автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Влияние абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС и АЭС

На правах рукописи

Янченко Илья Владимирович

ВЛИЯНИЕ АБСОРБЦИОННОГО ТЕПЛОВОГО НАСОСА НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЭС И АЭС

05.14.14 - «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»

1 АПР 2015

Автореферат

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

005566586

Новочеркасск - 2015

005566586

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова»

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Скубиенко Сергей Витальевич

Официальные оппоненты: Шарапов Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ульяновский государственный технический университет», заведующий кафедрой «Теплогазо-снабжение и вентиляция»;

Ледуховский Григорий Васильевич, кандидат технических наук, доцент, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», доцент кафедры «Тепловые электростанции»

Ведущая организация: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого»

Защита состоится «14» мая 2015 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.304.08, созданного на базе федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Южно-Российский государственный политехнический университет (ИЛИ) имени М.И. Платова» в аудитории 149 главного корпуса по адресу: 346428, Ростовская обл., г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова» и на сайте http://www.npi-tu.ru/.

Автореферат разослан « » ыОрщО. 2015 г. Ученый секретарь

диссертационного совета (Батищев Денис Владимирович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Конденсационные тепловые (ТЭС) и атомные (АЭС) электрические станции установленной мощностью свыше 1000 МВт составляют большую часть энергетической системы России (около 61%). КПД таких электростанций, как правило, не превышает: для ТЭС - 40%, для АЭС - 32%. Величина КПД конденсационных ТЭС и АЭС обусловлена особенностями технологического процесса, однако влияние на ее изменение могут оказывать и отличные от номинальных режимы работы электростанции и физический износ энергетического оборудования.

ТЭС, как правило, работает на высоких и сверхвысоких параметрах пара, но при переменных режимах ее оборудование работает на более низких начальных параметрах пара, что влечет за собой снижение номинальной мощности энергоблоков, и как следствие, тепловой экономичности электростанции в целом.

Характерной особенность технологического цикла АЭС является работа турбоустановки на влажном паре, что помимо высоких теплопотерь в холодном источнике, также оказывает серьезное влияние на тепловую экономичность электростанции, из-за повышенной влажности парового потока в последних ступенях цилиндров низкого давления паровой турбины.

С целью повышения эффективности работы конденсационных ТЭС и АЭС при номинальных и переменных режимах предлагаются различные варианты применения высокоэффективного теплонасосного оборудования. Наиболее распространенным вариантом - является применение тепловых насосов парокомпрессионного типа (ПКТН), характеризующихся высокими коэффициентами трансформации. Однако на крупных энергетических объектах наиболее целесообразным является применение абсорбционных тепловых насосов (АБТН), которые в отличие от первых, характеризуются наименьшими затратами энергии на собственные нужды, что является особенно актуальным при сжигании дорогостоящих топлив органического происхождения.

Исследования, приведенные в диссертационной работе, направлены на разработку новых технических решений по использованию абсорбционных тепловых насосов в существующих технологических циклах электростанций, на примере конденсационных энергоблоков ТЭС мощностью 300 МВт и АЭС мощностью 1000 МВт, позволяющих повысить их тепловую экономичность.

Диссертационная работа выполнена в рамках приоритетных направлений развития пауки, технологий и техники Российской Федерации в области «Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика» и в рамках научного направления университета «Комплексное использование топливно-энергетических ресурсов и повышение надежности, экономичности и безопасности энергетических систем». Отдельные результаты работы были использованы при выполнении госбюджетной темы 13.12 «Повышение энергоэффективности режимов

энергооборудовапия средствами оптимального проектирования, управления, мониторинга и диагностики».

Степень разработанности. Изучение проблемы связанной с потерями тепловой энергии и обеспечения эффективности работы основного энергетического оборудования на электростанциях, способствовало развитию научно-исследовательских направлений в данной области, о чем свидетельствуют многочисленные теоретические и технические решения по оптимизации тепловых схем электрических станций.

К проблематике повышения эффективности работы основного энергетического оборудования на электростанциях посвящены работы следующих авторов: Догадина Д.Л., Ефимова Н.Н, Крыкина И.Н., Лапина И.А., Латыпова Г.Г. Малышева П.А., Орлова М.Е., Плевако А.П., Подстрешной Н.С., Скубиенко C.B., Стенина В.А., Шарапова В.И. Работы данных авторов рассматривают оптимизацию работы сетевых и конденсационных установок электростанций, систем технического водоснабжения, систем продувки барабанных котлов, систем маслоснабжения турбоустановок, за счет применения тепловых насосов. Применение тепловых насосов в составе регенеративных систем ТЭС и цилиндрах низкого давления АЭС, для обеспечения вторичного промежуточного перегрева пара при переменных режимах работы тепловых насосов абсорбционного типа, в данных работах в явном виде не рассматривались и требуют дальнейшего более широкого исследования.

Цель работы заключается в разработке научно-обоснованных технических решений направленных на повышение тепловой экономичности работы ТЭС и АЭС, за счет применения абсорбционных тепловых насосов.

Задачи исследования, направленные на достижение цели работы:

1. Проведение системного анализа существующей в настоящее время информации о технических решениях, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС за счет применения тепловых насосов в составе технологических циклов электростанций.

2. Исследование целесообразности применения тепловых насосов в технологических циклах электростанций с поиском наиболее перспективного технического решения установки теплонасосного оборудования в системы регенерации паротурбинной установки и технического водоснабжения ТЭС и проточную часть цилиндров низкого давления турбоустановки АЭС.

3. Разработка математической модели режимов работы ТЭС и АЭС с тепловым насосом для проведения численных исследований показателей тепловой экономичности типовых и модернизированных энергоблоков.

