОС) , , ... „ г, ЛОГ ,п ч. '«--Т^ъ-++ 'СРВ "\'сг ~'ос)' (5)

е в Хо ' Уст

где: в = ^ ■ Рст ■ • рст ■ сст ■ + ^ ^ ^коэффициент, учитывающий

аккумулирующую способность зданий;

- температура внутреннего воздуха здания в начальный момент времени. Данное выражение наиболее полно характеризует процессы теплообмена в помещении.

Для подтверждения полученных зависимостей были проведены расчетные и экспериментальные исследования. Эксперимент проводился на примере теплосети п. Приаргунск ОАО «ТГК-14». Были получены следующие результаты:

Таблица 1 — Результаты исследования запаздывания теплосети. Значение температуры сетевой воды у потребителя

Время, с 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Температура прямой сетевой воды у потребителя Г„с по зависимости (3) 45,68 43,77 42,68 42,06 41,70 41,49

Температура прямой сетевой воды у потребителя 1"пс по зависимости Гиршфельда 70,91 68,42 66,82 65,80 65,15 64,74

Температура прямой сетевой воды у потребителя (экспериментальные усредненные данные) 44,7 44,6 44,18 42,4 41,3 39,9

Таблица 2 - Результаты исследования аккумулирующей способности зданий. Значения температуры внутреннего воздуха

Время, с 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Температура внутреннего воздуха абонента по зависимости (5) 19,79 19,72 19,65 19,58 19,52 19,45

Температура внутреннего воздуха абонента 1в по зависимости Соколова 20,07 20,14 20,22 20,29 20,37 20,44

Температура внутерннего воздуха абонента (экспериментальные усредненные данные) 19,8 19,7 19,6 19,5 19,5 19,4

Представленные результаты сравнения изменения температуры сетевой воды и температуры внутреннего воздуха показывают высокую степень их достоверности (при температуре наружного воздуха 6,4 °С среднеарифметическая погрешность составляет по установившейся температуре сетевой воды у потребителя - 0,14 %, а среднеквадратичное отклонение - 0,34; по температуре внутреннего воздуха среднеарифметическая погрешность - 0,0009 %, среднеквадратичное отклонение 0,001).

Полученные по расчетным зависимостям температуры прямой сетевой воды у потребителя и температуры внутреннего воздуха у потребителя после температурного возмущения на источнике имеют небольшие расхождения с экспериментальными данными. Характер протекания расчетных и фактических кривых идентичен (рис. 1 и рис. 2).

35 -1---:-:-

2000 4000 6000 8000 10000 12000 Время, с

—♦—Установививяся температура прямой сетевой воды у потребителя по |

; предлагаемой зависимости |

( Установившаяся температура прямой сетевой воды у потребителя по ;

зависимости Гиршфельда I

Установившаяся температура прямой сетевой воды у потребителя I

I (эксперимента/ъные данные) I

Рис. 1. Результаты исследования запаздывания теплосети

-Температура внутреннего воздуха по прелагаемой зависимости

- Температура внутреннего воздуха по зависимости Соколова

- Температура внутреннего воздуха (экспериментальные данные)

Рис. 2. Результаты исследования аккумулирующей способности зданий

Из расчета и экспериментальных исследований видно, что в течение 3,5 часов система теплоснабжения может надежно работать при сниженном отпуске теплоты от ТЭЦ, что в свою очередь приведет к возможности получения дополнительной мощности ТЭЦ.

Также в данной главе представлены и другие способы получения дополнительной мощности: способ с ограничением тепловой нагрузки турбины и покрытием недоотпуска тепла ПВК, способ ограничения нагрузки турбины и покрытием недоотпука тепла от основных сетевых подогревателей пиковым подогревателем. Экономическое сравнение этих способов представлено в главе 3 и 4.

В третьей главе рассмотрены наиболее эффективные способы получения дополнительной мощности от теплофикационных турбоагрегатов, а также повышения экономичности турбоагрегатов, т.е. модернизация тепловых схем. Каждой измененной схеме свойственна своя эффективность: диапазон получения дополнительной мощности, зависящий от ограничений по условиям режимов работы оборудования и климатических факторов, тепловая экономичность, а также возможность получения повышенного отпуска тепла от ТЭЦ за счет увеличения расхода сетевой воды.

В данной главе описаны общеизвестные схемы, применяемые на ТЭЦ и новые схемы, представленные в базе данных ФИГ1С.

Теплофикационное оборудование, применяемое на ТЭЦ, разработано несколько десятилетий назад и на сегодняшний день в значительной степени устарело и требует модернизации. За прошедшее время многие заложенные в основу проектов теплоисточников и систем транспорта теплоты концептуальные технические и технологические решения требуют пересмотра или существенной корректировки. Эта необходимость обусловлена как кардинально изменившимися экономическими условиями, так и опытом зарубежных стран, показавшим огромные возможности совершенствования теплофикационных систем.

Традиционно к пиковым источникам тепловой мощности предъявляются значительно меньшие требования по энергетической экономичности, чем к основным источникам теплоты. Поскольку на ТЭЦ большая часть годового отпуска теплоты в водяные системы теплоснабжения обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин, то считается приемлемым в качестве пиковых источников использовать гораздо менее экономичные в эксплуатации, но относительно простые и дешевые по капитальным затратам водогрейные котлы.

В диссертационной работе предложены новые схемы включения пиковых источников. Предлагаемые способы работы направлены повышение электрической мощности ТЭЦ при максимальном отпуске тепла от турбоагрегатов ТЭЦ и

возможности увеличения отпуска тепла от ТЭЦ за счет увеличения расхода сетевой воды.

Часто в связи с отсутствием потребителя пара, производственные отборы турбин ПТ практически не загружены, что приводит к тому, что турбины работают не с самыми лучшими технико-экономическими показателями.

Предложена тепловая схема с использованием пикового подогревателя сетевой воды. В данной схеме паротурбинной установки (рис. 3) в качестве пикового источника мощности установлен пиковый поверхностный пароводяной теплообменник, который по греющей среде подключен к производственному отбору паровой турбины, а в сетевой трубопровод после основных сетевых подогревателей включен водоводяной подогреватель, который по греющей среде соединен с конденсатопроводом пикового поверхностного пароводяного теплообменника, отличающийся тем, что пиковый поверхностный пароводяной теплообменник подключен параллельно основным подогревателям по ходу сетевой воды.

