Их энергетические системы и агрегаты»

Диссертация

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования «Южно-Российский государственный политехнический университет

(НПИ) имени М.И. Платова»

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»

диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель –

кандидат технических наук,

доцент Скубиенко С.В.

Новочеркасск — 2015

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….. 5, 1 Глава. Анализ технических решений, способствующих повышению, эффективности работы ТЭС и АЭС…………………………………….…… 13, 1.1Схемные решения по применению паротурбинных установок для, производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС…….. 13, 1.2 Типы применяемых теплонасосных установок………………..……..… 21, 1.3 Существующие решения по использованию ПКТН для повышения, эффективности работы электростанций…………………………………. 25, 1.4 Схемные решения по установки АБТН в технологических циклах, электростанций………………………………………………………….… 31, 1.5 Зарубежный опыт использования тепловых насосов……….……..….. 37, 1.6 Выводы по главе и постановка задач диссертационного, исследования……………………………………………………….……… 39

2 Глава. Разработка новых схемных решений по применению абсорбционного теплового насоса для энергоблоков ТЭС и АЭС……..…. 43

2.1 Теоретическое обоснование применения тепловых насосов в схемах

паротурбинных установок ТЭС и АЭС ………..……………………..…. 43

2.2 Исследование целесообразности применения парокомпрессионного

теплового насоса в схемах ТЭС………………………………………… 46

2.3 Новые схемные решения применения теплового насоса в

технологических циклах ТЭС и АЭС…….………………………..……. 52

2.3.1 Тепловая схема ТЭС на основе использования АБТН…….…….. 53

2.3.2 Тепловая схема АЭС на основе использования АБТН……..……. 62

2.4 Выводы по главе…………………………………………………..……… 68 3 Глава. Исследования режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС с абсорбционным тепловым насосом…………………………………..…..… 70

3.1 Описание математической модели режимов работы ТЭС с АБТН…. 72

3.2 Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН………….. 77 3.3 Влияние режимов работы испарительного контура АБТН на

41 стр., 20081 слов

Курсовая работа: Обоснование управленческих решений на предприятии

... экономического обоснования управленческих решений по развитию предприятия, а также даны рекомендации по улучшению менеджерской программы развития предприятия. В заключении будут сделаны общие выводы по теме работы. Принятие решений пронизывает всю управленческую ...

тепловую экономичность ТЭС…………………………………………… 91 3.4 Тепловая экономичность работы ТЭС с АБТН при обеспечении

тепловой мощности двух ПНД…………………………………………… 94 3.5 Тепловая экономичность работы АЭС с АБТН…………………….… 96 3.6 Оценка погрешности определения расчетных величин при

выполнении математического моделирования режимов работы ТЭС и

АЭС………………………………………………………………………… 99 3.7 Выводы по главе……………………………………………………..…. 104 4 Глава. Рекомендации по практической реализации применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС и их экономическое обоснование… 106 4.1 Способ интеграции теплонасосного оборудования в

технологический цикл ТЭС……………………………………………… 106 4.2 Практическая реализация вторичного промперегрева пара в

турбоустановках АЭС…………………………………………..………… 109 4.3 Технико-экономическое обоснование применения АБТН в

технологических циклах ТЭС и АЭС……………………………………. 114

4.3.1 Экономическая эффективность применения АБТН в

технологическом цикле ТЭС…………………………………………….. 116

4.3.2 Экономическая эффективность применения АБТН в

технологическом цикле АЭС…………………………………………….. 121 4.4 Выводы по главе…………………………………………………………. 124 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….. 126 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ………………. 129 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………….……………………………. 131 ПРИЛОЖЕНИЕ А — Пример расчета типовых энергоблоков ТЭС и АЭС….. 142 ПРИЛОЖЕНИЕ Б — Номинальные параметры и технические характеристики абсорбционных тепловых насосов ООО «ОКБ Теплосибмаш»….. 162 ПРИЛОЖЕНИЕ В — Копии патентов на полезную модель…………………… 163 ПРИЛОЖЕНИЕ Г — Развернутая тепловая схема турбоустановки К-300-240-2 ХТГЗ с АБТН……………………………………………………… 169 ПРИЛОЖЕНИЕ Д — План размещения тепловых насосов в главном корпусе типовой ТЭС……………………………………………………………………… 170 ПРИЛОЖЕНИЕ Е — Копии документов о внедрении результатов диссертации ……………………………………….…………………………….. 171 ПРИЛОЖЕНИЕ Ж — Расчет коммерческой эффективности проекта по установки АБТН в технологический цикл ТЭС ………………………………. 178 ПРИЛОЖЕНИЕ И — Расчет коммерческой эффективности проекта по установки АБТН в технологический цикл АЭС………………………………. 180

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Конденсационные тепловые (ТЭС) и атомные (АЭС) электрические станции установленной мощностью свыше 1000 МВт составляют большую часть энергетической системы России (около 67%).

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.

12 стр., 5602 слов

Курсовая работа: ТРЕБОВАНИЯ К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

... ЮУрГУ, 2013 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Курсовая работа – это важная форма учебной и научной подготовки будущего бакалавра. Ее написание является завершающим эта­пом изучения дисциплины «Экономика предприятия ... обосновать структуру будущей курсовой работы, последователь­ность изложения материала, основные задачи практического исследования. Пример плана курсовой работы приведен в приложении 3. Преподаватель ...

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 науки, технологий и техники Российской Федерации в области «Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика» и в рамках научного направления университета «Комплексное использование топливноэнергетических ресурсов и повышение надежности, экономичности и безопасности энергетических систем». Отдельные результаты работы были использованы при выполнении госбюджетной темы 13.12 «Повышение энергоэффективности режимов энергооборудования 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 С.В., 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.

Для достижения цели в работе поставлены следующие задачи: 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.

93 стр., 46223 слов

: Расчет технологических показателей работы свиноводческого комплекса ...

... на сочетаемость в скрещиваниях. Интенсивная технология вполне приемлема для комплексов и обычных свиноферм после их реконструкции. [9] 1. Проектное задание I. Мощность комплекса, гол. ... упрощения проведения санитарно-профилактических и ремонтных работ. Ритмом репродукции (воспроизводства) называют отрезок ... крайней мере, 4 обязательные составные части, система организация производства кормов. ...

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÷1,8%, и тепловую экономичность электростанции в целом на 0,1÷0,9%; 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:

66 стр., 32544 слов

Дипломная работа: Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

... активной нагрузки потребителей 4.1.4 Годовой полезный отпуск электроэнергии 4.1.5 Потери мощности в электрической сети 4.1.6 Среднегодовые потери в электрической сети 4.1.7 ... национальных энергосистем государств Содружества (кроме энергосистемы Армении) осуществляют совместную параллельную работу. Такой режим существенно повысил надёжность функционирования энергосистем, создал условия для ...

  • 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 по 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 научнотехнической 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.

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 диссертационной 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» (приложение Е), 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 (приложение Е).

Личный вклад автора состоит в:

16 стр., 7771 слов

Курсовая работа: Методика проведения лабораторно-практических работ по экономике в школе

... тся твердое расписание СѓСЂРѕРєРѕРІ; ™¦ РЅР° каждом СѓСЂРѕРєРµ присутствуют СѓС‡Р°С‰РёРµСЃС ... в частности, методика структурирования и проведение лабораторно-практических работ по ... разбор предложения, и лабораторные работы, и составление гербариев ... в частности. Значение экономического воспитания школьника обусловлена ... урока. 1.1 Научное обоснование урока, как основной ...

  • 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.

Апробация результатов работы. Научные результаты и положения диссертационной работы докладывались на российских и международных научно-технических конференциях: «Wykształcenie 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).

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

На защиту выносятся:

  • 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.

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. 1 Глава. Анализ технических решений, способствующих повышению

18 стр., 8655 слов

Курсовая работа: Экономика и управление тепловыми электростанциями

... фондов тепловых электростанций; - исследовать экономические методы управления персоналом на ТЭС; - сделать выводы. Методологической основой исследования проведенного в данной курсовой работы явились труды ведущих экономистов, посвященные вопросам экономики и управления ...

эффективности работы ТЭС и АЭС

1.1 Cхемные решения по применению паротурбинных установок для

производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС

В настоящее время среди электрических станций установленной мощностью свыше 1000 МВт, больше всего конденсационных (67-68%).

КПД современных конденсационных электростанций, как правило, не превышает 40 %, в основном это связанно с потерями тепла, уносимого отходящими газами, вместе с продуктами сгорания, отработанной циркуляционной водой необходимой для полной конденсации пара в турбине, а также со снижением рабочих параметров пара на входе в турбину [1, с. 159].

Снижение параметров пара обусловлено тем, что основное оборудование современных тепловых электростанций, особенно работающих на твердом топливе, сильно изношено. Сталь, из которой изготовлено котельное оборудование и сопловые аппараты турбоустановок, не способна длительно выдерживать номинальную нагрузку, что влечет за собой снижение установленной мощности энергоблоков ТЭС, а это негативно сказывается на КПД всей электростанции [2, с. 2].

В результате исследования проведенного аналитиками главного вычислительного центра энергетики (ГВЦ Энергетики) в 2005 г., был составлен рейтинг дочерних и зависимых обществ (ДЗО) РАО «ЕЭС России» по степени износа основного энергетического оборудования (ОЭО) ТЭС [2, с. 4]. Согласно рейтинга, около 63% электростанций располагают оборудованием, состояние которого оценивается как «плохое» и «очень плохое», около 10% — оценивается как «среднее» и только 4% — как «хорошее» (рисунок 1.1).

В рамках программы развития электроэнергетики России на период до 2020 года, в каждой из отраслей энергетики планируется применение нового энергоэффективного оборудования и инновационных технологий, позволяющих повысить надежность энергосистемы в целом [3, с. 10; 4, с. 3]. Рисунок 1.1 — Рейтинг ДЗО РАО «ЕЭС России» по степени износа основного энер гетического оборудования ТЭС.

Реализация технологической программы по модернизации тепловых электростанций предусматривает:

  • ввод новых мощностей в объеме 55 163 МВт;
  • доведение установленной мощности газовых ТЭС до 50 900 МВт;
  • достижения значений КПД угольными электростанциями не менее 38%,

газовыми, имеющими в составе ПГУ – не менее 50%;

  • снижение удельного расхода условного топлива на ТЭС до 300 г/(кВт∙ч).

В последние годы наметился явный сдвиг в сторону улучшения состояния отечественной энергетики. На ряде ТЭС введены в эксплуатацию новые энергоблоки повышенной эффективности на базе ПГУ (Киришская ГРЭС, Новомосковская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, Юго-Западная ТЭЦ, Краснодарская ТЭЦ и др.) единичной мощностью от 100 до 800 МВт, а также значительное количество ПГУ и ГТУ небольшой мощности. В ближайшие годы будут введены в эксплуатацию блоки средней и высокой мощности на Ново-Уральской ГРЭС-2, Новоростовской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС, Ново-Салаватской ТЭЦ, Новоберезниковской ТЭЦ и др, что в полной мере соответствует «Энергетической стратегии России» [3, с. 11; 4, с. 2].

Эксплуатация энергетического оборудования тепловых электростанций неизбежно сопровождается теплопотерями, влекущими за собой дополнительные затраты на потребляемое топливо, а также увеличение количества вредных выбросов в атмосферу.

36 стр., 17754 слов

Дипломная работа: Разработка виртуальных лабораторных работ по исследованию асинхронных двигателей

... программного обеспечения виртуальных лабораторных работ 8. Экономическая часть 9. Охрана труда Заключение Список использованных источников математическая программа mat lab асинхронная машина Введение При подготовке специалистов по всем электротехническим ...

Конденсационные энергоблоки ТЭС (рисунок 1.2, 1.3) работают на перегретом паре, как правило, с давлением P=12,7÷23,5 МПа и температурой t=540÷560 ˚С, при этом их экономичность зависит от конечных параметров пара на выходе из турбины [1, с. 38; 5, с. 31].

Рисунок 1.2 — Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ: 1 — паровой котел; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — паровая турбина; 4 -конденсатор; 5 — турбогенератор; 6 сетевая установка; 7 — блочная обессоливающая установка; 8 — охладитель эжекторов; 9 — охладитель пароуплотнений; 10 — конденсатный насос; 11 — группа ПНД; 12 — дренажный насос; 13 — турбопривод питательного насоса;14 — питательный

насос; 15- деаэратор; 16- группа ПВД. Рисунок 1.3 — Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 800 МВт с турбоустановкой К-800-240-5 ЛМЗ: 1 — паровой котел; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — паровая турбина; 4 — конденсатор; 5 — турбогенератор; 6 сетевая установка; 7 — блочная обессоливающая установка; 8 — охладитель паро уплотнений; 9 — конденсатный насос; 10 — группа ПНД; 11 — калориферная уста новка; 12 — турбопривод питательного насоса; 13 — питательный насос;

14 — деаэратор; 15- группа ПВД.