4. Разработка и экономическое обоснование практической реализации наиболее перспективных технических решений по установки теплонасосного оборудования на типовых энергоблоках ТЭС и АЭС.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Разработана технологическая схема включения абсорбционного теплового насоса (АБТН) в тепловую схему ТЭС (на примере энергоблока мощностью 300 МВт), отличающаяся от известных применением конденсационного контура теплового насоса в первом подогревателе низкого давления (ПНД) системы регенерации турбоустановки, что позволяет повысить термический КПД регенеративного цикла на 1,6-4,8%, и тепловую экономичность электростанции в целом на 0,1-Ю,9%;

2. Разработана математическая модель тепловой схемы энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт, в отличие от известных, впервые учитывающая влияние коэффициента трансформации АБТН на эффективность регенеративного цикла, что позволяет осуществлять моделирование и анализ различных переменных режимов работы ТЭС с АБТН при оценке ее тепловой экономичности;

3. Впервые получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков, расходов пара на турбоустановку и КПД электростанции в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды, и позволяющие определять наиболее оптимальные эксплуатационные условия для переменных режимов работы электростанции;

4. Получена технологическая схема включения абсорбционного теплового насоса в тепловую схему АЭС (на примере энергоблока мощностью 1000 МВт), отличающаяся от известных, применением конденсационного контура теплового насоса в едином корпусе с цилиндром низкого давления паровой турбины и испарительного контура на подающем и отводящем трубопроводах системы технического водоснабжения энергоблока, позволяющая повысить тепловую экономичность электростанции на 1,3-^2,7% и обеспечить дополнительный прирост электрической мощности от 7,7 до 8,3 МВт;

5. Разработана математическая модель тепловой схемы энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт с абсорбционным тепловым насосом, в отличие от известных, впервые учитывающая вторичный промежуточный перегрев пара в цилиндрах низкого давления турбоустановки, и позволяющая осуществлять моделирование и анализ сезонных режимов работы электростанции с типовой компоновкой оборудования и имеющей в составе АБТН.

Теоретическое значение работы заключается в следующем:

- впервые рассмотрена возможность применения конденсационного контура теплового насоса (на примере энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт) непосредственно в подогревателях низкого давления системы регенерации паротурбинной установки;

- впервые в расчет тепловых схем ТЭС с АБТН введен коэффициент энергетической эффективности, учитывающий влияние коэффициента трансформации теплового насоса на термический КПД регенеративного цикла;

- рассмотрено влияния переменных режимов работы испарительного контура абсорбционного теплового насоса, на тепловую экономичность ТЭС, и вторичного промежуточного перегрева пара в цилиндрах низкого давления турбоустановки, на тепловую экономичность АЭС.

Практическое значение работы заключается в следующем:

- предложены технические решения по практической реализации применения абсорбционных тепловых насосов в технологических циклах ТЭС и АЭС, отличающиеся простотой подключения теплонасосного оборудования и минимальным вмешательством в существующий цикл электростанций;

- получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков, расходов пара на турбоустановку и КПД электростанции в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды;

- предложены рекомендации по размещению абсорбционного теплового насоса в главном корпусе электростанций и его подключению к основному энергетическому оборудованию, которые могут быть учтены при проектировании новых и реконструкции существующих ТЭС и АЭС;

- получены два патента на полезную модель на схемные решения но применению АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС.

Методология и методы исследования. Методология диссертационной работы основана на совокупности методов, включающих теорию тепломассообмена, а также численные и аналитические методы решения систем линейных и нелинейных алгебраических уравнений.

В ходе проведения исследований были применены методы анализа научно-технической документации, теоретические и численные методы оценки влияния абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС и АЭС, проведено математическое моделирование режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС с установленным теплонасосным оборудованием на примере энергоблоков мощностью 300 и 1000 МВт.

Положения, выносимые на защиту:

- новые технические решения по применению абсорбционного теплового насоса в составе технологических циклов ТЭС и АЭС;

- математическая модель режимов работы ТЭС с абсорбционным тепловым насосом;

- математическая модель работы АЭС с абсорбционным тепловым насосом.

Степень достоверности результатов проведенных исследований.

Достоверность и обоснованность полученных результатов подтверждается: корректным использованием фундаментальных законов термодинамики и теплопередачи; корректностью допущений математических моделей и оценкой погрешности результатов исследований основанной на общепринятой методике

расчета тепловых схем электростанций и параметров пара и воды; использованием современных вычислительных программных средств (Microsoft Excel, WaterSteamPro, NeuroThermal) для проведения и обработки результатов исследований.

Реализация результатов исследования.

Результаты диссертациопной работы получили внедрение в:

- научно-исследовательскую деятельность ЮРГПУ (НПИ) при выполнении НИР в рамках инициативной работы кафедры ТЭСиТ, на что получен акт о внедрении результатов в учебный процесс ЮРГПУ (НПИ) при подготовке выпускных квалификационных работ бакалавров и магистров по направлению 140100 (130301) «Теплоэнергетика и теплотехника», а также при выполнении госбюджетной работы 13.12 «Повышение энергоэффективности режимов энергооборудования средствами оптимального проектирования, управления, мониторинга и диагностики»;

научно-техническую разработку филиала «ЭНЕКС» (ОАО) «Ростовтеплоэлектропроект» при осуществлении проектирования новых и реконструкции действующих ТЭС, на что получен акт о внедрении результатов диссертационной работы, и положительный отзыв филиала ОАО «ОГК-2» Новочеркасская ГРЭС.

Апробация результатов работы. Научные результаты и положения диссертационной работы докладывались на российских и международных научно-технических конференциях: «Wyksztalcenie i nauka bez granic» («Образование и наука без границ»), Польша 2013; «Ключови въпроси в съвременната наука» («Ключевые проблемы современной науки»), Болгария 2014; «Новината за напреднали наука» («Новости передовой науки»), Болгария 2014; «Студенческая научная весна», Новочеркасск 2014; «Электроэнергетика глазами молодежи», Томск 2014. На научных семинарах и заседаниях кафедры ТЭСиТ ЮРГПУ(НПИ).