1 - паровая турбина типа ПТ; 2 - генератор; 3 - конденсатор; 4 - подогреватель сетевой воды 2-ой ступени; 5 - подогреватель сетевой воды 1 -ой ступени; 6 - пиковый поверхностный пароводяной теплообменник; 7 - сетевой насос; 8 - водоводяной

Еще одной схемой для прохождения пиков электрических нагрузок является схема (рис. 4) подразумевающая то, что пар из котлов поступает в турбину 1, где расширяясь в ступенях цилиндров, превращает потенциальную тепловую энергию пара

Пар из шла

Рис. 3. Тепловая схема паротурбинной установки (схема 4):

подогреватель

в механическую энергию вращения ротора турбины. Вращающийся ротор преобразовывает механическую в электрическую энергию в генераторе 2. Часть пара идет на регенеративный подогрев воды, а часть пара на нагрев воды в сетевых подогревателях 4 и 5. Оставшийся пар после турбины конденсируется в конденсаторе 3. Поступающую от потребителей сетевую воду разделяют на два параллельных потока, один из которых нагревают в базовом режиме в сетевых подогревателях 4 и 5, а другой - в пиковом режиме в пиковом сетевом подогревателе 6, греющей средой, в которой служит свежий пар, отобранный из паропровода перегретого пара и отпущенный через РОУ 8. Нагретые в сетевых подогревателях и пиковом сетевом подогревателе потоки сетевой воды перед подачей потребителям смешивают. Осуществляется качественно-количественное регулирование при пониженном температурном графике теплосети.

Рис. 4. Тепловая схем паротурбинной установки (схема 5): 1 - турбина типа Т; 2 - генератор; 3 - конденсатор; 4 - подогреватель сетевой воды 2-ой ступени; 5 - подогреватель сетевой воды 1 -ой ступени; 6 - пиковый подогреватель сетевой воды; 7 - сетевой насос; 8 - редукционная

охладительная установка (РОУ) Тепловая экономичность турбин типа ПТ определяется выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. Выработка на тепловом потреблении существенно зависит от давлений в теплофикационных отборах. Одним из факторов, определяющих давление в теплофикационном отборе, является недогрев сетевой воды до температуры насыщения отобранного пара.

14

Величина недогрева в сетевом подогревателе зависит от расхода сетевой воды. При применении предлагаемого способа расход сетевой воды через основные сетевые подогреватели уменьшится, что приведет к снижению недогрева сетевой воды до температуры насыщения отобранного пара, а, следовательно, и к снижению давлений в теплофикационных отборах, что в свою очередь ведет к увеличению вырабатываемой мощности на тепловом потреблении.

Использование пикового подогревателя сетевой воды уменьшит расходы пара на основные сетевые подогреватели, что позволит выработать дополнительную электрическую мощность.

Также предлагаемые способы позволяют осуществлять в базовой части графика центральное качественное регулирование тепловой нагрузки путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей только через основные сетевые подогреватели, а после полной загрузки сетевых подогревателей, в пиковой части графика - качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки, для чего увеличивают расход сетевой воды за счет подачи ее в пиковый сетевой подогреватель, включенный параллельно сетевым основным подогревателям.

Произведенный расчет тепловых схем на два режима (1 - при максимальной нагрузке основных сетевых подогревателей; 2 - при сниженной нагрузке основных сетевых подогревателей) показывает увеличение вырабатываемой электрической мощности, что позволит покрывать пики электрических нагрузок. Показатели приведены в таблице 4. Для сравнения произведен расчет тепловых схем, в качестве пиковых источников которых установлен ПВК (схема 1) и пиковый подогреватель сетевой воды, установленный последовательно основным по ходу сетевой воды (схема 2), пиковый водогрейный котел, установленный параллельно основным подогревателям по ходу сетевой воды (схема 3).

Таким образом, схемы дают возможность получения дополнительной электрической мощности ТЭЦ, повышению экономичности по сравнению с вариантом при установке ПВК и повышению надежности тепловой электростанции за счет обеспечения высокоэкономичного подогрева сетевой воды в сетевой установке.

Таблица 4 - Расчет тепловых схем

JV4 п/п Показатели Схема 1 Схема 2 Схема 3 Схема 4 (рис. 2) Схема S (рис. 3)

Максимальная нагрузка основных ПСВ Сниженная нагрузка основных ПСВ Максимальная нагрузка основных ПСВ Сниженная нагрузка основных ПСВ Максимальная нагрузка основных ПСВ Сниженная нагрузка основных ПСВ Максимальная нагрузка основных ПСВ Сниженная нагрузка основных ПСВ Максимальная нагрузка основных ПСВ Сниженная нагрузка основных ПСВ

1 Расход сетевой воды вс<1, кг/с 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

2 Расход сетевой воды через основные ПСВ , кг/с - - - - 390 367 477 462 477 462

3 Расход сетевой воды через пиковый ПСВ , кг/с - - - - 260 283 173 188 173 188

4 Расход пара с производственного отбора 1)п, кг/с - - 24,9 27,3 - - 34,8 37,9 34,8 37,9

5 Расход пара на ПСВ 1, Ос:1п, кг/с 18,77 17,56 18,95 17,56 11,25 9,85 13,58 12,22 13,58 12,22

6 Расход пара на ПСВ 2, Осп2 , кг/с 18,95 17,62 18,85 17,52 11,27 9,87 13,86 12,24 13,86 12,24

7 Расход пара на турбину, £)0 , кг/с 84,46 84,46 103,17 103,17 76,13 76,13 104,98 104,98 78,06 78,06

а Расход пара в конденсатор, Ик, кг/с 20,73 22,84 6,52 7,22 29,53 32,81 11,44 12,31 26,05 29,32

9 Удельный расход пара на турбину с!0, кг/кВт-ч 5,07 4,96 6,19 6,20 4,56 4,52 6,29 6,33 4,68 4,57

ю Удельный расход тепла на турбину , кДж/кВт ч 15071,97 14809,19 18672,22 18772,43 13759,59 13468,33 18974,58 19141,2 9 14108,56 13829,27

п Удельный расход тепла на выработку электроэнергии qэ, кДж/кВт ч 13328,02 14975,27 10473,36 10669,46 16490,88 17003,0 10777,55 10998,11 15331,56 18987,0

12 Абсолютный электрический КПД Пэ 0,270 0,240 0,343 0,337 0,218 0,212 0,334 0,327 0,234 0,189

13 Удельный расход условного топлива на выработку 0,455 0,512 0,357 0,337 0,564 0,580 0,368 0,375 0,525 0,650

В четвертой главе представлена сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ. В литературе в качестве экономических критериев выбора оптимальных теплофикационных систем в этих условиях выступают затратные критерии. Для сравнения вариантов, требующих и не требующих капитальные вложения такой критерий не определен, поэтому воспользуемся также затратным критерием с учетом дополнительно выработанной электрической энергии, отнесенный к полученной дополнительной мощности. Таким образом, удельные годовые затраты будут иметь вид:

3 Е-К+И + И-,

3 ----— = пни, (9)

А1У № К '

где: К - капитальные затраты, руб, И - производственные издержки, руб/год, Е -

уровень эффективности затрат, Иэ - затраты на покупку дополнительно выработанной

мощности, ДМ - дополнительно полученная мощность. В качестве базового варианта

для сравнения примем способ с максимальной выработкой электрической энергии.

Уже долгое время применяются два коэффициента эффективности: 0,12 - для вновь сооружаемых объектов и 0,15 - для оценки эффективности новой техники и модернизации. В настоящее время приведенные затраты зависят от доли амортизационных отчислений (принимается 3...4 %), доли затрат на текущий ремонт (принимается 1,2), страховых выплат (1...2 %). Таким образом, формула (9) будет иметь вид:

3 (а + у + я + Л-К + И + Из =-= ----— = пнп, (10)

ДМ №

где: а - коэффициент, соответствующий ставке дисконтирования, принимаемый обычно равным 0,1; V, 5 - страховые выплаты и сумма годового налога, принимаются соответственно 2 % и 1 %; г - затраты на текущий ремонт и техобслуживание, для ПТУ принимаются в размере 3 % от стоимости объекта.