Конечное давление пара в паровом пространстве конденсатора определяется экономическими факторами в зависимости от типа сжигаемого топлива. Технологические циклы ТЭС, использующие в качестве сжигаемого — твердое или газообразное топливо характеризуются наиболее низким давлением в паровом пространстве конденсатора — вакуумом, величина которого составляет Pк=3,4÷5,4 кПа [1, с. 52; 6, с. 34; 7, с. 181].

Повышение давления в паровом пространстве конденсатора турбины приводит к:

  • снижению срабатываемого теплоперепада и внутреннего относительного КПД последних ступеней турбины;
  • увеличению степени реактивности последних ступеней, что приводит к росту осевых усилий действующих на ротор турбины;
  • повышению температуры в выхлопном патрубке турбины, что может вызвать расцентровку ротора и появление повышенных вибраций турбоустановки;
  • уменьшению зазоров между сопловыми и рабочими лопатками и их задевание, за счет термических расширений металла турбинной ступени.

Понижение давления может привести к:

  • перегрузке рабочих лопаток в последних ступенях турбины, из-за увеличения срабатываемого теплоперепада;
  • увеличению удельного объема пара, что требует увеличение проходных сечений сопловых и рабочих лопаток последних ступеней турбины, а также выхлопного патрубка турбины;
  • увеличению присосов воздуха в конденсатор, что нарушает воздушную плотность конденсатора, ухудшает условия теплообмена и увеличивает нагрузку на эжекторы турбоустановки.

Основным недостатком конденсационных ТЭС является большая потеря тепловой энергии в конденсаторе паровой турбины, которая составляет 50-60%. Таким образом, суммарная доля теплоты, затраченная на выработку электрической энергии, составляет всего 30-40% [1, с. 159; 5, с. 51; 6, с.12; 8, с. 24].

Атомные электростанции (АЭС) (рисунок 1.4) являются хорошей альтернативой для энергетической стабильности и безопасности, как отдельных регионов, так и энергосистемы всей страны. По сравнению с тепловыми электростанциями, атомные – обладают рядом преимуществ [9, с. 13; 10, с. 216]:

4 стр., 1835 слов

Реферат: Тепловая энергетика

... потребления электроэнергии, они широко распространены в мире. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), особенностью которых является то, что отработанный в турбине пар или горячая вода затем используются ... энергии потребителям, например по линиям электропередачи Тепловая энергетика В этой отрасли производство электроэнергии производится на тепловых электростанциях (ТЭС), использующих для этого химическую ...

  • отсутствие вредных выбросов;
  • незначительные расходы топлива и возможность его повторного исполь зования после переработки;
  • высокая единичная мощность энергоблоков (может превышать 1000 МВт);
  • низкая себестоимость отпускаемой электрической и тепловой энергии.

Рисунок 1.4 — Принципиальная тепловая схема энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт с турбоустановкой К-1000-60/1500 ХТГЗ и ядерным реактором типа ВВЭР: 1 — ядерный реактор; 2 — главный циркуляционный насос; 3 — парогенератор; 4 группа ПВД; 5 — сепаратор пара; 6 — промежуточный пароперегреватель; 7 — паро вая турбина; 8 — конденсатор паровой турбины; 9 — турбогенератор; 10 — сетевая

установка; 11 — группа ПНД; 12 — деаэратор; 13 — питательный насос;

14 — расширитель продувки.

Однако, имея значительные преимущества по сравнению с энергоблоками тепловых электростанций, АЭС все же уступает им в вопросах экологии, связанных с тепловым загрязнением окружающей среды. Например, при одинаковой мощности станций величина теплового загрязнения АЭС примерно в 2 раза превышает аналогичный показатель на ТЭС, и составляет около 1,6 ГВт [1; 5, с. 152]. Особенность технологического цикла АЭС такова, что высокая мощность турбоустановок работающих в конденсационном режиме сопровождается большими расходами пара в цилиндры низкого давления (ЦНД), влияющими на потери тепловой энергии в конденсаторе главной паровой турбины. Повышенные невосполнимые теплопотери в холодном источнике сильно снижают экономичность работы таких энергоблоков, поэтому КПД современных атомных электростанций, как правило, не превышает 30÷32% [1, с. 174; 9, с. 360; 10, с. 217].

Типичным недостатком технологического цикла АЭС является работа последних ступеней турбоустановки в зоне влажного пара. В процессе расширения пара в проточной части турбины влажность в последних ступенях значительно возрастает, что оказывает негативное влияние на внутренний относительный КПД турбины и способствует эрозионному износу лопаток. В связи с этим на энергоблоках АЭС, как правило, 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÷16%. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность [9, с. 220; 11, с. 35].

Тепловые электроцентрали (ТЭЦ) обеспечивающие комбинированный отпуск электроэнергии и тепла характеризуются высокими показателями тепловой экономичности, что обуславливается наиболее эффективным и рациональным использованием тепловой энергии парового цикла. КПД современных ТЭЦ в отопительный период года достигает 55÷60% [1, с. 26; 8, с. 11].

Технологические циклы ТЭЦ, например, с турбоустановками типа ПТ (рисунок 1.5) при комбинированном производстве электроэнергии и тепла обладают высокими показателями по экономичности в случае максимальной загрузки регулируемых отборов, так как в конденсатор поступает незначительное количество пара, что повышает термический КПД за счет малых тепловых потерь в холодном источнике. Аналогично работают турбоустановки типа Т, отличительной особенностью которых является отсутствие промышленного отбора [1, с. 164; 6, с. 15; 8, с. 30]. Рисунок 1.5 — Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-60/75-130 ЛМЗ: 1 — паровой котел; 2 — расширитель непрерывной продув ки; 3 — паровая турбина; 4 — конденсатор; 5 — турбогенератор; 6 — установка отпуска пара промышленному потребителю; 7 — сетевая установка; 8 – конден сатный насос; 9 — группа ПНД; 10 — дренажный насос; 11 — питательный насос;

12- деаэратор; 13- группа ПВД.

Рисунок 1.6 — Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустанов кой Р-100-130/15 УТМЗ: 1 — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 – турбогене ратор; 4 — деаэратор обратного конденсата; 5 — установка по отпуску пара

промышленному потребителю; 6 — деаэратор питательной воды;

7 — питательный насос; 8- группа ПВД.

ТЭЦ с противодавленческими турбоустановками, например, типа Р (рисунок 1.6) характеризуются необходимостью работы по тепловому графику нагрузки, так как расход пара через турбоустановку и ее мощность определяются тепловой нагрузкой промышленного потребителя. Работа такой установки на выхлоп недопустима, из-за резкого снижения экономичности и увеличения потерь рабочей среды. Недостаток электрической мощности восполняется параллельно работающей конденсационной турбоустановкой, имеющейся на ТЭЦ, или в энергосистеме, что усложняет структуру энергосистемы и ее эксплуатацию, поэтому в настоящее время такие установки практически не используются [1, с. 26; 6, с. 9; 8, с. 29].

1.2 Типы применяемых теплонасосных установок

Тепловой насос – это термодинамическая установка, в которой низкопотенциальная энергия источника передается потребителю уже при более высоких параметрах. Причем процесс преобразования теплоты сопровождается дополнительными затратами энергии [12-14].

В основу работы любого теплового насоса положен обратный термодинамический цикл Карно (рисунок 1.7).

а) Идеальный теплонасосный б) Реальный теплонасосный цикл

цикл Карно Рисунок 1.7 — Термодинамический цикл теплового насоса в TS – диаграмме:

ТК – температура конденсации; ТИ – температура испарения.

Основным показателем энергетической эффективности теплового насоса является коэффициент преобразования или трансформации:

КОП  ,

N где QТ – высокопотенциальная тепловая энергия передаваемая потребителю; N – затраченная электрическая мощность [13, с. 17; 14, с. 7; 15, с. 16].

Различают два вида тепловых насосов:

  • парокомпрессионные (рисунок 1.8);
  • абсорбционные (рисунок 1.9).

Принцип действия парокомпрессионного теплового насоса (ПКТН) основан на способности рабочего тела – хладагента, переносить тепловую энергию. При этом основным элементом преумножения тепловой энергии рабочего тела является компрессор. Подвод низкопотенциальной теплоты осуществляется в испарителе теплового насоса, за счет вскипания хладагента при вакууме. При вскипании пары рабочего тела отбирают теплоту от источника энергии и поступают в компрессор, где происходит процесс сжатия и повышения их термодинамических параметров. В конденсаторе пары рабочего тела конденсируются, отдавая свою тепловую энергию потребителю [13, с. 17; 16, с. 149]. Несмотря на затраты дополнительной электрической энергии необходимой для работы компрессора тепловой насос способен отпустить тепловой энергии в 2,5÷5,5 раз больше, что является его неоспоримым достоинством [14, с. 5; 17, с. 329; 18, с. 316].

Основными недостатками ПКТН могут являться: ограниченность температурного режима, для тепловых насосов работающих по одноступенчатому регенеративному циклу, температурный режим составляет 45 ÷ 58 оС при температуре кипения хладагента в испарителе не ниже 6 оС и затраты дополнительной электрической мощности для привода компрессора [14, с. 26].

В конструкции абсорбционных тепловых насосов (АБТН) в отличии от ПКТН нет составных элементов основного термодинамического цикла, которых требовали бы значительных дополнительных энергетических затрат [19, с. 166]. Рисунок 1.8 — Принципиальная схема ПКТН: 1 – дроссельный клапан; 2 – тепло обменник – испаритель; 3 – компрессор; 4 – теплообменник – конденсатор.

Рисунок 1.9 — Принципиальная схема АБТН: 1 – генератор; 2 – конденсатор; 3 – охладитель пара; 4 – абсорбер; 5 – насос перекачки абсорбирующего раствора;

6 – испаритель; 7 – дренажный насос.

Принцип действия АБТН основан на способности раствора – абсорбента поглощать водяные пары, имеющие более низкую температуру, чем раствор. Хладагент — вода кипит под вакуумом на трубном пучке испарителя, за счет теплоты, отводимой от циркулирующей в трубках охлаждаемой среды (источника низкопотенциальной теплоты).

Водяные пары поглощаются раствором абсорбента на трубном пучке абсорбера с выделением теплоты, которая отводится циркулирующей в трубках нагреваемой водой. Разбавленный раствор из абсорбера откачивается в генератор, где на трубном пучке осуществляется регенерация (выпаривание) поглощенных в абсорбере водяных паров, за счет теплоты греющего теплоносителя. Сконденсированные нагреваемой водой в конденсаторе водяные пары хладагента возвращаются в испаритель, а концентрированный раствор в абсорбер [13, с. 27; 20, с. 95].

В качестве первичного источника энергии АБТН необходим технологический пар с параметрами P=0,6 МПа; t=160 оС, при этом температурный режим, который может обеспечить АБТН, находится, как правило, в пределе 70÷90 оС [13, с. 74; 21]. Затраты тепловой энергии потока водяного пара в генераторе АБТН, при пересчете на электрическую мощность потребляемую компрессором ПКТН, значительно ниже, что делает их более предпочтительными для применения на крупных энергетических объектах [22; 23, с. 6].

Различают два типа абсорбентов: бромисто-литиевый и хлористо-литиевый растворы. Хлористо-литиевый раствор предназначен для использования в открытых гелиоабсорбционных системах и позволяет обеспечить холодопроизводительность установки с температурой до -15 оС, при температуре греющей среды 85 оС [24, с. 16]. Бромисто-литиевый раствор предназначен для использования в абсорбционных установках закрытого типа. Нашел широкое применение в промышленных абсорбционных установок. Позволяет обеспечить холодопроизводительность с температурой 4÷8 оС, при температуре греющей среды 150÷160 оС [24, с. 14].

Недостатком АБТН может являться невысокая величина коэффициента трансформации 1,6÷2,1 по сравнению с ПКТН [13, с. 17].

1.3 Существующие решения по использованию ПКТН для повышения

эффективности работы электростанций

Парокомпрессионные тепловые насосы широко применяются не только для обеспечения автономного энергоснабжения жилых и общественных зданий [2529], но и для повышения тепловой эффективности и экономичности существующих систем централизованного теплоснабжения [30-34].

Изучение проблемы связанной с потерями тепловой энергии на электростанциях, способствовало развитию научно-исследовательских работ в данной области, о чем могут свидетельствовать многочисленные теоретические и технические решения по оптимизации тепловых схем электрических станций.