Личный вклад автора состоит в:

- проведении системного анализа существующей в настоящее время информации о технических решениях, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС за счет применения тепловых насосов в составе технологических циклов электростанций, с выявлением работ наиболее близко подходящих к тематике диссертационного исследования;

- проведении предварительных численных исследований целесообразности применения различных типов тепловых насосов в составе технологических циклов электростанций, с целью поиска наиболее перспективного технического решения;

- разработке наиболее перспективных технологических схем включения абсорбционного теплового насоса в тепловые схемы ТЭС (на примере энергоблока мощностью 300 МВт) и АЭС (на примере энергоблока мощностью 1000 МВт);

- разработке математических моделей режимов работы тепловых схем ТЭС и АЭС с применением абсорбционного теплового насоса, на примере энергоблоков мощностью 300 и 1000 МВт;

- проведении, численных исследований с помощью математических моделей режимов работы ТЭС и АЭС с абсорбционным тепловым насосом;

- анализе результатов исследования и разработке технических решений по практической реализации применения абсорбционных тепловых насосов в технологических циклах ТЭС и АЭС, на примере энергоблоков мощностью 300 и 1000 МВт;

экономическом обосновании практической реализации применения абсорбционных тепловых насосов в технологических циклах ТЭС и АЭС.

Публикации. По тематике диссертационного исследования опубликовано 9 печатных работ, в том числе 2 в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 2 патента на полезную модель, 5 в материалах международных и российских конференций.

Общая характеристика диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и 8 приложений. Объем диссертационной работы составляет 180 страниц, в том числе 48 иллюстраций, 12 таблиц, список литературы из 107 наименований, приложения на 39 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и решаемые задачи, представлена научная новизна и практическая значимость, изложены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе выполнен аналитический обзор существующих схемных решений по применению паротурбинных установок для производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС, типов тепловых насосов и способов их применения в составе тепловых схем ТЭС и АЭС, с описанием их основных преимуществ и недостатков, влияющих на тепловую экономичность технологических циклов электростанций, а также зарубежного опыта использования тепловых насосов на крупных энергетических объектах.

По результатам обзора были определены основные параметры рабочей среды технологических циклов ТЭС и АЭС, влияющих на тепловую экономичности электростанций, параметры работы тепловых насосов и характерные особенности работы конденсационных турбоустановок ТЭС и АЭС, связанные с потерей тепловой энергии в холодном источнике и повышенной влажностью пара в последних ступенях турбины.

С целью повышения тепловой экономичности работы ТЭС и АЭС были рассмотрены научно-исследовательские работы, направленные на применение парокомпрессионных (ПКТН) и абсорбционных тепловых насосов (АБТН), основной задачей которых являлась оптимизация сетевых установок, систем технического водоснабжения и систем регенерации турбоустановок.

Анализ данных работ показал, что АБТН по сравнению с ПКТН, работающих при равных условиях в составе технологических циклов электростанций, отличаются

наибольшей производительность при меньших затратах энергии на собственные нужды, что делает их наиболее предпочтительными с точки зрения применения в составе тепловых циклов электростанций. Однако, несмотря на преимущества применения АБТН возникает ряд вопросов связанных с эффективностью работы данных тепловых насосов при переменных режимах. Если для тепловых насосов парокомпрессионного типа данный вопрос уже рассматривался и имеются конкретные результаты экспериментальных исследований, то для тепловых насосов абсорбционного типа, работающих в составе энергоблоков крупных электростанций исследования возможных вариантов эксплуатационных режимов, в явном виде не проводились.

Решение данного вопроса связанно с развитием научных исследований в области наиболее рациональных способов интеграции теплонасосных установок в состав существующего энергетического оборудования и исследования режимов работы модернизированных тепловых схем электростанций при сезонных изменениях нагрузок энергоблоков, что позволяет сделать вывод об актуальности и обоснованности диссертационной работы.

Вторая глава посвящена разработке новых схемных решений для технологических циклов ТЭС и АЭС с применением абсорбционного теплового насоса. В рамках данного раздела диссертации проведены: исследования целесообразности применения парокомпрессионных тепловых насосов в схемах ТЭС; поиск и обоснование наиболее перспективных схемных решений по применению абсорбционного теплового насоса в технологических циклах ТЭС и АЭС.

При исследовании целесообразности применения парокомпрессионных тепловых насосов в схемах ТЭС, на примере энергоблока мощностью 300 МВт, работающего при среднестатистической температуре охлаждающей воды 1в=12°С с коэффициентом недовыработки электрической мощности 0,96, был выполнен сравнительный анализ показателей тепловой экономичности трех схемных решений по применению ПКТН в цикле электростанции по сравнению с типовой компоновкой энергетического оборудования.

Особенностью предлагаемых схемных решений, отличающей их от аналогов, является подключение конденсационного контура ПКТН непосредственно к регенеративным подогревателям низкого давления (ПНД), в следующей последовательности:

- подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №9 и нижнего сетевого подогревателя (НСП) сетевой установки;

- подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №8,9 и НСП сетевой установки;

- подключения к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №7,8,9 и НСП сетевой установки.

По результатам сравнительного анализа (рис. 1) было установлено, что применение ПКТН в технологическом цикле ТЭС может способствовать увеличению

установленной мощности электростанции от 3300 до 7700 кВт, а ее абсолютный КПД на 0,5 + 1,1 %.

Однако, учитывая затраты энергии на собственные нужды энергоблока при работе компрессора теплового насоса, которые значительно превышают показатели стандартной тепловой схемы на величину от 6000 до 11000 кВт, фактические значения установленной мощности и КПД электростанции будут на 0,75 + 1,4 % ниже относительно традиционной компоновки.

Таким образом, было установлено, что применение ПКТП позволит обеспечить экономичность работы только турбо-установки, за счет повышения ее электрического КПД, но не позволяет увеличить экономичность электростанции в целом из-за повышенных расходов энергии на собственные нужды.