Каждый из рассматриваемых способов имеет определенные ограничения по

полученной дополнительной мощности. Так, например, способ с использованием

аккумулирующих свойств зданий ограничивается удовлетворительной температурой

внутреннего воздуха, поэтому имеет наименьший предел полученной выработки

электрической энергии. Способ же с использованием ПВК имеет наибольший предел

полученной выработки электрической энергии, поэтому он будет являться базовым

вариантом для сравнения с другими способами. Способ с использованием пиковых

сетевых подогревателей ограничивается эффективной работой как пиковых

17

сетевых подогревателей, так и экономичной работой турбоагрегата. Итак, для покрытия пиков электрических нагрузок, которые наблюдаются с 9.30 до 11.30 и с 17 до 22 часов воспользуемся данным способом. Базовую часть графика (114 МВт) могут покрывать турбины и без применения способов получения дополнительной мощности. При передачи тепловой нагрузки 23,1 МВт на ПВК при неизменном расходе на турбину возможно получение дополнительной электрической мощности 5 МВт с одной турбины, т.е. двумя турбинами возможно покрытие пика графика электрической нагрузки.

При изменении нагрузки ПВК происходит форсирование режимов работы ПВК, что ведет к значительному изменению КПД ПВК. В данном случае, как показали испытания, снижение КПД ПВК произойдет на Л^^ = 0=5 %.

При определении технико-экономического эффекта от рассматриваемого метода необходимо учитывать не только повышение расхода топлива, но и затраты на мероприятия по снижению вредных выбросов до величины сравниваемого варианта. Примером такого мероприятия может служить применение присадок цеолитсодержащего сырья Забайкальского края при сжигании углей. Кроме затрат на саму технологию применения цеолитов, в данном случае необходимо рассматривать и снижение КПД котельных агрегатов, Аг]"^.

Увеличение нагрузки ПВК влечет увеличение выбросов вредных веществ. Добавление 10 % цеолита достаточно, чтобы снизить выбросы оксидов серы до первоначального случая (до увеличения нагрузки ПВК). В этом случае КПД ПВК будет равен:

(11)

При приведении варианта к сопоставимому перерасход топлива составит:

де

АВ = -

егч«

ч ' Чпвк 6.Г ' Л ПВК

(12)

Тогда удельные затраты для этого способа определятся как:

{а+у + 8 + г)-К + И + 3ЦЕ0Л + Иэ 3= Ш = (13)

(0,1 + 0,02 + 0,01 + 0,03) • К + И + 0,1 ■ дг • цЦЕОЛ + о —

где: ЦЦЕ0Л - рыночная цена цеолита, руб/т; 0,1 -доля цеолита.

Значения удельных затрат для различных способов представлены в таблицах 5-7. Таблица 5 - Удельные затраты с использованием ПВК.

№ п/п Время ограничения тепловой нагрузки отборов турбнн, час Общие затраты 3,руб Удельные затраты з, руб/кВт

1 6 15988192 3197,64

Так как график электрической нагрузки неоднородный и может иметь несколько пиков в течение суток, а температура наружного воздуха в зимнее время может изменяться в пределах до 10... 15 °С, то регулирование тепловой нагрузки следует производить 7...8 раз в течение суток (рис. 5). Учащенное регулирование позволяет корректировать температурный график, тем самым предотвращая перетоп абонентов.

ТЭЦ и суточный график потребления ГВС

Т.к. пик электрической нагрузки наблюдается с 9.30 до 11.30 часов в утренние часы, то для предварительного снижения нагрузки необходим перетоп абонентов в период времени с 6 до 9 часов. Перетоп в это время позволит легко покрыть нагрузку ГВС. Представленная возможность позволяет повысить регулировочный диапазон при этом не требуя каких-либо капитальных вложений, при использовании данного метода необходимо учитывать производственные издержки.

Таблица 6. - Общие и удельные затраты для способа с использованием инерционных свойств теплосети и зданий

Удельные

Затраты на покупку Общие затраты затраты з,

№ п/п Перетоп, час электрической 3, руб/кВт

энергии , руб руб/год

1 6 4320000 6052320 2420,93

покупка электроэнергии по себестоимости э/э Сэ/э=0,9руб/кВтч.

Таблица 7 - Общие и удельные затраты для способа ограничения тепловой нагрузки турбин с передачей тепловой нагрузки на пиковые подогреватели сетевой воды

Показатели Время ограничения тепловой нагрузки турбин,час Схема 2 Схема 4 Схема 5

Общие затраты, 3, руб/год 7 2508000 3566400 12215040

Удельные затраты, з, руб/кВт 7 716,57 1273,71 2443,0

В таблице 7 в одном случае пиковый подогреватель установлен последовательно основным по ходу сетевой воды (схема 2), в другом - параллельно (схема 4), греющей средой которых является пар из производственного отбора. Также представлена схема пиковый подогреватель которой установлен параллельно основным, а греющей средой является свежий пар, отпущенный через РОУ (схема 5).

Рис. 6. Суточный график электрической нагрузки. Покрытие пиков электрической нагрузки различными способами.

Расчет показал, что применение данных способов позволит частично или полностью покрыть пики электрических нагрузок (рис. 6). Способ с

использованием ПВК и ПСВ, подключенного параллельно от РОУ позволяют покрыть все пики электрических нагрузок. Частичную электрическую нагрузку целесообразнее покрывать способом с использованием ПСВ, установленного последовательно основным по ходу сетевой воды. Для случая с увеличенным отпуском тепла экономичнее покрывать пик нагрузки способом с использованием РОУ.

Для полного экономического сравнения при оценке эффективности инвестиционных проектов на микроэкономическом уровне рекомендуется использовать четыре основных показателя:

- чистый дисконтированный доход (ЧЧД) или интегральный эффект, Net Present Value (NPV);

- индекс доходности (ИД), Profitability Index (PI);

- -внутренняя норма доходности (ВИД), Internal Rate of Return (IRR);

- срок окупаемости, Payback Period (РВР).

Оценка эффективности инвестиционных проектов возможна лишь для способов, имеющих капитальные вложения и эта оценка показала эффективность способа с использованием пиковых сетевых подогревателей сетевой воды.

Произведенные расчеты приведенных затрат показали, что наиболее экономически целесообразными методами является методы с использованием пиковых сетевых подогревателей. Способ с привлечением ПВК для покрытия тепловой нагрузки во время ограничения тепловой нагрузки турбин по расчетам имеет наибольшие затраты и не отвечает не одному из требований экономической целесообразности инвестиционных проектов. Произведенная оценка экономической целесообразности финансовой эффективности инвестиционных проектов позволит судить о экономичности того или иного способа. Из приведенных способов повышения мощности турбоагрегатов с использованием пиковых сетевых подогревателей можно сказать об оптимальном и экономически целесообразном методе - это схема с использованием пикового сетевого подогревателя, подключенного последовательно по сетевой воде и питающегося паром из производственного отбора (схема 2). Другие методы с использованием ПВК также экономически целесообразны по сравнению со способом и использованием ПВК.