В настоящее время предлагаются различные способы применения и подключения тепловых насосов, обеспечивающих оптимизацию сетевых установок и систем технического водоснабжения ТЭС. Обеспечение эффективности работы рассматриваемых систем выполняется путем применения тепловых насосов парокомпрессионного типа (ПКТН), позволяющих обеспечить перераспределение тепловых потоков между подогревателями и снизить утечки тепловой энергии в холодных источниках [35-38].

Для анализа существующих решений был выполнен поиск результатов интеллектуальной деятельности, с целью составления более подробного обзора уже известных исследований проводимых в данной области, по результатам которого был выделен ряд трудов относящихся к диссертационному исследованию [39-42].

К одной из работ, направленных на повышение экономичности тепловой электростанции, можно отнести изобретение Шарапова В.И., Орлова М.Е., Подстрешной Н.С. «Тепловая электрическая станция». Патент на изобретение RUS 2321758 10.04.2008 [39].

В описании патента говорится, что изобретение предназначено для выработки тепла и электроэнергии и может быть использовано в теплоэнергетике, для повышения экономичности тепловой электрической станции.

По мнению авторов к основным недостаткам аналогов и прототипа является пониженная экономичность тепловой электрической станции из-за вытеснения нижнего отопительного (наиболее низкопотенциального) отбора пара вследствие нагрева сетевой воды в конденсаторе теплонасосной установки перед нижним сетевым подогревателем, с использованием энергии высокого потенциала, подведенной к компрессору теплонасосной установки.

Техническим результатом, достигаемым настоящим изобретением, авторы отмечают: повышение экономичности тепловой электрической станции путем рационального перераспределения тепловой нагрузки между сетевыми подогревателями и теплонасосной установкой.

Для достижения данного результата в работе предложена схема тепловой электрической станции, содержащая теплофикационную турбину с отопительными отборами пара, сетевой трубопровод, в который включены по нагреваемой среде сетевые подогреватели, подключенные по греющей среде к отопительным отборам, теплонасосную установку с испарителем, включенным в обратный сетевой трубопровод, и конденсатором (рисунок 1.10).

Рисунок 1.10 — Схема включения ПКТН в состав сетевой установки теплофикаци онной турбины ТЭС: 1 – обратный сетевой трубопровод; 2 – подающий сетевой

трубопровод; 3 – нижний сетевой подогреватель; 4 – верхний сетевой

подогреватель; 5 – теплофикационная турбина; 6 – конденсатор ПКТН;

7 – испаритель ПКТН.

Особенностью, заявленной авторами патента, тепловой электрической станции является то, что конденсатор теплонасосной установки включен в сетевой трубопровод после нижнего сетевого подогревателя, что позволяет повысить экономичность ее работы за счет исключения вытеснения теплоты пара низкопотенциального нижнего отопительного отбора в нижнем сетевом подогревателе теплотой, полученной в ТНУ.

Таким образом, предложенная схема тепловой электрической станции позволяет повысить экономичность ее работы благодаря эффективному использованию теплоты обратной сетевой воды для нагрева сетевой воды в подающем трубопроводе, большей загрузке низкопотенциального нижнего отопительного отбора турбины и увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Следующая работа (Плевако А.П.) описывающая возможность применения тепловых насосов парокомпрессионного типа в составе тепловых схем ТЭС и котельных, направлена на оптимизацию работы системы деаэрации питательной воды и системы централизованного теплоснабжения потребителей [40].

При оптимизации системы деаэрации тепловой электростанции автор рассматривает известную схему утилизации тепловой энергии отработанной продувочной воды, подаваемой в расширитель непрерывной продувки барабанного парового котла, для подогрева химически очищенной воды [43]. В качестве недостатка данной схемы автор указывает, что при существующей компоновке величина тепловой энергии, утилизируемая потоком химически очищенной воды, очень мала, отмечая при этом, что эффективность работы деаэратора существенно зависит от температуры, подводимой для деаэрации воды, и чем она выше, тем эффективнее осуществляется процесс деаэрации.

Для устранения данного недостатка автором работы предлагается в качестве утилизатора низкопотенциальной энергии продувочной воды использовать тепловой насос (рисунок 1.11).

Предлагаемая схема, состоящая из парового котла 1, расширителя непрерывной продувки 2, сепаратора непрерывной продувки 3 и парокомпрессионного теплового насоса 4, должна обеспечить значительный предварительный подогрев химически очищенной воды, и как следствие, уменьшить расход греющего пара, поступающего из регенеративного отбора турбины к деаэратору.

Рисунок 1.11 — Способ утилизации сбросного тепла продувочной воды

парогенератора

При оптимизации системы централизованного теплоснабжения потребителей автор предлагает полезно использовать тепловую энергию, сбрасываемую из системы маслоснабжения турбины (рисунок 1.12).

Рисунок 1.12 — Схема установки по утилизации сбросного тепла

маслоохладителей турбин с применением ПКТН

Предлагаемая схема, состоящая из парокомпрессионного теплового насоса 1, системы трубопроводов подводящих низкопотенциальную тепловую энергию 2 и системы трубопроводов отпускающих тепловую энергию потребителю 3, должна обеспечить значительную экономичность работы парового цикла электростанции при работе на теплового потребителя.

Следующая работа, направленная на повышение экономичности работы ТЭС была выполнена Ефимовым Н.Н., Лапиным И.А., Малышевым П.А., Скубиенко С.В. и др.[41].

В описании работы говорится, что полученная полезная модель относится к теплоэнергетике и может быть использована на тепловых и атомных электрических станциях для повышения эффективности работы конденсатора паровой турбинной установки.

Авторы ссылаясь на опыт в повышении эффективности тепловых схем ТЭС за счет применения тепловых насосов, отмечают работу Стенина В.А. [42], которая была принята ими в качестве прототипа разрабатываемой полезной модели. Недостатками схемы являются сложность конструкции и низкая экономичность установки.

В своей работе авторы делают упор на упрощение схемы ТЭС при увеличении температуры подогрева сетевой или подпиточной воды, и повысить экономичность тепловой электростанции, решение которой осуществлялось за счет применения теплового насоса в пучке труб или во всем пакете труб конденсатора паровой турбины.

На рисунке 1.13 показана схема тепловой электрической станции, предлагаемой авторами патента, работающая следующим образом: отработавший в паровой турбине 1 пар поступает в конденсатор 2, у которого, встроенным пучком труб или всем пакетом труб, установлен теплообменник-испаритель 4 теплового насоса, работающего на низкокипящей жидкости. В конденсаторе 2 пар, выходящий из последних ступеней паровой турбины 1, конденсируется при температуре, задаваемой теплообменником-испарителем 4 теплового насоса. Низкокипящая жидкость с затратой необходимой работы в компрессоре 5 теплового насоса преобразуется в теплоту более высокой температуры. Низкокипящая жидкость в теплообменнике-конденсаторе 7 теплового насоса конденсируется, отдавая свое тепло потребителю по трубопроводу 6. После теплообменника-конденсатора 7 теплового насоса, образовавшийся конденсат низкокипящей жидкости направляется к дросселю 8, где происходит уменьшение давления и температуры. Потребителями тепла теплового насоса могут быть: тепловые сети отопления и горячего водоснабжения или различные подогреватели. Конденсат из конденсатора 2 отводится конденсатным насосом 9 и подается в систему подогревателей низкого давления 10, деаэрируется в деаэраторе 11, затем питательным насосом 12 подается в систему подогревателей высокого давления 13, котел 14 и возвращается в паровую турбину 1.

Рисунок 1.13 — Схема включения ПКТН в состав конденсационной установки ТЭС

По мнению авторов, реализация данной схемы позволит повысить экономичность тепловой электрической станции, за счет поддержания более низких температур конденсации пара в конденсаторе 2 и повышения температуры теплоносителя уходящего к потребителю 6, по сравнению с паровыми турбинами со встроенным теплофикационным пучком труб.

1.4 Схемные решения по установки АБТН в технологических

циклах электростанций

Тепловые насосы и холодильные машины абсорбционного типа нашли широкое применение в промышленной и энергетической отрасли [44, с. 23; 45] благодаря своим высоким показателям экономичности, по сравнению с имеющимися аналогами (пароэжекторными установками, парокомпрессионными тепловыми насосами) [22; 46; 47, с. 78].

Одной из работ наиболее близко подходящие по тематике диссертационного исследования, направленной на повышение энергетической эффективности системы технического водоснабжения ТЭС за счет применения АБХМ, является научное исследование Догадина Д.Л., Крыкина И.Н., Латыпова Г.Г. [48].

В описании данной работы говорится о том, что полученная полезная модель относится к области электроэнергетики, а именно к тепловым электрическим станциям на базе паротурбинных установок с включенной в ее технологическую схему абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной (АБХМ).

Наиболее близкой к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату, по мнению авторов, является тепловая электрическая станция, содержащая АБХМ, соединенную с контуром теплоносителя с дополнительным нагревом теплоносителя паром и разомкнутым контуром охладителя, соединенным с циркуляционным контуром системы технического водоснабжения ТЭС (рисунок 1.14) [49].

Недостатком такой ТЭС является то, что она практически не использует возможности по утилизации низкопотенциального тепла, что сужает ее возможности.

Опираясь на опыт предыдущих разработок, авторы поставили пред собой задачу использовать свойство АБХМ трансформировать тепловую энергию в холод, для утилизации сбрасываемой тепловой энергии на ТЭС, а полученный хладоноситель полезно использовать как внутри технологического цикла, так и вне его, в случае реализации хладоносителя внешним потребителям. Рисунок 1.14 — Схема включения АБТН в систему технического водоснабжения ТЭС: 1 – конденсатор; 2 – тепловой насос; 3 – подающий канал отработанного пара турбины; 4 – конденсатный насос; 5 – линия отвода конденсата; 6 – напорная циркуляционная линия; 7 – сливным циркуляционная линия; 8 – природный ис точник водопользования; 9 – циркуляционный насос; 10 – абсорбер АБТН; 11 – генератор АБТН; 12 – охладитель выпара; 13 – линия подачи; 14 – регулирующий клапан; 15 – линия отвода; 16 – насос линии отвода; 17,18 – циркуляционные

контуры теплового насоса; 19 – насос; 20 – регулирующий клапан.

Для решения поставленной задачи в работе предлагается тепловая электрическая станция с интегрированной в ее схему АБХМ (рисунок 1.15), которая содержит: абсорбционную бромисто-литиевую холодильную машину 1, соединенную с контуром теплоносителя 2 с дополнительным нагревом теплоносителя паром и разомкнутым контуром охладителя 13, соединенным с циркуляционным контуром 12 системы технического водоснабжения тепловой электрической станции, при этом абсорбционная бромисто-литиевая холодильная машина 1 выполнена с замкнутым контуром хладоносителя 8, соединенным с потребителем холода, контур теплоносителя 2 включен в технологическую схему тепловой электрической станции и подключен к паропроводам продувки энергетических котлов 3.

Рисунок 1.15 — Схема включения АБХМ в систему технического

водоснабжения ТЭС

Контур теплоносителя 2 может быть дополнительно подключен к паропроводам регенеративных и теплофикационных отборов паровых турбин 4.

Замкнутый контур хладоносителя 8 на выходе из абсорбционной бромистолитиевой холодильной машиной 1 соединен с теплообменником 9 для охлаждения технологического потока 6 тепловой электрической станции и потока промежуточного контура охлаждения 7.

Промежуточный контур охлаждения 7 соединен с местными системами охлаждения 10 оборудования тепловой электрической станции, циркуляционным контуром 12 системы технического водоснабжения тепловой электрической станции и станционной градирней 15, либо с внешним потребителем холода 11.

Разомкнутый контур охладителя 13 с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной 1 интегрирован в циркуляционный контур 12 системы технического водоснабжения тепловой электрической станции между стационарной градирней 15 конденсатором турбины 14. Разомкнутый контур охладителя 13 с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной 1 дополнительно соединен с индивидуальной градирней 16 абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машины 1.

Реализация данной схемы, по мнению авторов, позволит решить ряд проблем, связанных с эксплуатацией оборудования ТЭС, включая повышение температуры технической воды в системах охлаждения и повышенный износ оборудования при его работе в нерасчетных режимах, за счет охлаждения технологических потоков хладагентом, полученным на АБХМ.

Следующее исследование, направленное на повышение эффективности работы паровой турбинной установки ее оборудования и всей электростанции в целом, было выполнено Ефимовым Н.Н., Малышевым П.А., Скубиенко С.В. и др., в результате чего коллектив получил патент на изобретение [50].