В результате поиска и обоснования наиболее перспективного схемного решения по применению абсорбционного теплового насоса в технологическом цикле ТЭС был получен ряд схемных вариантов подключения:

- первого ПНД и НСП сетевой установки (рис. 2а);

- двух первых ПНД и НСП сетевой установки (рис. 26);

- двух первых ПНД системы регенерации турбоустановки (рис. 2в).

Вариант 1 Вариант2 Вариант 3 Вариант схемного решения Мощность энергоблока ТЭС с ПКТН, кВт «Установленная мощность энергоблока ТЭС, кВт в Фактическая мощность энергоблока ТЭС с ПКТН, кВт

0,415 0,41 0,405 0,4 0,395 0,39 0,385

Вариант! Варианг2 Вариант 3

Вариант схемного решения

КПД энергоблока ТЭС с П КТН ы КПД стандартного энергоблока ТЭС ■ Фактический кпд энергоблока ТЭС с ПКТН_

0,485 0,48 0,475 0,47 0,465 0,46

Вариант1 Вариант2 ВариантЗ

Вариант схемного решения И КПД турбоустановки энергоблока ТЭС с ПКТН и КПД турбоустановки стандартного энергоблока ТЭС

а)

б)

в)

Рисунок I - Показатели тепловой экономичности энергоблока ТЭС с парокомпрессионным тепловым насосом (ПКТН): а) изменение электрической мощности энергоблока; б) изменение КПД энергоблока; в) изменение КПД турбоустановки.

Все схемные решения учитывают:

- технические характеристики существующих абсорбционных тепловых насосов большой мощности (единичная тепловая мощность, температурный предел нагреваемой среды, расход пара на генератор теплового насоса);

- температурные режимы работы регенеративных и сетевых подогревателей;

тепловую мощность регенеративных и сетевых подогревателей;

возможность применения абсорбционного теплового насоса в технологическом цикле ТЭС без кардинальных изменений существующей тепловой схемы энергоблока.

Па примере технологического цикла ТЭС с турбо-установкой К-3 00-240-2 ХТГЗ можно отметить, что первые два регенеративных подогревателя низкого давления и нижний сетевой подогреватель отопительной установки (в отопительный период) работают в диапазоне температур 60-90 °С. Согласно технических характеристик. промышленный АБТН способен обеспечивать температурный режим высокопотенциальной рабочей среды в диапазоне 70-90 °С.

Для обеспечения заданной тепловой мощности АБТН использует тепловую энергию пара основного технологического цикла ТЭС. Из уравнения 1 видно, что расход пара на абсорбционный тепловой насос напрямую зависит от его тепловой мощности. Чем больше величина тепловой мощности тепло-

.»_ .9. я. .7. А

Рисунок 2 - Схемные решения по подключению абсорбционного теплового насоса к технологическому циклу ТЭС: I — паровая турбина; 2 -конденсатор паровой турбины; 3 — турбогенератор; 4 - испарительный контур теплового насоса; 5 - абсорбционный тепловой насос; 6 - сетевая установка; 7 — конденсационный контур теплового насоса; 8 - конденсатный насос; 9 - группа ПНД; 10 — дренажный насос.

насосной установки, тем выше расход пара на нее, и как следствие на весь энергоблок.

й" О

Этн =-

й™

(1)

Здесь О !ТН - расход пара на один тепловой насос, кг/с; £Э7Н - расчетная тепловая мощность теплового насоса, МВт; - тепловая мощность одного теплового

насоса, МВт.

Основным критерием выбора оптимального схемного решения являлся фактический расход пара на турбоустановку.

Анализ результатов исследования (рис. 3) показал, что при реализации второго варианта (рис. 26) технологической схемы, фактический расход пара на турбоустановку составит порядка 315 кг/с, что согласно технических характеристик турбины К-300-240-2 ХТГЗ, на 19% (51 кг/с) превышает максимально возможный пропуск пара, величина которого составляет 264 кг/с.

Первый и третий варианты

В50

О 300

У НО

О. 200

с

сГ 1^0

о

100

О- 50

0

• ■ г .

: ::

Вариант схемного решения и Фактический расход пара на турбину для Варианта 1, кг/с ш Максимальная пропускная способность турбоустановки, кг/с м Фактический расход пара на турбину для Варианта 2. кг/с в Фактический расход пара на турбину для Варианта 3, кг/с

Рисунок 3 - Изменение величины фактического расхода пара на турбоустановку

схемных решений (рис. 2а и 2в) удовлетворяют критерию оптимальности в связи с чем были рассмотрены с точки зрения экономической целесообразности при дальнейших исследованиях. Однако, при учете фактора минимального вмешательства в существующий технологический цикл ТЭС, также влияющий на выбор схемы включения АБТН, наибольшее предпочтение было отдано первому варианту (на данное схемное решение получен патент на полезную модель), так как третий требует серьезного изменения конструкции регенеративной системы энергоблока.

В результате поиска и обоснования наиболее перспективного схемного решений по применению абсорбционного теплового насоса в технологическом цикле АЭС, за основу был принят типовой энергоблок двухконтурной АЭС мощностью 1000 МВт с турбоустановкой К-1000-60/1500 ХТГЗ. Применительно к двухконтурной АЭС было разработано схемное решение по включению АБТП в технологический цикл электростанции, в основу которого была положена идея повышения экономичности работы турбоустановки АЭС за счет обеспечения вторичного промежуточного перегрева пара в последних ступенях турбины (рис. 4) (на данное схемное решение получен патент на полезную модель).

Известно, что на энергоблоках АЭС применяется сепарация пара, отработавшего в цилиндре высокого давления (ЦВД), с последующим перегревом в

специальных теплообменниках. Данный способ позволяет значительно повысить параметры пара на входе в ЦНД, однако последние ступени турбоустановки, несмотря на внутреннюю сепарацию, продолжают работать в зоне пара, влажность которого составляет порядка 10-46 %. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность.