Основные выводы и результаты:

1.Рассмотрены способы по решению вопроса покрытия переменной части

графиков электрической нагрузки в период значительной загрузки

21

теплофикационных отборов турбин.. Одним из решения таких проблем является комплексная оптимизация систем централизованного теплоснабжения с целью получения дополнительной мощности ТЭЦ. Также в работе рассмотрены способы, основанные на привлечении работы пиковых источников теплоты для получения дополнительной электрической мощности.

2.При оптимизации систем централизованного теплоснабжения большой интерес представляет комплекс тепловые сети - потребитель. Необходимым условием при оптимизации является удовлетворение потребителя расчетным расходом теплоты на отопление и ГВС. Таким образом, разработана методика центрального регулирование разнородной тепловой нагрузки относительно характерного абонента и даны рекомендации по поиску такого характерного абонента.

3.Разработана комплексная математическая модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах. Данная модель может быть использована для расчета температуры прямой сетевой воды у потребителя и расчета внутреннего воздуха потребителя при изменении температуры прямой сетевой воды на источнике (ТЭЦ) при поиске характерного абонента, а также может быть использована при исследованиях инерционных свойств зданий и теплосети. Модели и аналитические зависимости, полученные в диссертационной работе, подтверждаются проведенными в работе экспериментальными исследованиями.

4.Предложены эффективные схемы тепловой электрической станции, обладающие новизной и подтвержденные численным экспериментом. Данные схемы позволяют получить дополнительную электрическую мощность ТЭЦ, а также дает возможность более экономично повысить отпуск тепла от ТЭЦ.

5.Предложена методика сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ, предлагаемых в диссертационной работе. Для сравнения вариантов, требующих и не требующих капитальные вложения определен критерий сравнения - приведенные затраты. Расчет показал, что эффективным способом является способ ограничения тепловой нагрузки турбин за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем. Но этот способ имеет узкий диапазон регулирования по сравнению с другими способами. Способ с передачей нагрузки на ПВК обладает наибольшим интервалом регулирования, но и имеет наибольшие общие затраты.

Основные результаты, изложенные в диссертации, опубликованы в работах:

1. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения // Вестник МАНЭБ. - Спб-Чита, 2009. Т.14, №3. - С. 102-104.

2. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Метод повышения электрической мощности // Промышленная энергетика - 2009 - № 12 - С. 13 -15 .

3. Иванов С.А., Сафроиов П.Г., Горячих Н.В. Комплексная оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов // Научно-технические ведомости СпбГТУ- Спб., 2009-№ 3 - С.53-63.

4. Иванов С.А., Горячих Н.В., Сафроиов П.Г. Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок // Научно-технические ведомости СпбГТУ- Спб., 2009-Л"» 4 - С. 166-172.

5. Батухтин А.Г., Иванов С.А., Горячих Н.В., Басс М.С. Способ работы тепловой электрической станции / Патент на полезную модель № 86240.

6. Иванов С.А., Горячих Н.В. Программа оптимального распределения заданной электрической мощности между турбоагрегатами ТЭС/ Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614237.

7. Батухтин А.Г., Горячих Н.В., Способ работы тепловой электрической станции / Заявка на изобретение № 2010100499.

8. Горячих Н.В., Батухтин А.Г., Иванов С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения. Повышение эффективности работы ТЭС/ Кулагинские чтения: VIII Всероссийская научно-практическая - Чита: ЧитГУ, 2007 - Ч. И.-С. 134-137.

9. Горячих Н.В., Батухтин А.Г., Иванов С.А. Определение характерных потребителей тепловой энергии при оптимизации в системах централизованного теплоснабжения / Энергетика в современном мире: материалы конференции. 4 Всероссийская научно-практическая конференция. - Чита: ЧитГУ, 2009.- Ч.1-С. 39-44.

10. Горячих Н.В., Иванов С.А. Тезисы по определению характерных потребителей тепловой энергии при оптимизации в системах централизованного теплоснабжения/ Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах: Материалы XIII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы. 18 мая 2009 года, Санкт-Петербург. Том 1- СПб.: Изд-во Политехи. Ун-та, 2009. - С. 226 -227.

11. Горячих Н.В., Батухтин А.Г. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения / Материалы Всероссийской студенческой олимпиады, научно-практической конференции и выставки студентов, аспирантов и молодых ученых «Энерго- и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии». - Екатеринбург : ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2008. - 306 с. - С. 61-64.

12. Горячих Н.В. Использование инерционных свойств теплофикационных систем для повышения маневренности ТЭЦ / Кулагинские чтения: IX Всероссийская научно-практическая - Чита: ЧитГУ, 2009 - Ч. II. - С. 110-114.

13. Горячих Н.В., Батухтин А.Г., Иванов С.А. Моделирование процессов в теплофикационных системах при ограничении тепловой нагрузки турбины/Труды 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук»: Часть VIII. Проблемы современной физики- М.:МФТИ, 2009. -С.237 -239.

14. Горячих Н.В., Батухтин А.Г. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения / Ежемесячное специализированное издание № 5 «ЖКХ и энергетика региона». - Издатель: ООО «Энерго-Пресс», 2009. - 60 с. - С. 51-52.

23

Подписано в печать 21.05.2010. Формат 60х84,/1б Объем 1 уч.-изд.л. Тираж 100 экз. Заказ № 75

Отпечатано в типографии Читинского государственного университета, 672039, г. Чита, ул. Александро-Заводская, 30

Введение

Аналитический обзор существующих разработок по вопросу о 1. привлечении ТЭЦ к покрытию графиков электрических нагрузок

1.1 Выводы по главе и постановка задачи исследования

Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок

Режимы регулирования систем централизованного 2. теплоснабжения

2.1.1 Методы регулирования

2.1.2 Центральное регулирование однородной тепловой нагрузки

2.1.3 Центральное регулирование разнородной тепловой нагрузки

Центральное регулирование разнородной тепловой нагрузки

2.1.4 45 относительно характерного абонента

Способ с ограничением тепловой нагрузки турбины и ^ покрытием недоотпуска тепла ПВК

Способ ограничения нагрузки турбины и покрытием недоотпука

2.3 тепла от основных сетевых подогревателей пиковым 50 подогревателем

Способ ограничения тепловой нагрузки за счет использования

2.4 51 инерционных свойств теплофикационных систем

Моделирование процессов в теплофикационных системах с

2.4.1 учетом аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей при 52 ограничении тепловой нагрузки турбины

Анализ достоверности математической модели и

2.4.2 61 экспериментальное подтверждение результатов

2.5 Выводы по главе 71 3. Схемы тепловой электрической станции

3.1. Существующая научно-техническая база

3.2. Предлагаемые способы работы тепловой электрической станции

Схема тепловой электрической станции с использованием

3.2.1 88 производственного отбора пара на подогрев сетевой воды

Использование РОУ для покрытия пиков тепловой и

3.2.2 94 электрической нагрузок.