В описании данной работы авторы отмечают, что полученное ими изобретение может относиться к теплоэнергетике и может быть использовано в технологических циклах тепловых и атомных электростанций для повышения эффективности работы паротурбинных установок, их оборудования и всей электростанции в целом.

В качестве ближайшего прототипа авторами был рассмотрен традиционный способ работы тепловых и атомных электростанций, к недостаткам которых относятся: низкая экономичность основного парового цикла, системы регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды, а также пониженная надежность работы паровых турбин [1, с. 159; 9, с. 360].

Для решения данных задач был разработан способ работы электростанции, позволяющий повысить экономичность паровой турбины, упростить систему конденсации пара и повысить надежность системы конденсации пара.

Реализация поставленной задачи осуществлялась путем применения абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса (АБТН) в технологических циклах атомных и тепловых электростанций (рисунок 1.16, 1.17), состоящих из цилиндров высокого 1 и низкого 2 давлений паровой турбины, сепараторапароперегревателя 3, теплообменника-конденсатора теплового насоса 4, генератора теплового насоса 5, абсорбера теплового насоса 6, теплообменникаиспарителя теплового насоса 7, конденсатора паровой турбины 8, конденсатного насоса 9, подогревателей низкого давления 10, деаэратора 11, питательного насоса 12, подогревателей высокого давления 13 и парогенератора 14.

Рисунок 1.16 — Схема включения АБТН в технологический цикл АЭС

Работа тепловой схемы АЭС с АБТН (рисунок 1.16) осуществляется следующим образом: основной пар последнего отбора цилиндра низкого давления 2 паровой турбины поступает в теплообменник-конденсатор 4 теплового насоса, встроенного в проточную часть паровой турбины, где к основному пару подводится теплота от низкокипящего теплоносителя теплового насоса, подаваемого из генератора теплового насоса 5. Основной пар с более высокими параметрами, чем в традиционных схемах, поступает в конденсатор 8 паровой турбины, на входе которого установлен теплообменник-испаритель теплового насоса 7, и конденсируется при более низких температурах теплоносителя, чем в традиционных схемах. При этом испарившийся низкокипящий теплоноситель теплового насоса направляется в абсорбер 6, а затем в генератор теплового насоса 5, где и происходит преобразование низкопотенциальной тепловой энергии. Полученный конденсат основного пара конденсатным насосом 9 направляется в первый подогреватель низкого давления 10 системы регенерации, подключенный к теплообменнику-конденсатору теплового насоса 4. Затем пройдя остальные подогреватели низкого давления 10, конденсат поступает в деаэратор 11 и питательным насосом 12 подается в подогреватели высокого давления 13 и парогенератор 14, где снова превращается в пар, и через цилиндры высокого давления 1 паровой турбины и сепаратор-пароперегреватель 3 возвращается обратно в цилиндры низкого давления 2 паровой турбины.

Рисунок 1.17 — Схема включения АБТН в технологический цикл ТЭС

Работа тепловой схемы ТЭС с АБТН (рисунок 1.17) осуществляется аналогичным способом.

Таким образом, предлагаемый способ работы электрической станции, по мнению авторов, должен снизить температуру охлаждающей воды на выходе из конденсатора паровой турбины, повысить параметры пара в последних ступенях цилиндра низкого давления и уменьшить тем самым влажность пара и эрозионный износ лопаток в последних ступенях паровой турбины [51, с. 16].

1.5 Зарубежный опыт использования тепловых насосов

Зарубежный опыт применения теплонасосных установок можно рассматривать как реальный путь наиболее перспективного развития энергосистемы России.

Согласно прогнозам Мирового энергетического комитета (МИРЭК) к 2020г. 75 % теплоснабжения (коммунального и производственного) в развитых странах будет осуществляться с помощью тепловых насосов [52, с. 5].

В настоящее время в мире работает порядка 20 млн. тепловых насосов различной мощности. В США и Японии наиболее распространены воздуховоздушные реверсивные теплонасосные установки, предназначенные для отопления и кондиционирования воздуха. Помимо этого в США широко распространены геотермальные тепловые насосы, позволяющие полезно использовать около 69% возобновляемой тепловой энергии. По статистическим сведениям на 2005 г. общее количество установленных тепловых насосов в США превысило 500 тыс. единиц [52, с. 5; 53, с. 35].

В Европе широкое применение нашли водо-водяные и водо-воздушные тепловые насосы. В Швеции и других Скандинавских странах наличие дешевой электроэнергии и широкое использование систем централизованного теплоснабжения способствовали развитию теплонасосных установок большой мощности. Так, например, в Троллхеттане (Швеция) эксплуатируются тепловые насосы тепловой мощностью 7÷7,5 МВт, а в Хельсинки (Финляндия) — 10÷11 МВт [54, с. 62]. Наиболее крупные теплонасосные установки расположены в Швеции в городах Мальме (40 МВт), Уппсала (39 МВт) и Эребру (42 МВт) и Стокгольме (320 МВт).

Данные установки предназначены для теплоснабжения жилых и общественных зданий и используют в качестве источника низкопотенциальной теплоты очищенные сточные воды, морскую вода и сбросную воду промышленных предприятий. Себестоимость получаемой тепловой энергии от таких теплонасосных установок на 20 % ниже себестоимости теплоты производимой котельными. Количество теплоты, вырабатываемой теплонасосными установками в Швеции, составляет около 50 % требуемого [52, с. 6].

В Нидерландах и Дании доступным видом топлива является газ, поэтому в данных регионах развиваются тепловые насосы с приводом от газового двигателя и абсорбционные. В Германии и Швейцарии в основном эксплуатируются маломощные тепловые насосы, применяемые в водяных и воздушных системах отопления и кондиционирования воздуха. Наиболее крупные теплонасосные установки абсорбционного типа единичной мощностью до 4 МВт (Германия) и парокомпрессионного типа мощностью 7 МВт (Лозанна — Швейцария) работают, как правило, в системах централизованного теплоснабжения [52, с. 6; 53, с. 36].

Мощностной ряд тепловых насосов в разных странах отличается друг от друга, если для Японии характерны теплонасосные установки средней мощностью до 10 кВт, то для Швеции – от 100 кВт. Суммарная тепловая мощность всех тепловых насосов в мире составляет порядка 250 тыс. МВт, а годовая выработка тепловой энергии – 1 млрд. Гкал, что соответствует экономии 80 млн.т условного топлива [52, с. 5].

В энергетической промышленности зарубежья тепловые насосы нашли применение на тепловых электроцентралях. В качестве низкопотенциального источника энергии на таких объектам используется циркуляционная вода системы технического водоснабжения. При этом передача высокопотенциальной тепловой энергии потребителю, через централизованную систему теплоснабжения, осуществляется с параметрами теплоносителя порядка 50÷80 °С [54, с. 62].

Наиболее известные ТЭЦ расположенные в Западной Европе представлены в таблице 1.1.

Мировой опыт показывает, что энергетические и экологические проблемы вынуждают искать новые пути получения энергии, одним из которых является применение теплонасосных установок. Таблица 1.1 – Западно-Европейские ТЭЦ с теплонасосными установками Местонахождение Мощность Вид источника Максимальная темпера (город, страна) теплового низкопотенциальной энергии тура теплоносителя, °С

насоса, МВт Киль, Германия 9,0 Циркуляционная вода 80 Хельсинки, Финляндия 10,5 Циркуляционная вода 70 Хельсинки, Финляндия 11,3 Циркуляционная вода 80 Троллхеттан, Швеция 7,5 Циркуляционная вода 80

1.6 Выводы по главе и постановка задач диссертационного исследования

Проведенный анализ существующих схемных решений, а также опыт применения тепловых насосов в составе технологических циклов ТЭС и АЭС показал:

1. Данное направление представляет большой интерес для научного сообщества. По результатам многочисленных исследований получены результаты интеллектуальной деятельности, отражающие актуальность развития данного научного направления.

Из анализа существующих научных работ видно, что большинство исследований было направленно на оптимизацию только одной определенной системы, входящей в состав тепловой схемы электростанции, при этом комплексный подход был рассмотрен только в трех случаях.

Так, например работа Шарапова В.И., Орлова М.Е., Подстрешной Н.С. [39], в которой рассматривается оптимизация тепловой схемы сетевой установки, направлена на перераспределение тепловых потоков между подогревателями, для более эффективного их использования. При этом вопрос утилизации теплоты сбрасываемой в систему технического водоснабжения не рассматривается.

Турбоустановки теплофикационного типа, в отличие от конденсационной, характеризуются отпуском электрической энергии на теплового потребителя. Известно, что экономичность таких турбоустановок высока, так как обеспечивается полнота использования тепловой энергии, однако часть потенциала всетаки теряется, за счет теплопотерь в холодном источнике.

Утилизация оставшейся части потока позволила бы довести до максимума экономичность турбоустановки, при одновременной оптимизации системы технического водоснабжения, как например, в работе Догадина Д.Л., Крыкина И.Н., Латыпова Г.Г. [48].

Исследование направленное на разработку технических решений по оптимизации системы технического водоснабжения ТЭС безусловно позволит обеспечить экономичность энергоблока, однако утилизация низкопотенциальной теплоты только для выработки холода не совсем рациональное использование тепловой энергии, которая могла быть использована в общем паровом цикле.

Известно, что экономичность энергоблока ТЭС напрямую зависит от экономически наивыгоднейшей температуры питательной воды, которую она имеет на входе в котельный агрегат. Чем выше температура воды на входе, тем меньше требуется сжечь топлива для получения необходимого количества пара. Повышение температуры питательной воды обеспечивает система регенерации энергетического блока, за счет полноты использования тепловой энергии получаемой при сжигании топлива.

Таким образом, возврат части тепловой энергии, используемой при производстве холода, обратно в регенеративный цикл, позволит повысить эффективность всего парового цикла ТЭС, как например, в работах Ефимова Н.Н., Лапина И.А., Малышева П.А., Скубиенко С.В. и др. [42; 50], выбранной в качестве прототипа оптимальной схемы системы технического водоснабжения.

Предлагаемые авторами схемные решения могут позволить наиболее эффективно использовать потенциальную тепловую энергию потока пара, поступающего в конденсатор паровой турбины. Применение теплообменникаиспарителя теплового насоса в едином корпусе с конденсатором турбины позволяет снизить расход циркуляционной воды и как следствие снизить потери теплоты в холодном источнике, обеспечивая при этом постоянный вакуум в последних ступенях турбины, влияющий на мощность и экономичность турбоустановки. Снижение расхода циркуляционной технической воды может позволить снизить затраты на собственные нужды энергоблока и улучшить экологическую обстановку в районе расположения тепловой электростанции. При этом тепловая энергия, отобранная испарителем теплового насоса, может быть наиболее полезно использована для обеспечения не только отопительной нагрузки энергоблоков электростанций, но и в регенеративном цикле тепловых схем.

2. Большинство предлагаемых схемных решений для энергоблоков ТЭС и АЭС основано на применении ПКТН, что значительно снижает перспективность их применения из-за ограниченности не только температурного режима, но и специфики преобразования низкопотенциальной тепловой энергии в полезно используемую теплоту [13; 14; 22].

3. Применение АБТН в составе тепловых схем электростанций способствует разработке новых схемных решений по модернизации существующих энергоблоков ТЭС и АЭС, о чем свидетельствуют научные работы В.Г. Горшкова, А.Г. Паздникова, А. В. Попова, Н.Н. Ефимова, П.А. Малышева, С.В. Скубиенко [22; 44; 46; 50].

Несмотря на преимущества применения АБТН в составе тепловых схем электростанций возникает ряд вопросов связанных с эффективностью работы тепловых насосов при переменных режимах энергоблоков. Если для тепловых насосов парокомпрессионного типа данный вопрос рассматривался [55-57] и имеются отдельные 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 данных вопросов 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.

Цель диссертационного исследования заключается в разработке научнообоснованных технических решений направленных на повышение тепловой экономичности работы ТЭС и АЭС, за счет применения абсорбционных тепловых насосов.

Для достижения цели в работе необходимо реализовать следующие задачи: 1. Провести 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; 2. Разработать математическую модель режимов работы ТЭС и АЭС с тепловым насосом для проведения численных исследований показателей тепловой экономичности типовых и модернизированных энергоблоков; 3. Разработать и экономически обосновать практическую реализацию наиболее перспективных технических решений по установки теплонасосного оборудования на типовых энергоблоках ТЭС и АЭС.

2 Глава. Разработка новых схемных решений по применению

абсорбционного теплового насоса для энергоблоков ТЭС и АЭС

По результатам анализа проведенного в 1 главе установлено, что применение теплового насоса в циркуляционном контуре системы технического водоснабжения ТЭС и АЭС, с последующим возвратом тепловой энергии обратно в паровой цикл и передачей тепловому потребителю, может способствовать повышению КПД энергоблоков электростанций при работе на более низких параметрах пара.