12 _1_ 2.

турбина, 2 - сепаратор-пароперегреватель, 3 - абсорбционный тепловой насос, 4 - теплообменник-конденсатор абсорбционного теплового насоса, 5 - теплообменник-испаритель абсорбционного теплового насоса, 6 - конденсатор паровой турбины, 7 - конденсатный насос, 8 - группа регенеративных подогрева-гелей низкого давления, 9 - деаэратор, 10 -питательный насос, 11 - группа регенеративных подогревателей высокого давления, 12 -парогенератор.

Рисунок 5 - Процесс расширения пара в 11,5 - диаграмме для паровой турбины К-1000-60/1500 ХТГЗ с дополнительным перегревом пара в последнем отсеке ЦНД

На рисунке 5 для турбоустановки АЭС К-1000-60/1500 ХТГЗ в h,S - диаграмме показан процесс расширения пара с дополнительным перегревом в ЦНД, за счет использования конденсационного контура теплового насоса.

Из диаграммы видно, что вторичный промежуточный перегрев пара, процесс 7-7"', способствует увеличению общего теплоперепада срабатываемого в турбине. При постоянной электрической мощности турбоустановки это позволит снизить расход пара и, как следствие, расход теплоты на турбину, что повлияет на повышение КПД не только турбоустановки, но и электростанции в целом.

Для анализа показателей тепловой экономичности предлагаемого схемного решения был выполнен предварительный расчет стандартной тепловой схемы АЭС и АЭС с тепловым насосом, результаты которого показали, что расход пара па турбину при введении вторичного промперегрева сократился на 3,7% (37,8 кг/с) и составил 997,14 кг/с. При этом полный расход теплоты на турбоустановку составил 2,67 1 06кВт, что на 4,9% (1,37-105 кВт) меньше, чем при стандартной компоновке, а абсолютный КПД турбоустановки и электростанции в целом вырос на 2%.

Это объясняется тем, что расход пара на турбоустановку обратно пропорционально зависит от срабатываемого потоком пара теплоперепада, увеличение которого на величину Ali'Vii способствует снижению расхода пара и, как следствие, уменьшению расхода теплоты на турбину при постоянной мощности энергоблока.

Таким образом, повышение показателей работы тепловой схемы АЭС с АБТН во многом зависит от теплового насоса, влияющего на параметры вторично перегретого пара, КПД турбоустановки и электростанции, что в целом способствует уменьшению полного расхода теплоты на турбину.

В третьей главе диссертации разработаны математические модели и проведены численные исследования переменных и сезонных режимов работы тепловых схем ТЭС и АЭС с АБТН.

В основу математической модели были положены известные уравнения характеризующие процесс преобразования тепловой энергии в электрическую для энергоблоков конденсационных электростанций (таблица 1).

После дополнения математической модели рядом уравнений (таблица 2), она позволила наиболее полно описать энергетические процессы, протекающие в тепловых схемах электростанций с тепловым насосом абсорбционного типа.

Модель позволяет оценить энергетические параметры тепловой схемы, а также показатели тепловой и энергетической эффективности энергоблоков в соответствии с заданным режимом работы.

Для реализации математической модели использовалась программная среда Microsoft Excel, программа для расчета параметров пара и воды - WaterSteamPro и программа симулятор диаграммы HS для воды и водяного пара - NeuroThermal.

Таблица 1 - Уравнения, описывающие основные энергетические процессы тепловых схем конденсационных электростанций

№ п/п Наименование показателя и единица измерения Уравнение

1 Ориентировочный расход пара на турбину, кг/с о« + ^¡кпУисп + ^нгпУн'и)

2 Энергетический коэффициент пара регенеративного отбора А 1 Д\h.-K)

3 Мощность потоков пара отборов турбины, кВт Ы^О^Ч-ЮЧш-/V, = +М„„);д„.

4 Расход теплоты на турбоустановку, кВт £?„=£>„( К ~Кю) + £>/;/, 4А/Ш "Ада - А. в )

5 Удельный расход теплоты на турбоустановку, кДж/(кВтч) 3600 -д„ Ч1У' м3 +ыш,

6 КПД турбоустановки , 3600 П'ТУ =- ЧГУ

Таблица 2 - Уравнения, описывающие энергетические процессы, протекающие в тепловых схемах электростанций с АБТН

№ п/п Наименование показателя и единица измерения Уравнение

1 Тепловая мощность абсорбционного теплового насоса, кВт . . «„ II иII! 1тн

2 Расход пара на тепловой насос, кг/с Г\ А/// ' Ощ "' О И Щ

3 Энергетический коэффициент пара регенеративного отбора с учетом работы АБТН - А (Й0-Л.)

4 Ориентировочный расход пара на турбину с АБТН, кг/с =М°кэ + Ок-пУл-а + °тУт)

При математическом моделировании режимов работы ТЭС с АБТН был рассмотрен типовой энергоблок мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ, а для АЭС - типовой энергоблок мощностью 1000 МВт с турбоустановкой К-1000-60/1500 ХТГЗ.

Сезонные изменения режимов работы энергоблоков электростанций были описаны двумя характерными расчетными режимами «Зима» н «Лето». При этом учитывались изменения температуры охлаждающей воды влияющей на вакуум в паровом пространстве конденсатора паровой турбины, а также изменение отопительной нагрузки электростанции в течение года. Обобщение результатов расчета выполнялось посредством анализа графиков полученных при сравнении

показателей тепловой экономичности типовых энергоблоков и имеющих в составе технологического цикла АБТН.