3.3. Общий анализ предложенных схем

3.4. Выводы по главе

Сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ

Расчет экономической целесообразности использования ПВК

4.1 для покрытия недоотпуска теплоты турбинами в пики 105 электрических нагрузок

Методика получения дополнительной мощности на основе

4.2 105 оптимизации режимов работы теплофикационных систем

Расчет экономической целесообразности использования

4.3 инерционных свойств теплофикационных систем для 109 повышения регулировочного диапазона

4.4 Эффективность передачи тепловой нагрузки на пиковый бойлер

Оценка экономической целесообразности финансовой

4.5 117 эффективности инвестиционных проектов

4.6 Выводы по главе 139 Заключение 141 Список использованных источников

В заявлениях первых лиц Российской Федерации на различных форумах и встречах неоднократно звучали заявления о том, что без практического решения проблем, связанных с низкой эффективностью использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) во всех сферах экономики, Россия не сможет реализовать себя на мировых рынках как современная конкурентоспособная страна. [94]

В настоящее время ситуация складывается таким образом, что государство обратило внимание на производителей и поставщиков ТЭР. Об этом свидетельствуют последние решения Правительства РФ по вовлечению дополнительных инвестиций в генерацию энергии, но пока положительных результатов по этому вопросу нет.

В условиях рыночной экономики приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления, связанные со снижением себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии. Особенно актуально встает вопрос о повышении конкурентоспособности существующих ТЭЦ. Энергосбережение гораздо более эффективно и реализуемо в значительно более короткие сроки, чем строительство новых ГРЭС, ТЭЦ и т.п.[94]

Одним из основных направлений повышения эффективности топливоиспользования на ТЭЦ является оптимизация систем централизованного теплоснабжения, которая дает значительную экономию топлива без дополнительных капитальных вложений. На современном этапе развития энергетики вопрос комплексной оптимизации режимов работы систем централизованного теплоснабжения, в которой рассматривается источник тепла, тепловые сети и потребители тепловой энергии, рассмотрен многими специалистами и представляет большой интерес.

Объектом исследования является комплекс ТЭЦ — тепловые сети — потребитель. Причем как оптимизация режимов работы систем централизованного теплоснабжения, так и оптимизация тепловых схем ведет к повышению эффективности топливоиспользования.

При оптимизации систем централизованного теплоснабжения большой интерес представляет комплекс тепловые сети — потребитель. Необходимым условием при оптимизации является удовлетворение потребителя расчетным расходом теплоты на отопление и ГВС. Таким образом, необходимо разработать методику определения таких потребителей теплоты, обеспечив которых расчетным расходом теплоты, у других будут комфортные условия.

Система отопления, работающая при постоянном расходе (качественное регулирование) инерционна, изменение температуры в системе затягивается на несколько часов, плохо отслеживает потребности в тепле на отопление при резких колебаниях наружной температуры воздуха, которое иногда бывает более десяти градусов за сутки. Температура иногда регулируется только несколько раз в сутки. Особенно большая проблема в обеспечении экономичных режимов для больших городов, тепловые сети которых характеризуются большой протяженностью и инерционностью. Еще одним наиболее важным фактором является влияние аккумулирующих свойств зданий. Использование теплоаккумулирующей способности зданий позволяет проводить регулирование отпуска теплоты на отопление не по текущей температуре наружного воздуха, а по средней наружной температуре за некоторый период с соответствующим сдвигом времени. Анализируя, можно сделать вывод о необходимости разработки методики определения запаздывания теплоаккумулирующей способности тепловых сетей и теплоаккумулирующей способности зданий.

Проблеме покрытия переменной части графиков электрической нагрузки в последнее время уделялось много внимания. В последние 10-15 лет в энергосистеме нашей страны появляется все большая тенденция к разуплотнению суточных и недельных графиков электрической нагрузки. Особенно остро эта проблема стоит в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин. Разуплотнение электрических графиков 5 нагрузки энергосистем требует, кроме создания специальных пиковых агрегатов и пиковых электрических станций, использования различных резервов мощности энергосистем. Эффективными источниками пиковой мощности могут служить теплофикационные турбины с отбором пара и противодавлением. Для повышения надежности энергоснабжения в период максимума известны различные способы временной перегрузки паротурбинных установок, совместная работа паросиловых блоков и газотурбинных установок, увеличение параметров свежего пара, но данные способы не получили широкого распространения. Существуют многочисленные предложения, связанные с реконструкцией тепловых схем ТЭЦ, направленные на получение дополнительной мощности. Наиболее интересные из них базируются на установке аккумуляторов теплоты либо введении в схему ТЭЦ специальных дополнительных теплообменников.

Исследование реконструкции тепловых схем представлено в данной работе, что в применении с режимными мероприятиями на участке потребитель — тепловые сети даст наибольшую эффективность.

Исходя из актуальности выше названной проблемы, научной новизны и методов исследования, в качестве основных целей и задач диссертационной работы поставлены: оценка способов получения дополнительной мощности на ТЭЦ; исследование способов получения дополнительной мощности на ТЭЦ за счет расширения регулировочного диапазона при сохранении заданного отпуска теплоты от ТЭЦ; исследование инерционных свойств теплофикационных систем и использование способов ограничения тепловой нагрузки с целью повышения мощности ТЭЦ; разработка способа регулирования тепловой нагрузки на ТЭЦ с учетом аккумулирующих свойств тепловых сетей; разработка методики сравнения способов, требующих и не требующих капитальных вложений.

На основании поставленных задач автором в настоящей работе проанализированы способы получения дополнительной мощности на ТЭЦ, реализуемые путём режимных мероприятий без дополнительных капитальных затрат, способов, связанных с установкой дополнительного оборудования либо реконструкцией установленного. При анализе учитывалось влияние режимных и климатических факторов. Предложены некоторые способы работы тепловых электрических станций, повышающие эффективность получения дополнительной мощности на ТЭЦ. Проведено исследование инерционных свойств теплофикационных систем и предложен метод ограничения тепловой нагрузки при условии обеспечения характерного потребителя и всех других потребителей комфортными условиями. Предлагается математическая модель для расчета температуры внутреннего воздуха от температуры возмущения на источнике учетом аккумулирующих свойств тепловых сетей и зданий. Приводятся результаты расчётно-теоретических и экспериментальных исследований.

Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы и приложения.

4.6. Выводы по главе IV

1. В качестве экономических критериев выбора оптимальных теплофикационных систем из рассматриваемых выбраны затратные критерии, т.е. удельные затраты, складывающиеся из капитальных вложений и издержек производства, отнесенные к полученной дополнительной мощности. Кроме того, при сравнении способ следует учитывать дополнительную выработку электрической энергии.

2. Произведенные расчеты общих затрат показали, что способы имеют различные удельные затраты. Наиболее экономически целесообразными методами является методы, основанные на модернизации тепловых схем. Способ с привлечением ПВК для покрытия тепловой нагрузки во время ограничения тепловой нагрузки турбин по расчетам имеет наибольшие общие затраты, но в то же время имеет самый большой интервал регулирования нагрузки.