2.1 Теоретическое обоснование применения тепловых насосов в схемах

паротурбинных установок ТЭС и АЭС

Для оценки целесообразности проведения исследования в области повышения тепловой экономичности конденсационных электростанций, за счет применения АБТН, рассмотрим работу теплового насоса на примере цикла Ренкина, учитывающего регенеративный подогрев питательной воды, для паротурбинных установок, работающих на перегретом и насыщенном паре (рисунок 2.1).

Известно, что регенеративный подогрев увеличивает КПД установки, несмотря на то, что расход пара на турбину при этом возрастает [58, с. 65]. Для схемы с регенеративным подогревом питательной воды внутренний абсолютный КПД определяется по выражению:

1  Ar

tr  t 0 . (2.1)

1  Art 0 Здесь ηt0 – термический КПД турбоустановки; Ar – энергетический коэффициент пара регенеративного отбора.

а) для перегретого пара б) насыщенного пара Рисунок 2.1 — Действительный цикл Ренкина для паротурбинной установки с учетом промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева

питательной воды

Из формулы (2.1) видно, что КПД регенеративного цикла во многом зависит от изменения величины энергетического коэффициента пара регенеративного отбора, величина которого, для стандартных тепловых схем, вычисляется по уравнению:

z

D r, j (h0  hr , j )

Ar  1

. (2.2)

Dк (h0  hк ) Здесь Dr,j – расход пара, направляемого в регенеративный отбор, кг/с; h0 – энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; hr,j – энтальпия греющего пара регенеративного отбора, кДж/кг; Dк – расход пара поступающего в конденсатор, кг/с; hк – энтальпия пара за турбиной, кДж/кг; z – число регенеративных отборов.

Во всех случаях, когда энергетический коэффициент пара регенеративного отбора больше нуля, КПД регенеративного цикла выше конденсационного.

На рисунке 2.1а для цикла учитывающего промежуточный перегрев пара работа потока срабатываемого в турбине описывается линией 6-7. При этом величина тепловых потерь цикла в холодном источнике определяется как площадь фигуры 1-7-8-9, чем она меньше, тем экономичнее цикл.

Применение теплового насоса в составе регенеративного цикла (например, при подключении первого подогревателя низкого давления к тепловому насосу), позволяет получить следующие изменения:

  • работа потока пара, срабатываемого в турбине, описывается линией 6-7’,

так как пар последнего регенеративного отбора в полном объеме направля ется в конденсатор турбоустановки и участвует в выработки электрической

мощности;

  • величина тепловых потерь в холодном источнике составляет теперь пло щадь фигуры 1-7’-8’-9. Учитывая, что тепловой насос способен утилизиро вать низкопотенциальную теплоту, применяем его испарительный контур на

магистралях конденсационной установки и сокращаем тепловые потери на

величину 7-7’-8’-8.

Таким образом, можно сделать вывод, что применение теплового насоса в регенеративной системе, для цикла работающего на перегретом паре, позволит повысить электрическую мощность турбоустановки, а за счет сокращения тепловых потерь в конденсаторе повысить и его КПД в целом.

Для цикла, работающего на насыщенном паре (рисунок 2.1б) работа потока описана линией 6-7. При этом тепловой насос предлагается применить с целью обеспечения вторичного промежуточного перегрева пара. Перегрев в данном случае может быть осуществлен конденсационным контуром теплового насоса, за счет утилизации и преобразования части низкопотенциальной тепловой энергии, теряемой в холодном источнике.

Работа потока пара в данном случае будет описана линией 6-7”-7’, а тепловые потери в конденсаторе турбоустановки — площадью фигуры 1-7-8-9, так как величина 7-7’-8’-8 будет утилизирована испарительным контуром теплового насоса.

Эффективность и экономичность работы энергетического оборудования электростанций характеризуется показателями тепловой экономичности [1, с. 15], основными из которых являются:

  • электрический КПД турбоустановки:

3600

 ТУ

Э

 ,

qТУ

где qТУ – удельный расход теплоты на турбоустановку;

  • КПД электростанции (энергоблока):

C  , (2.3)

где NЭ – суммарная электрическая мощность вырабатываемая энергоблоком электростанции; QС – расход теплоты на энергоблок. — удельный расход условного топлива:

0,123

bУЭ  .

C

Анализ приведенных показателей позволяет выделить критерий, влияющий на тепловую экономичность работы электростанции — это изменение электрической мощности энергоблока.

Электрическая мощность энергоблока, в свою очередь, зависит от начальных параметров пара, его расхода, вакуума в паровом пространстве конденсатора турбины, типа турбоустановки и режимов ее работы. На изменение данного критерия может повлиять любая из приведенных величин, поэтому если изменить значение расхода пара или вакуума в конденсаторе турбины, то можно повлиять не только на экономичность отдельного энергоблока, но и электростанции в целом.

2.2 Исследование целесообразности применения парокомпрессионного

теплового насоса в схемах ТЭС

Для исследования целесообразности применения парокомпрессионного теплового насоса в схеме ТЭС используем общеизвестную методику расчета тепловых схем ТЭС и АЭС, подробно описанную в [1, с. 144].

Основными этапами расчета являются:

  • определение состояния водяного пара в ступенях турбины;
  • составление сводной таблицы параметров пара и воды в турбоустановке;
  • составление соотношений материальных балансов потоков пара, конденсата и питательной воды.
  • составление уравнений теплового баланса, их последовательное и совместное решение.
  • контроль материального баланса пара и конденсата.
  • составление и решение энергетического уравнения.

Определение расходов пара и воды.

  • расчет энергетических показателей энергоблока.

Оценка целесообразности применения теплового насоса парокомпрессионного типа (ПКТН) в составе технологического цикла электростанции выполнялась на примере энергоблока ТЭС мощность 300 МВт, работающего на твердом топливе при среднестатистических параметрах с коэффициентом недовыработки 0,96.

Для анализа показателей тепловой экономичности был выполнен тепловой расчет энергоблока ТЭС (рисунок 2.2).

В качестве примера был рассмотрен характерный режим работы блока Новочеркасской ГРЭС в отопительный период года со следующими исходными данными:

  • установленная электрическая мощность, МВт – 300;
  • коэффициент недовыработки электрической энергии – 0,96;
  • фактическая электрическая мощность, МВт – 288;
  • отопительная нагрузка, МВт – 20;
  • температурный график отопительной нагрузки:

о

  • температура в прямой сети, С – 115;

о

  • температура в обратной сети, С – 70;

о

  • температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, С – 12. Рисунок 2.2 — Расчетная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт: 1 — паровой котел; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — паровая турбина; 4 конденсатор; 5 — турбогенератор; 6 — сетевая установка; 7 — блочная обессоливаю щая установка; 8 — охладитель эжекторов; 9 — охладитель пароуплотнений; 10 конденсатный насос; 11 — группа ПНД; 12 — дренажный насос; 13 — турбопривод питательного насоса; 14 — питательный насос; 15 — деаэратор; 16 — группа ПВД.

Пример расчета тепловой схемы энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт приведен в приложении А.

Расчеты были выполнены для ряда схемных решений (рисунок 2.3), в которых рассматривалась возможность расположения ПКТН в технологическом цикле ТЭС при подключении конденсационного контура теплового насоса к регенеративному циклу и сетевой установке. Особенностью предлагаемых схем, отличающей их от аналогов, является подключение конденсационного контура ПКТН непосредственно к регенеративным подогревателям низкого давления, в следующей последовательности:

  • подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №9 и

НСП сетевой установки (рисунок 2.3а);

  • подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №8,9 и

НСП сетевой установки (рисунок 2.3б);

  • подключения к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №7,8,9

и НСП сетевой установки (рисунок 2.3в).

По результатам расчета схемных решений были получены показатели тепловой экономичности электростанции, представленные в таблице 2.1, и энергетические характеристики работы ПКТН (таблица 2.2).

Таблица 2.1 — Показатели тепловой экономичности типовой тепловой схемы ТЭС и модернизированной тепловым насосом парокомпрессионного типа

Типовая

Наименование показателя Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

схема 1. Расход пара на турбоустановку D0,

238,12 кг/с 2. Расход теплоты на турбоустановку

634472,10 QТУ, кВт 3. Электрическая мощность турбоуста 288000,00 291344,72 293174,55 295706,19 новки NЭ, кВт 4. Удельный расход теплоты на турбо 7653,46 7568,64 7523,02 7460,81 установку qту, кДж/(кВт∙ч) 5. Электрический КПД турбоустановки

0,470 0,476 0,479 0,483 ηэту 6. Расход теплоты на энергоблок QС,

719356,13 кВт 7. КПД энергоблока ηс 0,400 0,405 0,408 0,411 8. Удельный расход теплоты на энер 8991,95 8888,72 8833,24 8757,62 гоблок qс, кДж/(кВт∙ч) 9. Удельный расход условного топлива

0,307 0,304 0,302 0,299 bэу, кг/(кВт∙ч) 10. Расход натурального топлива BН ,

36,69 кг/(кВт∙ч)

Таблица 2.2 — Энергетические характеристики парокомпрессионного теплового насоса

Наименование показателя Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 1. Прирост электрической мощности турбоустановки

3344,72 5174,55 7706,19 NЭ, кВт 2. Тепловая мощность ПКТН QТН, кВт 30120,10 43472,10 58416,95 3. Электрическая мощность затрачиваемая на привод

6024,02 8694,42 11683,39 компрессора ПКТН NТН, кВт

а)

б)

в)

Рисунок 2.3 — Схемные решения по подключению парокомпрессионного теплового насоса к технологическому циклу ТЭС: 1 – паровая турбина; 2– конденсатор паровой турбины; 3 – турбогенератор; 4 – испарительный контур теплового насоса; 5 – парокомпрессионный тепловой насос; 6 – сетевая установка; 7 – конденсационный контур теплового насоса; 8 – кон денсатный насос; 9 – группа ПНД; 10 – дренажный насос.

298000

Мощность энергоблока, кВт

296000

294000

292000

290000

288000

286000 а)

284000

282000

280000

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Мощность энергоблока ТЭС с ПКТН, кВт

Установленная мощность энергоблока ТЭС, кВт

Фактическая мощность энергоблока ТЭС с ПКТН, кВт

0,415

0,41

КПД энергоблока

0,405

0,4

0,395

б)

0,39

0,385

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

КПД энергоблока ТЭС с ПКТН

КПД стандартного энергоблока ТЭС

Фактический КПД энергоблока ТЭС с ПКТН

0,485

КПД турбоустановки

0,48

0,475

0,47

в)

0,465

0,46

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

КПД турбоустановки энергоблока ТЭС с ПКТН

КПД турбоустановки стандартного энергоблока ТЭС

Рисунок 2.4 — Показатели тепловой экономичности энергоблока ТЭС с

парокомпрессионным тепловым насосом

Для проведения сравнительного анализа полученных энергетических характеристик рассматриваемых тепловых схем были построены гистограммы основных показателей тепловой экономичности энергоблока ТЭС (рисунок 2.4):

  • изменения электрической мощности энергоблока (рисунок 2.4а);
  • изменения КПД энергоблока (рисунок 2.4б);
  • изменения КПД турбоустановки (рисунок 2.4в).

По результатам проведенного сравнительного анализа установлено, что применение ПКТН в технологическом цикле ТЭС может способствовать увеличению установленной мощности электростанции на 3344,72 ÷ 7706,19 кВт, а ее 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 6024,02 ÷ 11683,39 кВт, фактические значения установленной мощности и КПД электростанции будут на 0,75÷1,4 % ниже относительно традиционной компоновки.

Таким образом, применение ПКТН позволит обеспечить экономичность работы только турбоустановки, за счет повышения ее электрического КПД, но не позволяет увеличить экономичность электростанции в целом из-за повышенных расходов энергии на собственные нужды (рисунок 2.4а).

Учитывая изложенное применение ПКТН можно считать не целесообразным, как для тепловых, так и для атомных станций.

2.3 Новые схемные решения применения теплового насоса в

технологических циклах ТЭС и АЭС

Результаты численных исследований целесообразности применения ПКТН в технологических циклах ТЭС [59-62], рассмотренные в п. 2.2 диссертации, позволили обстоятельно оценить все положительные и отрицательные аспекты, влияющие на тепловую экономичность электростанции. Поэтому для разработки новых схемных решений направленных на повышению эффективности работы тепловых схем ТЭС и АЭС был принят тепловой насос абсорбционного типа.