При составлении математической модели был принят ряд условий и допущений, основными из которых являются:

• коэффициент недовыработки электрической мощности для блока 300 МВт принят в диапазоне 0,7-5-1,0. При более низких значениях коэффициентов, работа блока не рассматривалась, так как данный процесс сопровождается значительным снижением рабочих параметров пара в отборах турбины, отключением группы ПВД и снижением параметров питательной воды на входе в паровой котел, что например, при эксплуатации пылеугольных энергоблоков ТЭС в большинстве случаев недопустимо. Для АЭС рассмотрен варианте коэффициентом недовыработки 1,0;

• температура охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины:

— зимний период - 1в=5 °С;

— переходный период весны — 1в=12 "С;

— летний период - 1в=27 °С;

— переходный период осени - 1в=20 °С.

Значения температур охлаждающей воды выбраны исходя из среднестатистических условий эксплуатации конденсационных установок в отмеченные периоды года, которые в свою очередь зависят от: интенсивности солнечной радиации; наличия динамических процессов перемешивания водных слоев; наличия сброса отработанной циркуляционной воды электрических станций и промышленных предприятий в водоем и др.

Влияние АБТН на тепловую экономичность технологического цикла, оценивалось путем анализа эффективности работы системы регенерации энергоблока ТЭС, при этом особое внимание уделялось оценке изменения энергетического коэффициента пара регенеративного отбора Аг, описывающего работу регенеративных циклов рассматриваемых тепловых схем.

При проведении исследований режимов работы ТЭС с АБТН в расчет был введен коэффициент энергетической эффективности тепловой схемы с АБТН, учитывающий увеличение коэффициента регенерации на величину коэффициента трансформации теплового насоса:

кэ=кр+ктр. (3)

Здесь кР — коэффициент регенерации (переменная величина находится в пределе 1,1-И,35. Характеризует работу регенеративной системы и зависит от начальных параметров пара, количества регенеративных отборов и температуры питательной воды. Для турбоустановки К-300-240-2 ХТГЗ кр = 1,35; для турбоустановки К-1000-60/1500 ХТГЗ кр=1,15); кТР — коэффициент трансформации теплового насоса (постоянная величина устанавливается заводом-изготовителем в зависимости от количества ступеней регенерации бромисто-литиевого раствора, а также от

г г г 9 9 ;

а)

параметров пара на входе в генератор теплового насоса. Для одноступенчатой регенерации раствора ктр = 1,65, для двухступенчатой -2,1).

Изменение показателей тепловой экономичности энергоблоков оценивалось при характерных сезонных эксплуатационных режимах описывающих работу электростанции в течение всего года. Тепловая экономичность ТЭС с АБТН была проанализирована по следующим показателям: удельный расход теплоты на турбоустановку; КПД турбоустановки; КПД энергоблока электростанции; удельный расход условного топлива; прирост электрической мощности.

Анализ полученных результатов показал, что при постоянной электрической мощности турбины экономичность тепловой схемы ТЭС с АБТН, работающей с коэффициентом энергетической эффективности кэ = 3,0 и коэффициентами недовыработки электрической мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0 (рис. 6) по сравнению с типовой компоновкой в течение года, наблюдается тенденция по снижению удельных расходов теплоты на турбоустановку на 2,67+56,39 кДж/(кВтч), повышению КПД турбоустановки на 0,1-0,4%, КПД электростанции на 0,1-0,3% и сокращению удельных расходов условного топлива

10 11 12 Меся и, года

б)

Рисунок 6 - Показатели тепловой экономичности ТЭС с АБТН при кэ=3,0: а) изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б) изменение КПД турбоустановки.

на 1-2 г/(кВт-ч).

Для тепловой схемы ТЭС с АБТН работающей при аналогичных условиях с коэффициентом энергетической эффективности 3,45 установлено снижение удельных расходов теплоты на турбоустановку на 6,47-70,65 кДж/(кВт-ч), повышение КПД турбоустановки на 0,1-0,5%, КПД электростанции 0,1-0,4% и сокращение удельных расходов условного топлива на 1—3 г/(кВ г ч).

Прирост электрической мощности для ТЭС с АБТН работающей при переменных режимах с постоянным расходом пара на турбину определялся следующим образом:

АN = -^»тэс- (4)

Здесь '£/^тэсА1'7"~ суммарная электрическая мощность энергоблока ТЭС с АБТН, кВт; ТАтэс- суммарная электрическая мощность энергоблока типовой ТЭС, кВт.

По результатам расчета прироста электрической мощности энергоблоков ТЭС с АБТН были построены режимные характеристики для ТЭС, работающей с коэффициентом энергетической эффективности 3.0 и 3,45 (рис. 7), из которых следует что при работе электростанции с коэффициентом энергетической эффективности кэ=3,45 энергоблоком достигается наибольшая выработка электрической мощности, что объясняется применением теплового насоса с двухступенчатой регенерацией бромисто-литиевого раствора и коэффициентом трансформации ктр=2,1.

Для выбора наиболее оптимального переменного режима работ ТЭС с АБТН были получены режимные характеристики, позволяющие оценить изменение расходов пара на турбо-установку и КПД электростанции в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды.

В рамках исследования переменных режимов работы АБТН был рассмотрен испарительный контур теплового насоса, а именно изменение температуры циркуляционной воды, проходящей через испаритель и подаваемой в конденсатор паровой турбины, при коэффициентах трансформации теплового насоса ктр=1,65 и ктр=2,1, с учетом их влияния на экономичность работы электростанции в переходные весенние, летние и осенние периоды.

Анализ полученных результатов показал, что при изменении температурного перепада в испарительном контуре теплового насоса в диапазоне 1-6 °С. и изменении

Б 12 20 27

Температура охлаждающей воды, "С

Температура охлаждающей воды, °С

Рисунок 7 - Режимные характеристики прироста мощности ТЭС с АБТН: а) с учетом коэффициента энергетической эффективности кэ=3,0; б) с учетом коэффициента энергетической эффективности кэ-3,45.

установленной мощности электростанции 210-300 МВт, наблюдается повышение КПД турбоустановки на 0,1-1,0% и электростанции на 0,1-0,9% (рис. 8).