3. Расчет показал, что применение данных способов позволит частично или полностью покрыть пики электрических нагрузок (рис. 4.4). Способ с использованием ПВК и ПСВ, подключенного параллельно от РОУ позволяют покрыть все пики электрических нагрузок.

ПГП ппглаИпЬпталиип

ПСВ паралле/ъно

Н МВт

Инерционные сбойстда теплофикационных систен

Ъ £ Ь к Ь к \ ч

Рис. 4.4. Суточный график электрической нагрузки. Покрытие пиков электрической нагрузки различными способами.

Частичную электрическую нагрузку целесообразнее покрывать способом с использованием ПСВ, установленного последовательно основным по ходу сетевой воды. Для случая с увеличенным отпуском тепла экономичнее покрывать пик нагрузки способом с использованием РОУ.

4. Произведенная оценка экономической целесообразности финансовой эффективности инвестиционных проектов позволит судить о экономичности того или иного способа. Из приведенных способов повышения мощности турбоагрегатов с использованием пиковых сетевых подогревателей можно сказать об оптимальном и экономически целесообразном методе — это схема с использованием пикового сетевого подогревателя, подключенного последовательно по ходу сетевой воды и питающегося паром из производственного отбора (схема 1). Другие методы с использованием ПВК также экономически целесообразны по сравнению со способом и использованием ПВК.

Заключение

1. Рассмотрены способы по решению вопроса покрытия переменной части графиков электрической нагрузки в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин. Одним из решения таких проблем является комплексная оптимизация систем централизованного теплоснабжения с целью получения дополнительной мощности ТЭЦ. Также в работе рассмотрены способы, основанные на привлечении работы пиковых источников теплоты для получения дополнительной электрической мощности.

2. При оптимизации систем централизованного теплоснабжения большой интерес представляет комплекс тепловые сети — потребитель. Необходимым условием при оптимизации является удовлетворение потребителя расчетным расходом теплоты на отопление и ГВС. Таким образом, разработана методика центрального регулирование разнородной тепловой нагрузки относительно характерного абонента и даны рекомендации по поиску такого характерного абонента.

3. Разработана комплексная математическая модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах. Данная модель может быть использована для расчета температуры прямой сетевой воды у потребителя и расчета внутреннего воздуха потребителя при изменении температуры прямой сетевой воды на источнике (ТЭЦ) при поиске характерного абонента, а также может быть использована при исследованиях инерционных свойств зданий и теплосети. Модели и аналитические зависимости, полученные в диссертационной работе подтверждаются проведенными в работе экспериментальными исследованиями.

4. Предложены эффективные схемы тепловой электрической станции, обладающие новизной и подтвержденные расчетным экспериментом. Данные схемы позволяют получить дополнительную электрическую мощность ТЭЦ, а также дает возможность более экономично повысить отпуск тепла от ТЭЦ.

5. Предложена методика сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ, предлагаемых в диссертационной работе. Для сравнения вариантов, требующих и не требующих капитальные вложения определен критерий сравнения - приведенные затраты. Расчет показал, что эффективным способом является способ ограничения тепловой нагрузки турбин за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем. Но этот способ имеет узкий диапазон регулирования по сравнению с другими способами. Способ с передачей нагрузки на ПВК обладает наибольшим интервалом регулирования, но и имеет наибольшие общие затраты.

1. Работа ТЭЦ в объединённых энергосистемах / Е.А.Волкова, И.М. Волькенау, М.И. Гитман и др.; Под ред. В.П. Корытннкова М.: Энергия, 1976.-211с.

2. Иванов В.А Стационарные и переходные режимы мощных паротурбинных установок . JL: Энергия, 1971, 280 с.

3. Руте Ц.К Патент паросиловой установки с сильноколеблющейся нагрузкой, № 13003, 1925.

4. Arrangment for the storage of energy in pourr plants, № 4130992, 1978.

5. Method and apparatus for the storage of energy in power plants, № 4129004, 1978.

6. Pear load operation in steam power plants, № 3411299, 1968.

7. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983 — 255с.

8. Маневренные ТЭЦ с современным использованием паровых и газотурбинных агрегатов / В.В. Грибов, Т.Н. Давыдова, В.И. Длугосельский, и др. Теплоэнергетика, 1978, № 4, с.28-32.

9. Стемпель Г. Современные теплоэлектроцентрали большой мощности в ПНР. Бюллетень постоянной комиссии СЭВ по электроэнергии, 1972, № 2.

10. Сурков В.В. О целесообразности применения схемы современной работы паровых и газовых турбин. — Теплоэнергетика, 1980, № 12, с.43-45.

11. Тырышкин В.Г., Бодров И.С. Резниченко В .Я. Использование высокотемпературных одновальных газотурбинных установок типа ГТЭ -150 ЛМЗ в составе комбинированных энергетических ПТУ различных схем. -энергомашиностроение, 1980, № 9, с. 11-16.

12. Черня Г.А Суточные графики нагрузки объединенных энергосистем и вопросы поышения маневренности энергетического оборудования -Теплоэнергетика, 1975, №11, с.23-27.

13. Косарева И. А. Оптимизация режимов работы ТЭЦ при прохождении пиков и провалов электрической нагрузки: дисс. канд. техн. наук. М. МЭИ, 1974. - 178с.

14. Баринберг Г. Д. Эффективность двухступенчатого подогрева сетевой воды в теплофикационных паровых турбинах типа Т с пониженными начальными параметрами пара./Баринберг Г.Д. //Теплоэнергетика, 2004, № 5 -с. 16-18.

15. Богачко М.Ю. Выбор оптмального условия загрузки теплофикационных агрегатов, несущих тепловую нагрузку в неотопительный и переходный периоды / Богачко М.Ю., Ильин Е.Т., Печенкин С.П., Тимофеева Ю.Н. // Теплоэнергетика, 2005, № 5 с.53—56.

16. Калатузов В. А. Зависимость располагаемой электрической мощности тепловой электростанции от эффективности ее низкопотенциальной части/ Калатузов В.А. // Промышленная энергетика, 2006, № 10 с.36-42.

17. О возможности превышения номинальной мощности энергоблока 300 МВт при отключении регенерации высокого давления / А.Г. Прокопенко,

18. A.М. Леонков, И.С. Мысак и др. Электрические станции, 1978, № 11, с.24-27.

19. Эффективность способов получения пиковой электрической мощности на промышленно-отопительных ТЭЦ / А.Д. Качан, Н.И. Шкода,

20. B.К. Балабанович и др.- Электрические станции, 1980, №2,с.31-34.

21. Липец А.У. Получение тепла из отборов турбин, в энергетических котлах и водогрейных котельных // Теплоэнергетика, 2003 № 3 с. 64-65.

22. Гельтман А.Э., Шапиро Н.И. Анализ эффективности использования ТЭЦ для покрытия пиковых электрических нагрузок- Теплоэнергетика, 1966,.№2, с.51-56.

23. Бененсон Е.И., Баринберг Г.Д. Тепловая экономичность теплофикационных турбин при покрытии пиков электрических нагрузок.-Электрические станции, 1973, № 6, с.22-25.