2.3.1 Тепловая схема ТЭС на основе использования АБТН

Выбор вариантов схемных решений по применению АБТН в технологическом цикле ТЭС, основывался на:

  • технических характеристиках существующих абсорбционных тепловых

насосов большой мощности (единичная тепловая мощность, температурный

предел нагреваемой среды, расход пара на генератор теплового насоса);

  • температурных режимах работы регенеративных и сетевых подогревате лей;
  • тепловой мощности регенеративных и сетевых подогревателей;
  • возможности применения абсорбционного теплового насоса в технологи ческом цикле ТЭС без кардинальных изменений существующей тепловой

схемы энергоблока.

Например, технологический цикл ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ характеризуется тем, что, как правило, первые два регенеративных подогревателя низкого давления и нижний сетевой подогреватель отопительной установки (в отопительный период) работают в диапазоне температур 60÷90 ˚С. Промышленный АБТН способен обеспечивать температурный режим высокопотенциальной рабочей среды в диапазоне 70÷90 ˚С (приложение Б).

Кроме температурного режима было уделено внимание тепловой мощности АБТН необходимой для обеспечения работоспособности подключаемого к нему энергетического оборудования, так как именно от нее зависит экономичность работы самой теплонасосной установки и энергоблока в целом.

При поиске наиболее оптимального решения по подключению регенеративных и сетевых подогревателей тепловой схемы ТЭС к высокопотенциальному контуру абсорбционного теплового насоса, был выполнен предварительный расчет следующих схемных вариантов:

  • подключение к конденсационному контуру теплового насоса первого ПНД

и НСП сетевой установки (рисунок 2.5а);

  • подключение к конденсационному контуру теплового насоса двух первых

ПНД и НСП сетевой установки (рисунок 2.5б);

  • подключение к конденсационному контуру теплового насоса двух первых

ПНД (рисунок 2.5в).

Основным критерием оптимальности при данных расчетах является фактический расход пара на турбоустановку, значительное влияние на который оказывает тепловая мощность производимая АБТН.

Расход пара на генератор абсорбционного теплового насоса определяется следующим образом:

D1ПТН  QТН

DТН  . (2.4)

Q1ТН Здесь DП1ТН – расход пара на один тепловой насос, кг/с; QТН – расчетная тепловая мощность теплового насоса, МВт; Q1ТН – тепловая мощность одного теплового насоса, МВт.

Из формулы (2.4) видно, что расход пара на АБТН напрямую зависит от его тепловой мощности. Чем больше величина тепловой мощности теплонасосной установки, тем выше расход пара на нее, и как следствие на весь энергоблок.

По результатам проведенных расчетов получены энергетические показатели, представленные в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Энергетические характеристики тепловой схемы ТЭС с АБТН

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Наименование показателя

(рисунок 2.5а) (рисунок 2.5б) (рисунок 2.5в) Тепловая мощность АБТН, кВт 40381,25 53484,44 33366,46 Расход пара на АБТН, кг/с 10,095 13,371 8,342 Фактический расход пара на

237,974 315,177 236,321 турбоустановку, кг/с

а)

б)

в)

Рисунок 2.5 — Схемные решения по подключению абсорбционного теплового насоса к технологическому циклу ТЭС: 1 – 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.

Анализ полученных энергетических характеристик показывает, что при реализации второго варианта технологической схемы, фактический расход пара на турбоустановку составит 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 (рисунок 2.6) [5, с. 152].

3

2

Расход пара, кг/с

250 1 4

150

50

Вариант схемного решения

1 Фактический расход пара на турбину для Варианта 1, кг/с

2 Максимальная пропускная способность турбоустановки, кг/с

3 Фактический расход пара на турбину для Варианта 2, кг/с

4 Фактический расход пара на турбину для Варианта 3, кг/с

Рисунок 2.6 — Изменение величины фактического расхода пара на

турбоустановку К-300-240-2 ХТГЗ при применении АБТН

Первый и третий варианты схемных решений (рисунок 2.5а и 2.5в) удовлетворяют критерию оптимальности и могут быть рассмотрены с точки зрения экономичности при дальнейших исследованиях. Однако, если учесть фактор минимального вмешательства в существующий технологический цикл ТЭС, также влияющий на выбор схемы включения АБТН, то третий вариант (рисунок 2.5в) является не целесообразным, так как требует серьезного изменения конструкции регенеративной системы энергоблока.

Типовая компоновка энергоблока ТЭС и турбиной К-300-240-2 ХТГЗ характеризуется использованием шести регенеративных подогревателей низкого давления [5, с. 134]. При этом пять из них объединены общей системой отвода дренажей, и только первый ПНД имеет собственный контур отвода конденсата греющего пара непосредственно в конденсатор паровой турбины. При подключении первых двух ПНД к конденсационному контуру теплового насоса потребуется серьезная переделка системы регенерации, включающая изменение направления потоков дренажа между подогревателями.

Таким образом, наиболее оптимальным схемным решением является вариант №1 — подключение АБТН к первому ПНД и НСП сетевой установки, общий вид которого показан на рисунке 2.7.

При работе ТЭС в летний период, когда энергоблок не несет отопительной нагрузки АБТН можно подключить к двум первым ПНД системы регенерации, о чем более подробно будет описано в главе 3.

Рисунок 2.7 — Принципиальная тепловая схема ТЭС с использованием АБТН: 1 паровой котел, 2 — паровая турбина, 3 — кондансатор, 4 — конденсатный насос, 5 группа регенеративных подогревателей низкого давления, 6 — группа регенеративных подогревателей высокого давления, 7 — деаэратор, 8 — питательный насос, 9 абсорбционный тепловой насос, 10 — испарительный контур абсорбционного теплового насоса, 11 — нижний сетевой подогреватель, 12 — конденсационный контур

теплового насоса, 13 — сетевая установка.

Предложенное схемное решение (рисунок 2.7) может применяться на энергоблоках КЭС и ТЭЦ другой мощности, работающих в конденсационном режиме. При этом для применения АБТН необходимо будет учитывать максимальную пропускную способность турбоустановки и тепловую мощность, которую должен обеспечить тепловой насос.

На данное схемное решение применительно к ТЭС получен патент на полезную модель (приложение В) [63].

Новизной данного схемного решения, отличающей его от аналогов [48; 50], является использование АБТН, с применением испарительного контура на подающих и отводящих трубопроводах охлаждающей воды конденсатора паровой турбины и впервые рассмотренная возможность подключения первого подогревателя низкого давления (ПНД) системы регенерации к конденсатору АБТН, что в свою очередь позволяет повысить КПД регенеративного цикла на 1,5-1,8 % при работе энергоблока на номинальных нагрузках.

Так как тепловая энергия основного потока пара при отключении ПНД 9 не участвует в регенеративном подогреве основного конденсата, а тепловую мощность ПНД 9 обеспечивает АБТН, уравнение (2.2) по расчету энергетического коэффициента пара регенеративного отбора примет вид [59, с. 5]:

D r, j (h0  hr , j )  D9ТН (h»ТН

9  h’9 )

ТН

Ar  1

. (2.5)

Dк (h0  hк ) Здесь D9ТН – расход греющей среды, направляемый тепловым насосом в регенеративный подогреватель П9, кг/с; h”9ТН и h’9ТН – энтальпии греющей среды теплового насоса соответственно на входе и выходе из регенеративного подогревателя П9, кДж/кг.

Из уравнения (2.5) видно, что снижение расхода пара на систему регенерации при обеспечении ее постоянной тепловой мощности приводит к повышению коэффициента пара регенеративного отбора, что в итоге способствует увеличению КПД всего регенеративного цикла.

Согласно приведенной тепловой схеме (рисунок 2.7) тепловая электрическая станция работает следующим образом. Отработавший в паровой турбине 2 пар поступает в конденсатор 3, где происходит его полная конденсация при температуре охлаждающей воды задаваемой испарительным контуром теплового насоса 10, установленным на подающем трубопроводе охлаждающей воды конденсатора паровой турбины. Затем конденсат пара, конденсатным насосом 4, подается в систему регенерации к подогревателям низкого давления 5, а нагретая циркуляционная вода, проходя через испарительный контур теплового насоса 10, охлаждается и сбрасывается обратно в систему технического водоснабжения. Полученная в испарительном контуре 10 низкопотенциальная тепловая энергия, преумножается в абсорбционном тепловом насосе 9, и через конденсационный контур теплового насоса 12 подается на последний, по ходу движения пара, подогреватель низкого давления системы регенерации 5 и нижний сетевой подогреватель 11 сетевой установки 13. Конденсат пара, пройдя группу подогревателей низкого давления 5, деаэратор 7, питательным насосом 8, через группу подогревателей высокого давления 6, направляется в паровой котел 1, где вновь превращается в пар и возвращается в паровую турбину 2.

АБТН обеспечивает тепловую мощность, как подогревателя системы регенерации (ПНД), так и подогревателя сетевой установки, несущей отопительную нагрузку энергоблока. Пар последнего регенеративного отбора паровой турбины не используется для подогрева основного конденсата системы регенерации, а участвует в выработке электрической мощности, что в конечном итоге будет способствовать повышению КПД электростанции в целом на 0,2% (более подробно рассмотрено в главе 3, при исследовании переменных режимов работы ТЭС с АБТН).

Применение испарительного контура 10 теплового насоса 9 на подающем трубопроводе охлаждающей воды конденсатора 3 паровой турбины 2 будет способствовать поддержанию оптимального значения вакуума в паровом пространстве конденсатора, и снижению расхода энергии электростанции на собственные нужды при обслуживании циркуляционной системы.

Для каждого типа конденсационных турбоустановок существует своя величина экономически целесообразного вакуума в паровом пространстве конденсатора. Например, для тубоустановки К-300-240-2 ХТГЗ величина вакуума составляет 3,4 кПа [1, с. 52; 5, с. 152], однако в течении года она непостоянна и зависит от температуры охлаждающей воды. Наименее экономичными режимами работы ТЭС являются летний и переходные весенний и осенний, когда температура охлаждающей воды в системе технического водоснабжения не опускается ниже +20 оС. Именно для этих эксплуатационных режимов была рассмотрена работа испарительного контура теплового насоса при различных значения температурных перепадов (рисунок 2.8).

Критерием оценки вакуума в паровом пространстве конденсатора является измененеие температурного перепада циркуляционной воды проходящей через испарительный контур теплового насоса.

0,008

Давление пара в конденсаторе, МПа

0,007

0,006

0,005

0,004

0,003

0 1 2 3 4 5 6

о

Температурный перепад в испарителе, С

1 Изменение величины вакуума для ТЭС с АБТН в переходные периоды весны и осени

2 Экономически целесообразная величина вакуума в конденсаторе

3 Изменение величины вакуума для ТЭС с АБТН в летний период

Рисунок 2.8 — Изменение вакуума в паровом пространстве конденсатора

при различных значениях температурных напоров

в испарительном контуре АБТН

Из рисунка 2.8 видно, что для стандартного энергоблока величина вакуума в летний период составляет порядка 5,3÷7,7 кПа, что в 1,6÷2,3 раза превышает экономически целесообразную величину. Работа испарительного контура теплового насоса при различных значениях температурных напоров позволяет при постоянной электрической мощности энергоблока приблизить вакуум в паровом пространстве конденсатора к нормативной величине [64; 65, с. 185].

Температурный напор испарителя определяется следующим образом:

QИ ТН

t  . (2.6)

GЦВ  cВ Здесь QИ – величина охлаждающей мощности испарительного контура теплового насоса, кВт; ηТН – КПД теплового насоса; GЦВ – расход циркуляционной воды, кг/с; сВ – теплоемкость воды, кДж/(кг∙К).

Из уравнения (2.6) видно, что ∆t обратно пропорционально зависит от расхода циркуляционной воды, уменьшение которого влияет на температурный режим работы испарительного контура теплового насоса. Вследствие чего температурный напор испарителя теплового насоса, при работе электростанции в летний и переходные (весенние и осенние) периоды года, удастся поднять до значений 2÷4 оС. Снижение расхода охлаждающей воды будет компенсироваться более низкими параметрами среды на входе в конденсатор паровой турбины, что позволит уменьшить мощность циркуляционных насосов и, как следствие, сократить расходы энергии энергоблока на собственные нужды.

Применение испарительного контура 10 (рисунок 2.7) теплового насоса 9 на отводящем трубопроводе охлаждающей воды конденсатора паровой турбины, в свою очередь, позволяет уменьшить тепловое загрязнение окружающей среды в районе расположения электростанции в среднем на 6%.