Максимальная тепловая экономичности ТЭС с АБТН достигается при температурном перепаде равном 6 "С. При этом КПД электростанции работающей с коэф фициентами энергетической

о,45 -— —— эффективности кэ = 3,0 и

м=1 Л1=2 Л1=з Л(=4 дt=s ы=б кэ = 3,45 повышается, по срав-

Температурный перепад, °С _

нению с типовои комгюнов-

1 переходные весенние и осенние периоды при 16=20 С -летний период при 1в=27'С К0Д оборудования НЭ 0,7 % В

0,41летний период и на 0,9 % в

переходные периоды весны и осени, КПД турбоустановки -на 0,8% и 1,0% соответственно, а удельный расход условного топлива сокра-: щается на 5 г/(кВтч) и

М=1 М=2 М=3 М=4 Д1=5 М=6 7 г/(кВтч).

Температурный перепад, °С При ИССЛеДОВаНИИ

— переходные весенние и осенние периоды при >в=20'С рабоТЫ АЭС С АБТН, НвСуЩвй

-легнип период при 1 в - 2 / С__г

„ _ _„„ .гт|| базовую нагрузку, рассмат-Рисунок 8 - Показатели экономичности I ЗС с АЫ Н

работающей с коэффициентом энергетической эффек- ривались сезонные режимы,

тивности кэ-3,45 при переменных режимах работы характеризующиеся измене-

теплового насоса: а) изменение КПД турбоустановки; нием температуры охлажда-

б) изменение КПД энергоблока электростанции. „ '_^ р _^ _ ющеи воды на входе в

конденсатор паровой турбины. При оценке тепловой экономичности работы АЭС с

АБ'1 Н внимание было уделено: удельному расходу теплоты на турбоустановку; КПД

турбоустановки; КПД электростанции; приросту электрической мощности турбины.

Анализ результатов (рис. 9) показал, что применения АБТН в технологическом

цикле АЭС для обеспечения вторичного промперегрева пара позволит:

- снизить удельные расходы теплоты на турбоустановку на 355,2-796,9 кДж/(кВтч), за счет повышения рабочих параметров пара в последнем отсеке турбины при работе конденсационного контура теплового насоса;

- повысить КПД турбоустановки на 1,4-2,8%, за счет снижения расходов теплоты;

- повысить КПД электростанции на 1,3-2,7%, за счет снижения суммарных расходов теплоты на энергоблок электростанции.

0,45 -----

М=1 М=2 М=3 Л1=4 Д1=5 М=6 Температурный перепад, °С

.........переходные весенние и осенние периоды при 1В=20°С

—летний период при гв -27еС_

0,41

0,38 ----- -- --

М=1 М=2 М=3 М=4 ^=5 М=6 Температурный перепад, °С

..........переходные весенние и осенние периоды при тв=20°С

-.-""летний период при 1в=27°С___

Рисунок 8 - Показатели экономичности ТЭС с АБТН работающей с коэффициентом энергетической эффективности кэ—3,45 при переменных режимах работы теплового насоса: а) изменение КПД турбоустановки; б) изменение КПД энергоблока электростанции.

Прирост электрической мощности энергоблока АЭС с АБТН, работающего при постоянных расходах пара, составил 7,7 + 8,3 МВт.

В четвертой главе диссертации рассмотрены рекомендации по практической реализации установки тепловых насосов в существующие технологические циклы ТЭС и АЭС и оценке экономической эффективности реализуемых проектов.

Были предложены возможные варианты размещения тепло-насосного оборудования и оценки технико-экономической целесообразности применения АБТН в технологических циклах электростанций. в частности рекомендовано:

установку и подключение теплонасосного оборудования к существующему технологическому циклу электростанции осуществлять таким образом, чтобы была возможность отключения теплонасосных контуров от основной схемы и при этом не нарушалась целостность стандартного цикла.

- размещение теплонасосного оборудования осуществлять в дополнительных помещениях, расположение которых должно быть по центру между осями двух соседних турбин, чтобы обеспечить простоту и удобство подключения испарительного контура тепловых насосов к магистралям циркуляционной системы энергоблоков.

- вторичный промнерегрев пара в турбинах АЭС осуществлять за счет сопловых лопаток имеющих два канала для прохода греющей среды. При этом греющую среду необходимо направлять в противоток основному потоку пара, для обеспечения наибольшей степени сухости парового потока.

- применение тепловых насосов в технологических циклах ТЭС и АЭС с точки зрения технико-экономической оценки - целесообразно:

- для ТЭС простой срок окупаемости проекта по установке тепловых насосов составит 2,65-3,09 лет, а дисконтированный срок окупаемости - 2.89-4,34 лет.

Рисунок 9 - Показатели тепловой экономичности АЭС с АБТН: а) изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б) изменение КПД турбоустановки.

Наибольший экономический эффект от реализации проекта достигается при применении тепловых насосов с двухступенчатой регенерацией рабочего тела. Приток денежных средств увеличивается при этом в 1,3 раза, а сроки окупаемости проекта снижаются в 1,5 раза;

- для АЭС простой срок окупаемости проекта по установке тепловых насосов составит 6,51 лет, а дисконтированный срок окупаемости — 9,41 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Общим итогом выполнения диссертационной работы являются научно-обоснованные технические решения способствующие повышению тепловой экономичности ТЭС и АЭС, за счет применения абсорбционных тепловых насосов в составе регенеративного цикла паротурбинной установки, ступени низкого давления паровой турбины и системе технического водоснабжения энергоблоков.

При решении поставленной задачи автором получены следующие результаты:

1. На основе проведенного анализа существующих схемных решений ТЭС и АЭС было установлено, что наиболее перспективными, с точки зрения повышения тепловой экономичности работы энергоблоков электростанций, являются тепловые насосы абсорбционного типа, так как они используют только тепловую энергию основного технологического цикла электростанции, и не нуждаются в дополнительных затратах электрической мощности.