24. Волков H.H., Яковлев В.В. Возможности дополнительного повышения мощности теплофикационных турбин с отопительными отборами пара —Теплоэнергетика, вып.1. Мн.: Вышейшая школа, 1970.-54-60с.

25. Гельтман А.Э., Шапиро Н.И. Условия эффективности получения пиковой электрической мощности на промышленных ТЭЦ.-Теплоэнергетика, 1971, №6, с. 29-33.

26. Гельтман А.З., Шапиро Н.И. Использование ПТУ для получения дополнительной пиковой электрической мощности — Энергомашиностроение, 1974, № 7, с. 19-21.

27. Пекелис Г.Б., Крамаренко В.И. Влияние параметров пара и типа теплофикационных турбин на величину их пиковой мощности.-Теплоэнергетика, вып. 1, Мн.:Вышейшая школа, 1970, с.47-53.

28. Шапиро Н.И. Исследование способов и условий эффективности повышения располагаемой мощности ТЭЦ в период годового максимума электро- и теплопотребления в энергосистемах: Автореф. дисс.канд. техн. наук—JL: ЛПИ, 1972.-17л.

29. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Мн.: Вышейшая школа, 1976, 290 с.

30. Гитман М.И., Левин Л.И. Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок. Теплоэнергетика, 1976, № 4, с.28-31.

31. О.Шапиро Г. А. Повышение эффективности работы ТЭЦ.-М.: Энергоиздат, 1981.-200с.

32. Патент 2235249 (КЩ МКИ7 Р 29 В 3/08. Способ теплоснабжения/В .И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Готов, И.Н. Шепелев//

33. Бюллетень изобретений. 2004. № 24.

34. Патент 2235250 (КЩ МКИ7 Р 29 В 3/08. Система теплоснабжения/В .И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Готов, И.Н. Шепелев// Бюллетень изобретений. 2004. № 24.

35. Орлов М.Е. Использование теплонасосных установок на ТЭЦ для обеспечения пиковой тепловой нагрузки. В кн.: Теплоэнергетика и теплоснабжение: Сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ. Вып. 2. -Ульяновск: УлГТУ. 2004. С. 19-28.

36. Шарапов В. И. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения./ Шарапов В. И., Орлов М. Е. М.: Издательство «Новости теплоснабжения», 2006. - 208 е.; ил.

37. Шарапов, В.И. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения/ Шарапов, В.И., Ротов П.В. — М.: Новости теплоснабжения, 2007. — 164 е.; ил.

38. Горшков В.Г., Тарасов В.А. Сокращение затрат энергоресурсов за счет использования сбросной энергии с помощью тепловых насосов// Энергосбережение в Поволжье. 2000. № 2. С. 56-57.

39. Зубков В.А. Использование тепловых насосов в системах теплоснабжения// Теплоэнергетика. 1996. № 2. С. 17-20.

40. Рей Д., Макмайл Д. Тепловые насосы. Пер. с. англ. М.: Энергоатомиздат. 1982. 224 с.

41. Persson Tina, Jander Lars. Stockholm the sity of largeheat pumps// ASEA Jornal. 1985. №2.40.0садчий Г.Б. Реальная возможность снижения затрат на тепло-снабжение//Жилищное и коммунальное хозяйство. 1997. № 11. С. 35-37.

42. Стенин В.А. Использование теплонасосной установки в системах теплоснабжения//Теплоэнергетика. 1997. № 5. С. 28-29.

43. Стенин В.А. Теплонасосная установка для снижения удельного расхода сетевой воды в системах теплоснабжения// Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 35-36.

44. Патент 2095581 (БШ). МПК Б 01 К 17/02. Система теплоснабжения/ В.М. Чаховский, Б.М. Берлицкий, В.Б. Галежа и др.// Бюллетень изобретений. 1997. №31.

45. Бутузов В.А. Перспективы применения тепловых насосов / Бутузов

46. B.А. // Промышленная энергетика 2005 № 10 — С. 5 7.

47. Новожилов Ю.Н. Применения тепловых насосов в системах теплоснабжения / Новожилов Ю.Н. // Промышленная энергетика 2006 № 5 —1. C. 24-25.

48. Губин В. Е. Концепция совершенствования схем отпуска тепла от ТЭЦ на основе комплексного энергетического обследования : автореферат дис. . канд. техн. наук / В. Е. Губин. Томск, 2004.

49. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов — 8 -е изд., стереот. / Е. Я. Соколов. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 472 с. : ил.

50. Батухтин А. Г. Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ на основе математического моделирования с учетом функционирования различных типов потребителей : дис. . канд. техн. наук / А. Г. Батухтин. Улан-Удэ, 2005.

51. Гиршфельд В. Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС / В. Я. Гиршфельд, А. М. Князев, В. Е. Куликов. М. : Энергия, 1980. - 288 с. : ил.

52. Папикян С.Р. Влияние температурных характеристик на эффективнсоть режимов отпуска теплоты и на выработки электроэнергии на тепловом потреблении / Папикян С.Р., Гиршфельд В .Я., Ляликов Б.А. // Теплоэнергетика 1987 . - № 9 - С.65-67.

53. Гиршфельд В.Я. Испытания теплоэнергетического оборудования и обработка результатов с использованием метода планирования эксперимента / Гиршфельд В.Я.ю, Акименкова В.М., Куликов В.Е., Борисов Г.М.// Теплоэнергетика 1976 - № 2 - С. 38-41

54. Беляев В.И. Влияние переменного режима теплосети на работу турбины Т-100-130 по тепловому графику /Беляев В.И., Гиршфельд В.Я., Миркина А.И.// Теплоэнергетика 1972 - № 4 - С. 10-13.

55. Вороновский Г. К. Нормирование, мониторинг и управление качеством теплоснабжения в крупных теплофикационных системах с использованием новых методических принципов / Г. К. Вороновский, К. В. Махотило // Новости теплоснабжения. — 2002. — № 3. — С. 38-42.

56. Хлебалин Ю. М. Использование пара промышленных отборов турбин для выработки пиковой конденсационной электроэнергии на ТЭЦ / Ю. М. Хлебалин, В. В. Захаров // Промышленная энергетика. 1998. — № 10. -С. 14-16.

57. Проведение энергоаудитов на предприятиях города Читы : отчет по НИР / Иванов С. А., Середкин А. А. Чита: ЧитГТУ. - 1999. - 50 с. - Инв. № 02200001236.

58. Повышение эффективности работы ТЭС Читинской энергосистемы. Ч II. Оптимизация режимов отпуска тепла от Читинской ТЭЦ-1 : отчет по

59. НИР / Чибушев А. П., Иванов С. А. Чита. : ЧПИ. - 1989. - 65 с. - Инв. № 01870068052.

60. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник: / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский. Э.Б. Хиж и др. М.: Стройиздат, 1988

61. Шалагинова З.И. Задачи и методы расчета температурных графиков отпуска тепла на основе теплогидравлического моделирования систем теплоснабжения // Теплоэнергетика 2004 № 7 — С. 41 -49.