Величина теплового загрязнения окружающей среды электростанцией равна тепловой мощности конденсатора паровой турбины,

QК  GЦВ  (t В 2  t В1 )  cВ . Здесь GЦВ – расход циркуляционной воды, кг/с; tВ2 и tВ1 – температуры охлаждающей воды на выходе и на входе в конденсатор паровой турбины, оС; сВ – теплоемкость воды, кДж/(кг∙К).

При работе теплового насоса испарительный контур использует (утилизирует) часть тепловой энергии конденсатора сбрасываемой в систему технического водоснабжения. Величина утилизируемой энергии пропорциональна тепловой мощности насоса. Таким образом, за счет работы испарительного контура АБТН, мощность которого определяется по формуле (2.7) [66, с. 24], обеспечивается снижение экологической нагрузки электростанцией на окружающую среду, в виде теплового загрязнения на 9500÷20000 кВт.

1 Q

QИ  (1  ) ТН . (2.7)

 ТН Здесь ζ – коэффициент трансформации теплового насоса; QТН. – тепловая мощность устанавливаемого теплового насоса, кВт; ηТН – КПД теплового насоса.

2.3.2 Тепловая схема АЭС на основе использования АБТН

Турбоустановки атомных электростанций в отличие от паровых турбин ТЭС, работают на насыщенном паре. В процессе расширения пара в проточной части турбины влажность в последних ступенях значительно возрастает, что оказывает негативное влияние на внутренний относительный КПД турбины и способствует эрозионному износу лопаток. В связи с этим на энергоблоках АЭС, как правило, 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÷16 %. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность [11, с. 35; 67, с. 19; 68].

На рисунке 2.9 в h,S – диаграмме представлен процесс расширения пара в турбине АЭС мощностью 1000 МВт с дополнительным перегревом пара в ЦНД, за счет использования конденсационного контура теплового насоса. Рисунок 2.9 — Процесс расширения пара в h,S – диаграмме для паровой турбины

К-1000-60/1500 ХТГЗ с дополнительным перегревом пара

в последнем отсеке ЦНД

Работу потока пара в турбоустановке современных энергоблоков АЭС можно описать процессами 0’–3 и 3“–к, при этом процесс 3 –3“ характеризует повышение потенциальной энергии парового потока, за счет сепарации влаги с последующим промежуточным перегревом пара. Точка 7 характеризует рабочие параметры пара перед последним отсеком турбины. По результатам построения процесса видно, что влажность в последнем отсеке турбины составляет порядка 10 %, при давлении 0,021 МПа и температуре 61 оС.

Учитывая, что температурный режим работы АБТН находится в пределах 70÷90 оС [13, с. 74], возникает теоретическая возможность обеспечения вторичного промперегрева пара в последнем отсеке главной паровой турбины, за счет расположения в едином корпусе с цилиндром низкого давления конденсационного контура теплового насоса.

На рисунке 2.9 работа потока пара в отсеках турбины предлагаемого энергоблока с подключением АБТН описана процессами 0’–3, 3“–7, 7”–к, при этом помимо стандартного процесса промежуточного перегрева пара 3–3“, процессом 7–7” показана работа теплового насоса при изобарном перегреве потока пара до температуры 80÷85 оС. Из диаграммы видно, что вторичный промежуточный перегрев пара 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, безусловно, повлияет на положительное изменение КПД не только турбоустановки, но и электростанции в целом.

Применительно к стандартной тепловой схеме энергоблока двухконтурной АЭС единичной мощность 1000 МВт разработано схемное решение (рисунок 2.10), в основу которого положена идея повышения тепловой экономичности работы турбоустановки АЭС за счет обеспечения вторичного промежуточного перегрева пара [50].

Рисунок 2.10 — Принципиальная тепловая схема АЭС с использованием АБТН: 1 – паровая турбина, 2 – сепаратор-пароперегреватель, 3 – абсорбционный теп ловой насос, 4 – теплообменник-конденсатор абсорбционного теплового насоса, 5 – теплообменник-испаритель абсорбционного теплового насоса, 6 – конденсатор паровой турбины, 7 – конденсатный насос, 8 – группа регенеративных подогрева телей низкого давления, 9 – деаэратор, 10 – питательный насос, 11 – группа

регенеративных подогревателей высокого давления, 12 – парогенератор.

Новизной данного схемного решения, отличающего его от аналогов [22; 50], является использование абсорбционного теплового насоса, с применением теплообменника-испарителя на подающих и отводящих трубопроводах охлаждающей воды конденсатора паровой турбины, что позволит утилизировать до 68000 кВт сбросной тепловой энергии и тем самым снизить тепловое загрязнение окружающей среды в районе расположения электростанции на 4%.

При этом вторичный промежуточный перегрев пара будет обеспечен применением теплообменника — конденсатора теплового насоса в едином корпусе с цилиндром низкого давления паровой турбины, что в свою очередь повысит надежность и эффективность работы паровой турбины при номинальных нагрузках.

Абсорбционный тепловой насос в данном случае обеспечивает вторичный промежуточный перегрев пара, в последних ступенях турбины, повышая его рабочие параметры и срабатываемый теплоперепад в паровой турбине, что в конечном итоге позволит повысить КПД всей электростанции.

На данное схемное решение применительно к АЭС получен патент на полезную модель (приложение В) [69].

Согласно приведенной тепловой схеме (рисунок 2.10) атомная электрическая станция работает следующим образом. Отработавший в паровой турбине 1 пар поступает в конденсатор 6, где происходит его полная конденсация при температуре охлаждающей воды задаваемой теплообменником-испарителем абсорбционного теплового насоса 5, установленным на подающей линии системы технического водоснабжения. Затем конденсат пара, конденсатным насосом 7, подается в систему регенерации к подогревателям низкого давления 8, а нагретая циркуляционная вода, проходя через теплообменник-испаритель абсорбционного теплового насоса 5, охлаждается и сбрасывается обратно в систему технического водоснабжения. Полученная в теплообменниках-испарителя абсорбционного теплового насоса 5 низкопотенциальная тепловая энергия, преумножается в абсорбционном тепловом насосе 3, и через теплообменник-конденсатор абсорбционного теплового насоса 4 подается к последним ступеням цилиндра низкого давления паровой турбины 1. Конденсат пара, пройдя группу подогревателей низкого давления 8, деаэратор 9, питательным насосом 10 через группу подогревателей высокого давления 11, направляется в парогенератор 12, где вновь превращается в пар и возвращается в паровую турбину 1.

Применение теплообменника-испарителя абсорбционного теплового насоса 5 на подающем трубопроводе охлаждающей воды конденсатора паровой турбины 6 будет способствовать поддержанию оптимального значения вакуума в паровом пространстве конденсатора 4,0÷7,0 кПа, и снижению расходы энергии электростанции на собственные нужды при обслуживании циркуляционной системы. Применение теплообменника-испарителя абсорбционного теплового насоса 5 на отводящем трубопроводе охлаждающей воды конденсатора паровой турбины 6 позволит уменьшить тепловое загрязнение окружающей среды в районе расположения электростанции на 4%.

Теплообменник-конденсатор абсорбционного теплового насоса 4 выполненный в едином корпусе с цилиндром низкого давления паровой турбины 1, в свою очередь будет способствовать повышению надежности и эффективность работы последних ступеней паровой турбины, за счет снижения влажности потока пара на 5÷10% при введении вторичного промежуточного перегрева, и повышению КПД всей электростанции на 1÷2%.

Для анализа показателей тепловой экономичности данного схемного решения был выполнен расчет типовой и предлагаемой тепловых схем АЭС (расчет типового энергоблока АЭС представлен в приложении А).

В результате расчетов установлено, что расход пара на 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 2677530 кВт, что на 4,9% (137175 кВт) меньше, чем при стандартной компоновке, а КПД турбоустановки и электростанции в целом вырос на 2% [66].

Расход пара при работе энергоблока в конденсационном режиме можно рассчитать следующим образом:

DКЭ  . (2.8)

H i М Г Здесь NЭ – электрическая мощность энергоблока, кВт; Hi – теплоперепад срабатываемый в турбине, кДж/кг; ηМηГ – КПД механический и генератора турбоустановки.

Из формулы (2.8) видно, что расход пара на турбоустановку обратно пропорционально зависит от срабатываемого потоком пара теплоперепада, увеличение которого способствует снижению расхода пара и, как следствие, уменьшению расхода теплоты на турбину при постоянной мощности энергоблока.

Теплоперепад турбоустановки определяется по уравнению:

H i  h0  hК  hПП

I

 hПП

II

. Здесь h0 – энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; hК – энтальпия пара в паровом пространстве конденсатора турбины, кДж/кг; ∆hIПП и ∆hIIПП – теплоперепады первого и второго промежуточных перегревов, кДж/кг.

Повышение характеристик тепловой схемы электростанции во многом зависит от работы теплового насоса влияющего на параметры вторично перегретого пара. КПД турбоустановки и электростанции зависит от полного расхода теплоты на турбину, уменьшение которого приводит к повышению данных показателей.

Конструктивно данный способ можно реализовать путем использования каналов, в направляющих лопатках проточной части турбины используемых для внутренней сепарации пара [11, с. 129; 51, с. 132] (более подробно реализация способа рассмотрена в 4 главе).

Таким образом, применение конденсационного контура теплового насоса при одновременной сепарации потока пара может повысить его потенциальную энергию, и как следствие положительно повлиять на тепловую экономичность работы турбоустановки.

2.4 Выводы по главе

Рассмотрев различные схемные решения по применению тепловых насосов в составе тепловых схем ТЭС и АЭС, и проведя их анализ можно сделать следующие выводы:

1. Парокомпрессионные тепловые насосы в технологическом цикле ТЭС способствует повышению КПД турбоустановок на 0,6÷1,3%, за счет увеличения их единичной мощности, но из-за высоких расходов энергии на собственные нужды (до 4% от установленной мощности энергоблока), негативно влияют на КПД электростанции в целом.

2. Наиболее целесообразный способ повышения тепловой экономичности ТЭС и АЭС основан на применении тепловых насосов абсорбционного типа, так как они используют только тепловую энергию основного технологического цикла электростанции, и не нуждаются в дополнительных затратах электрической мощности.

3. 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.

4. Предложена 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, что позволит повысить надежность и экономичность работы последних ступеней паровой турбины, за счет снижения влажности пара на 5÷10% при обеспечении вторичного промежуточного перегрева.

5. Применение тепловых насосов в циркуляционном контуре системы технического водоснабжения ТЭС и АЭС, способствует повышению КПД энергоблоков электростанций на 0,2÷2% при их работе в базовом либо переменных режимах, характеризующихся низкими параметрами пара отличными от номинальных.

6. Применение испарительного контура теплового насоса на подающих трубопроводах охлаждающей воды конденсаторов паровых турбин ТЭС и АЭС способствует поддержанию оптимального вакуума 3,7÷7,4 кПа в паровом пространстве конденсатора и снижению расхода энергии электростанции на собственные нужды, за счет утилизации части низкопотенциальной тепловой энергии.

7. Применение испарительного контура теплового насоса на отводящих трубопроводах охлаждающей воды конденсаторов паровых турбин ТЭС и АЭС способствует уменьшению теплового загрязнение окружающей среды в районе расположения электростанции на 4÷6%.

8. Подключение подогревателя низкого давления системы регенерации и нижнего сетевого подогревателя сетевой установки ТЭС к конденсационному контуру теплового насоса, способствует повышению термического КПД регенеративного цикла на 1,6-1,8 % и КПД электростанции в целом на 0,2%.

3 Глава. Исследования режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС с

абсорбционным тепловым насосом

Проведение численных исследований режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС осуществлялось с помощью математической модели. В основу математической модели были положены известные уравнения характеризующие процесс преобразования тепловой энергии в электрическую для энергоблоков конденсационных электростанций (таблица 3.1) [1, с. 144; 5, с. 49]. После дополнения математической модели рядом уравнений (таблица 3.2), она позволила наиболее полно описать энергетические процессы, протекающие в тепловых схемах электростанций с тепловым насосом абсорбционного типа.