2. Разработаны новые схемные решения для технологических циклов электростанций, которые отличаются от известных применением конденсационного контура АБТ11 в системе регенерации паротурбинной установки ТЭС, и для обеспечения вторичного промперегрева пара в цилиндрах низкого давления паровой турбины АЭС, что подтверждено двумя патентами на полезную модель, и позволит повысить тепловую экономичность циклов ТЭС на 0,9%, АЭС — на 2,7%.

3. Разработаны математические модели режимов работы электростанций, отличающиеся от известных применением теплового насоса абсорбционного типа (на примере энергоблоков мощностью 300 МВт и 1000 МВт), позволяющие осуществлять оценку тепловой экономичности ТЭС при переменных режимах работы, а также учитывать вторичный промперегрев пара в цилиндрах низкого давления турбоустановок АЭС при выполнении оценочных расчетов.

4. Впервые в методику расчета тепловых схем ТЭС с АБТН введен коэффициент энергетической эффективности, позволяющий учитывать влияние коэффициента трансформации теплового насоса на тепловую экономичность электростанции, что способствует осуществлению оценки энергетических процессов протекающих с учетом работы высокопотенциалыюго контура теплового насоса.

5. По результатам численных исследований переменных режимов работы ТЭС с АБТН установлено, что КПД электростанции, по сравнению с типовой компоновкой, повышается на 0,1; 0,9%, при этом прирост единичной электрической мощности энергоблока составляет от 105 до 2400 кВт. Наиболее экономичным является вариант

с применением абсорбционного теплового насоса с двухступенчатой регенерацией рабочего тела и коэффициентом трансформации ктр = 2,1. При максимальном перепаде температуры рабочего тела в нспарителыюм контуре теплового насоса равным 6 °С, КПД турбоустановки повышается на 1,0%, КПД электростанции на

0.9.%, а удельный расход условного топлива сокращается на 7 г/(кВтч).

6. По результатам численных исследований сезонных режимов работы АЭС с АБТН при номинальной мощности установлено, что КПД электростанции, по сравнению с типовой компоновкой, повысился на 1,3 - 2,7 %, прирост единичной электрической мощности при этом составил от 7700 до 8300 кВт.

7. Впервые получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков, расходов пара на турбоустановку и КПД электростанции в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды, позволяющие выбирать наиболее оптимальные эксплуатационные условия при переменных режимах работы электростанции.

8. Предложены рекомендации по практической реализации применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС, отличающиеся простотой подключения теплонасосного оборудования и минимальным вмешательством в существующий цикл электростанций, а также выполнена оценка экономической целесообразности инвестиционных проектов по установке тепловых насосов в существующие циклы электростанций, которая показала, что дисконтированный срок окупаемости проектов не превышает нормативной величины установленной для объектов энергетики, и составляет для ТЭС — 4 года, для АЭС - 9 лет.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах: Рецензируемые научные издания из перечня ВАК

1. Ефимов H.H., Янченко И.В., Скубиенко C.B. Энергетическая эффективность использования абсорбциионного бромисто-литиевого теплового насоса в тепловых схемах ТЭС / Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки - 2014. - № 1. - С. 17-21.

2. Ефимов H.H., Янченко И.В., Скубиенко C.B. Оценка эффективности использования вторичной ступени промежуточного перегрева пара в схеме АЭС с абсорбционным тепловым насосом / Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки - 2014. - № 3. - С. 2024.

Патенты на полезную модель

3. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. Атомная электрическая станция. Пат. 147663 Рос. Федерация, F01K 13/00 - № 2014114734/06; заявл. 14.04.2014; опубл.

10.11.2014, Бюл. №31.

4. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. Тепловая электрическая станция. Пат. 150039 Рос. Федерация, F01K 13/00 - № 2014114040/06; заявл. 09.04.2014; опубл.

27.01.2015, Бюл. № 3.

Другие научные издания

5. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. Математическая модель режимов работы энергоблока ТЭС с тепловым насосом // Wyksztalcenie 1 nauka bez granic -2013: Materialy IX Miedzynar. nauk.-prakt. konf., 07-15 grudnia 2013 r. - Przemysl : Nauka i studia, 2013. - Vol. 46 : Techniczne nauki. - P. 3-10 .

6. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. О возможности применения абсорбционного теплового насоса в тепловых схемах ТЭС. Материали за 10-а международна научна практична конференция, «Новината за напреднали наука», -2014. Том 31. Технологии. София. С. 3-7.

7. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. О целесообразности применения тепловых насосов в схемах электрических станций. Материали за 10-а международна научна практична конференция, «Ключови въпроси в съвременната наука»,- 2014. Том 36. Технологии. София. С. 94-101.

8. Янченко И.В. О применении тепловых насосов в схемах электростанций. Студенческая научная весна - 2014: материалы региональной научно-технической конференции (конкурса научно-технических работ) студентов, аспирантов и молодых ученых вузов Ростовской области, г. Новочеркасск, 24-25 мая 2014 г. / Юж.-Рос. гос. политехи, ун-т (НПИ). - Новочеркасск: ЮРГПУ(НПИ). 2014. С. 162-163.

9. Скубиенко C.B., Янченко И.В. Результаты исследований режимов работы ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТТЗ и тепловым насосом абсорбционного типа. Электроэнергетика глазами молодежи: науч. тр. V международ, науч.-техн. конф., Т.2.. г. Томск, 10-14 ноября 2014 г. / Мин-во образования и науки РФ, Томский политехнический университет. - Томск. С. 325-328.

Янченко Илья Владимирович

ВЛИЯНИЕ АБСОРБЦИОННОГО ТЕПЛОВОГО НАСОСА НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЭС И АЭС

Автореферат

Подписано в печать 12.03.2015. Формат 60x84 Vis. Бумага офсетная. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,0. Уч.-изд. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 46-0345.

Отпечатано в ИД «Политехник» 346400, г. Новочеркасск, ул. Первомайская, 166 idp-nni@mail.ru