62. Патент 2174610 (БШ). МПК Б7 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической станции/ В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов.// Бюллетень изобретений. 1997. № 31.патент 2174610

63. СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий.

64. Гиршфельд, В. Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС / В. Я. Гиршфельд, А. М. Князев, В. Е. Куликов. М. : Энергия, 1980. - 288 с. : ил.68. 191 грант

65. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции./ В.Я. Рыжкин.- МЛ., издательство «Энергия», 1967. 400 с.

66. Патент 2164606 (БШ). МПК Б7 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической станции/ В.И. Шарапов, П.В. Ротов, М.Е. Орлов.

67. Н.М. Зингер, А.И. Белевич Развитие теплофикации в России//Электрические станции 1999 г. - № 10.

68. Патент 2291970 (RU). МПК F7 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической станции/ М.М. Замалеев, Е.В. Макарова, В.И. Шарапов.

69. Заявка на изобретение 2003101028 (RU). МПК F7 01 К 17/00. Способ работы тепловой электрической станции/ В.А. Стенин, В.А. Стенин.

70. Патент 86240 (RU). МПК F7 01 К 17/00Способ работы тепловой электрической станции / А.Г. Батухтин, С.А. Иванов, Н.В. Горячих, М.С. Басс.

71. Качан А. Д. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций /А.Д. Качан, Н.В. Муковозчик — М: Выш. Школа, 1983 .-159с.

72. Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения / Б.В. Яковлев. М.: Новости теплоснабжения, 2008 — 448 с.

73. ГОСТ 3618-76. Турбины паровые стационарные для привода электрических генераторов. Типы, основные параметры. -М.: 1976.-11С.

74. Бененсон Е.Н., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины.-М. ¡Энергия, 1976.-264с.

75. Борисова В.П. Получение реальных характеристик теплофикационных турбоустановок с отопительными отборами: Автореф.дисс. канд. техн. наук. -М. :МЭИ, 1985.-16с.

76. Экономическая эффективность использования ТЭЦ в маневренном режиме /Н.Н. Кнотько, В.И. Трутаев, Т.М. Турмен и др. — В кн.: Научные и прикладные проблемы энергетики. Мн.: Вышейшая школа, 1981, вып. 3, с.113-117.8271 Косарева

77. Хлебалин Ю.М. Эффективность ТЭЦ с турбинами типа ТК / Хлебалин Ю.М. // Промышленная энергетика 2008, № 8 — с. 34-36.

78. Хлебалин Ю.М. Термодинамическая эффективность паро- и газотурбинных установок / Хлебалин Ю.М. // Промышленная энергетика 2007, № 3-е. 32-36.

79. Баринберг Г.Д. Эффективность повышения параметорв пара мощных теплофикационных турбин // Теплоэнергетика 2000, №11.

80. Аракелян Э.К. Методика выбора оптимальных параметров и режимов работы оборудования энергоблоков на частичных нагрузках./ Аракелян Э.К.// Теплоэнергетика 2002, №мЗ, с.57-60.

81. Ильин Е.Т. Влияние динимики теплосети на режимы работы энергоблоков с турбинами Т-250/300-240/ Ильин Е.Т., Куличихин В.В., Ломакин Б.В. // Электрические станции 1996, № 3 с.22-26.

82. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара / Баринберг Г.Д., Кортенко В.Б. // Теплоэнергетика 2000 № 2-е. 11-15.

83. Аракелян Э.К., Косарева И.А. Оптимизация режимов работы при прохождении провалов нагрузки.-Л.: Информэнерго, депонир. рукопись, 1983.-55с.

84. Иванов В.А. Проблема покрытия переменной части графиков энергопотребления. Теплоэнергетика, 1963, Мб, с.2-7.

85. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику. /В.А. Иванов, В.М. Боровков, А. Г. Кутахов, В.В. Ванчиков Известия вузов СССР. Энергетика., 1982, № 7, с.39-43.

86. Шапиро Г.А. Получение дополнительной мощности теплофикационных турбин —Теплоэнергетика, 1983, № 1, с. 17-22.

87. Иванов В.А., Боровков В.М., Иванов С.А. Анализ способов получения дополнительной мощности от ТЭЦ с учётом климатических и режимных факторов-Известия вузов СССР. Энергетика, № 6, с. 57-61.

88. Семенов Б.А. Оптимизация систем теплоиспользования в системах централизованного теплоснабжения городов: дисс.докт. тех.наук — Саратов: СГТУ, 2002 г. 527 с.

89. Игонина J1.JI. Инвестиции. Учебник для ВУЗов. Изд. 2-е, перераб., доп. Изд. Магистр, 2008 г. - 749 с.

90. Экономика предприятия: Учебник/ Под ред. проф. H.A. Сафронова. М.: "Юристъ", 1998. - 584 с.

91. Самсонов B.C. Экономика предприятий энергетического комплекса / Самсонов B.C., Вяткин М.А. М.: «Высшая школа», — 416 с.

92. Кожевников H.H. Экономика и управление энергетическими предприятиями / Под ред. Кожевникова H.H. (1-е изд.) учебник, — Издательство: Академия — 272 с.

93. В.Н. Гонин Экономическая оценка инвестиций / Гонин В.Н., Малышев Е.А., Сокол-Номоконова О.В. Учеб. Пособ, Чита: ЧитГУ, 2008 — 194 с.

94. Степанов B.C. Эффективность использования энергии и энергосбережение / Степанов B.C., Степанова Т.Б. Учеб, пособ. Иркутск: ИрГТУ, 2002. - 145 с.

95. Кудинов В.А. Техническая термодинамика Учеб. пособие для втузов. 2-е изд., испр. — М.: Высшая школа., 2001 - 261 с.

96. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения / Вестник МАНЭБ. 2009. Т. 14, №3. - С. 102-104.

97. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Метод повышения электрической мощности / Промышленная энергетика 2009, № 12 — С. 13 — 15 .

98. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Горячих Н.В. Комплексная оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов / Научно-технические ведомости СпбГТУ- Спб., 2009.-№ 3 С.53-63.

99. Иванов С.А., Горячих Н.В., Сафронов П.Г. Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок / Научно-технические ведомости СпбГТУ— Спб., 2009.—№ 4 — С. 166-172.

100. Иванов С. А., Горячих Н.В. Программа оптимального распределения заданной электрической мощности между турбоагрегатами ТЭС/ Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614237./

101. Горячих Н.В., Батухтин А.Г., Иванов С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения. Повышение эффективности работы ТЭС/ Кулагинские чтения: VIII Всероссийская научно-практическая Чита: ЧитГУ, 2007.- Ч. II. - С. 134 - 137.

102. Горячих Н.В. Использование инерционных свойств теплофикационных систем для повышения маневренности ТЭЦ / Кулагинские чтения: IX Всероссийская научно-практическая — Чита: ЧитГУ, 2009.-Ч. II.-С. 110-114.

103. Горячих Н.В., Батухтин А.Г. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения / Ежемесячное специализированное издание № 5 «ЖКХ и энергетика региона». — Издатель: ООО «ЭнергоПресс», 2009. 60 с. - С. 51-52.