Таблица 3.1 — Уравнения, описывающие основные энергетические процессы тепловых схем конденсационных электростанций № Наименование показателя и

Уравнение п/п единица измерения

Ориентировочный расход пара на турбину, 1 D’ 0  k Р ( DКЭ  DВСП y ВСП  DНСП y НСП )

кг/с

z

Энергетический коэффициент пара регене- D r, j (h0  hr , j ) 2 Ar  1

ративного отбора Dк (h0  hк )

Мощность потоков пара отборов турбины, N i  Di (h0  hi ) МГ

кВт Ni  Di (h0  hi  hПП )МГ

4 Расход теплоты на турбоустановку, кВт QТУ  D0 (h0  hПВ )  DПП hПП  D ДВ (hПВ  h ДВ )

Удельный расход теплоты на турбо- 3600  QТУ 5 qТУ 

установку, кДж/(кВт∙ч) N Э  N ТПН

3600 6 КПД турбоустановки:  ТУ

Э

qТУ

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

Таблица 3.2 — Уравнения, описывающие энергетические процессы, протекающие в тепловых схемах электростанций с АБТН № Наименование показателя и

Уравнение п/п единица измерения

Тепловая мощность абсорбционного теп- QПНД 9  QНСП 1 QТН 

лового насоса, кВт ТН

D1ПТН  QТН 2 Расход пара на тепловой насос, кг/с DТН 

Q1ТН

Энергетический коэффициент пара регене- D r, j (h0  hr , j )  D9ТН (h»ТН

9  h’9 )

ТН

3 Ar  1

ративного отбора с учетом работы АБТН Dк (h0  hк )

Ориентировочный расход пара на турбину с 4 D’ 0  k Э ( DКЭ  DВСП y ВСП  DТН yТН )

АБТН, кг/с

Для реализации математической модели использовалась программная среда Microsoft Excel, имеющая обширный перечень математических приемов и функций, программа для расчета параметров пара и воды – WaterSteamPro и программа симулятор диаграммы HS для воды и водяного пара — NeuroThermal [70, с. 123; 71, с. 99; 72; 73].

При математическом моделировании режимов работы ТЭС с АБТН был рассмотрен типовой энергоблок мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300240-2 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» и «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 выполняется посредством анализа графиков полученных при сравнении показателей тепловой экономичности типовых энергоблоков и имеющих в составе технологического цикла АБТН.

3.1 Описание математической модели режимов работы ТЭС с АБТН

При работе в математической модели, выполнение численных исследований начинается с указания эксплуатационного режима работы энергоблока, по средствам заполнения таблицы параметров пара и основного конденсата в разделе «Исходные данные» (рисунок 3.1) [74; 75; 76, с. 7].

Рисунок 3.1 — Таблица параметров воды и пара

При составлении математической модели были приняты следующие условия и допущения:  коэффициент недовыработки электрической мощности. Переменная

величина, характеризующая снижение установленной электрической мощности электростанции. Оказывает непосредственное влияние на параметры рабочей среды. Для блока 300 МВт рассматриваемый диапазон изменения коэффициента недовыработки составляет 0,7÷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;  внутренний относительный КПД отсеков турбины. Переменная величина, характеризующая экономичность работы отсеков турбины. Зависит от расхода пара на турбину, и соответственно, от вырабатываемой электрической мощности [5, с. 21]. При моделировании были приняты следующие расчетные значения внутренних относительных КПД отсеков отечественных турбин: для К-300-240-2 ХТГЗ — ηоiЦВД = 0,82; ηоiЦСД = 0,91; ηоiЦНД = 0,84, для К-1000-60/1500 ХТГЗ — ηоiЦВД = 0,82; ηоiЦНД = 0,84;  гидравлические потери в регенеративных паропроводах. Переменная величина находится в пределах 5÷8% [1, с. 144; 5, с. 41]. Характеризует изменение давления рабочей среды (пара) при ее транспортировке от камеры отбора турбины к регенеративному подогревателю. При моделировании доля гидравлических потерь принята 0,05;  недогрев потока питательной воды или основного конденсата до температуры насыщения пара в регенеративных подогревателях. Переменная величина находится в пределе 3÷7 оС. Характеризует условия теплообмена в регенеративных подогревателях и зависит от эксплуатационного состояния теплообменника. При моделировании принята: для подогревателей группы ПВД — 4 оС, для ПНД — 3 оС [1, с. 152; 5, с. 38];  отопительная нагрузка электростанции. Величина переменная, характеризуется отопительным графиком, который зависит от месторасположения электростанции и сезонного изменения температуры окружающего воздуха. С учетом климатических условий и среднестатистических температур наружного воздуха в Центральной части Южного федерального округа величина отопительной нагрузки для блока с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ принята 20 МВт при температурном графике 115/70С. Для блока АЭС величина отопительной нагрузки принята 1,9 МВт при температурном графике 150/70С [1, с. 168];  коэффициент регенерации. Переменная величина находится в пределе 1,1÷1,35. Характеризует работу регенеративной системы и зависит от начальных параметров пара, количества регенеративных отборов и температуры питательной воды. При моделировании принята рекомендуемая расчетная величина коэффициента регенерации 1,35, для турбоустановки К-300-240-2 ХТГЗ и 1,15 для турбоустановки К-1000 60/1500 ХТГЗ;  потери пара и конденсата при утечках, расходы пара на эжекторы конденсатора и уплотнения турбины. Переменные величины, характеризуются условиями технологического процесса. Как правило, величина суммарных потерь находятся в пределах 0,01÷0,02 [1, с. 150; 5, с. 42];  КПД питательного насоса. Переменная величина находится в пределе 80÷85%. Зависит от типа применяемого насоса и режима его работы [1, с. 147; 5, с. 39]. При моделировании КПД питательного насоса принят 0,85;  КПД парового котла. Переменная величина находится в пределе 0,9÷0,94 [1, с. 16; 5, с. 162]. Зависит от вида сжигаемого топлива и конструкции котла. При моделировании за основу взят пылеугольный паровой котел, а КПД принят равным 0,9;  КПД трубопроводов. Переменная величина находится в пределе 0,98÷0,99, характеризует потери тепловой энергии при транспортировке рабочей среды от котла до турбины. Зависит от эксплуатационных условий работы

оборудования и состояния тепловой изоляции трубопроводов. При

моделировании принята равной 0,98 [1, с. 18; 5, с. 51].  тепловая мощность АБТН. Переменная величина, зависит от сезонного

режима работы электростанции и отопительной нагрузки энергоблока,

находится в пределе 10÷40 МВт.  вакуум в паровом пространстве конденсатора. Переменная величина,

зависит от сезонного режима работы электростанции, а именно от

температуры охлаждающей воды подаваемой в конденсатор паровой

турбины, и режима работы теплового насоса. При моделировании принята в

пределах 2,1÷7,7 кПа.

При разработке математической модели была сформирована таблица вспомогательных коэффициентов с целью уточнения параметров исследуемого режима работы электростанции (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 — Таблица вспомогательных коэффициентов

Для уточнения исследуемого рабочего режима в разделе «Исходные данные» (рисунок 3.2) указываются параметры отопительной нагрузки, которую несет оборудование энергоблока и величина номинальной электрической мощности энергоблока.

При расчете теплового насоса в составе технологической схемы ТЭС в разделе «Исходные данные» задаются тепловая мощность теплонасосной установки и температурный режим работы конденсационной установки паровой турбины. Для расчета тепловой мощности АБТН в исходных данных задаются расходы пара на регенеративный и сетевой подогреватели. Расход пара на подогреватели величина переменная, как правило, находится в пределах 3,8÷11,2 кг/с, зависит от мощности электростанции и температуры охлаждающей воды влияющей на параметры основного конденсата. Температурный режим конденсационной установки принимается с учетом охлаждения циркуляционной воды в испарительном контуре АБТН на 1÷6 оС, при работе электростанции в летний и переходные периоды весны и осени. Для этого в исходных данных указываются: снижение температуры пара на входе в конденсатор с интервалом в 1 оС; соответствующая указанной температуре пара величина давления в паровом пространстве конденсатора; параметры основного конденсата на выходе из конденсационной установки турбины.

По завершению ввода исходных данных программа автоматически выполняет расчет энергетических показателей и показателей тепловой экономичности технологической схемы энергоблока в соответствии с заданным режимом. Значения показателей сводятся в общую таблицу раздела «Результаты расчета» (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 — Результаты расчета показателей тепловой экономичности

3.2 Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН

Исследования переменных режимов были проведены на примере типового энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт, работающего с коэффициентами недовыработки электрической мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0. Как уже отмечалось выше, выбор данного диапазона исследования обусловлен предельным изменением рабочих параметров технологического цикла электростанции (см. п.п 3.1).

Исследования проводились при следующих условиях работы ТЭС:  Тепловая нагрузка в отопительный период – 20 МВт;  График отопительной нагрузки – 115/70ºС;  Изменение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор

паровой турбины:

 зимний период – tв=5 оС;

 переходный период весны – tв=12 оС;

 летний период – tв=27 оС;

 переходный период осени – tв=20 оС.

Значения температур охлаждающей воды выбраны исходя из следующих условий:

  • интенсивность солнечной радиации. Солнечная радиация оказывает непосредственное влияние на изменение суточных и сезонных температурных режимов водоемов, включающих дневной и весенне-летний нагрев, а также ночное и осенне-зимнее охлаждение поверхности воды [77, с. 98].
  • наличие динамических процессов перемешивания водных слоев.

Температурный режим проточных озер и водохранилищ имеет слабо выраженное понижение температуры воды в летний период и повышение температуры воды в зимний период. Наличие динамических процессов способствует интенсивному перемешиванию водных масс и выравниванию температурного режима водоема [77, с. 98; 78, с. 118].

  • наличие сброса отработанной циркуляционной воды электрических станций и промышленных предприятий в водоем. Крупные промышленные и энергетические объекты и предприятия, для обеспечения технологического цикла которых требуется большое количество охлаждающей воды, оказывают значительное влияние на изменение температурного режима водоема, вблизи которого они расположены [79, с. 146]. Сброс нагретой циркуляционной воды в водоем (пруд-охладитель, реку) способствует повышению общего температурного режима водоема в среднем на 3÷5 оС [78, с. 118; 80, с. 110].

Влияние АБТН на экономичность технологического цикла, оценивалось по средствам анализа эффективности работы системы регенерации энергоблока ТЭС, в схеме которой ПНД 9 подключен к конденсационному контуру АБТН (рисунок 2.6).

При этом особое внимание уделялось оценке изменения энергетического коэффициента пара регенеративного отбора А r, описывающего работу регенеративных циклов рассматриваемых тепловых схем.

На предварительном этапе проведения численных исследований при помощи математической модели был произведен расчет показателей энергетического коэффициента пара регенеративного отбора для типового энергоблока с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ и аналогичного блока с АБТН, работающих при номинальных параметрах. В результате анализа полученных величин было установлено, что энергетический коэффициент пара регенеративного отбора энергоблока ТЭС с АБТН относительно типового, увеличивается в 1,4÷1,45 раза, при этом абсолютная величина термического КПД регенеративного цикла турбоустановки повышается на 1,6÷1,8 % [81]. Повышение эффективности регенеративного цикла объясняется работой конденсационного контура теплового насоса, обеспечивающего тепловую мощность ПНД 9. АБТН производит тепловой энергии в 1,65÷2,1 раза больше, чем затрачивает. Таким образом, при постоянной мощности регенеративной системы энергоблоком затрачивается меньше тепловой энергии, что способствует повышению коэффициента регенерации ТЭС.

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

k Э  k Р  kТР . Здесь kР – коэффициент регенерации; kТР – коэффициент трансформации теплового насоса (постоянная величина устанавливается заводом-изготовителем в зависимости от количества ступеней регенерации бромистолитиевого раствора, а также от параметров пара на входе в генератор теплового насоса. Для одноступенчатой регенерации раствора kтр= 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.

Результаты исследования переменных режимов работы ТЭС с АБТН при коэффициентах трансформации теплового насоса kтр=1,65 и kтр=2,1 представлены на рисунках 3.4 и 3.5.

Анализ полученных результатов (рисунок 3.4) показал, что при постоянной электрической мощности турбины экономичность тепловой схемы ТЭС с АБТН работающей при коэффициенте энергетической эффективности 3,0 по сравнению с типовой компоновкой в течение года изменяется следующим образом:  для коэффициента недовыработки мощности 0,7:

  • удельные расходы теплоты на турбоустановку сократились на 8,75÷55,37 кДж/(кВт∙ч).

    Для зимнего периода при tв=5 оС удельный расход теплоты на турбоустановку сократился на 55,37 кДж/(кВт∙ч), для переходного периода весны при tв=12 оС расход теплоты сократился на 43,21 кДж/(кВт∙ч), в

о переходный период осени при tв=20 С данная величина сократилась на 20,93 кДж/(кВт∙ч), в летний период при tв=27 оС снижение расхода теплоты составило 8,75 кДж/(кВт∙ч);

  • КПД турбоустановки и электростанции повысились на 0,1÷0,4%, за счет снижения расходов теплоты на турбоустановку и энергоблок электростанции в целом;
  • удельный расход условного топлива сократился на 1÷2 г/(кВт∙ч).

Дальнейший анализ показателей тепловой экономичности схемы ТЭС с АБТН работающей при коэффициенте энергетической эффективности 3,0 выполнялся при аналогичных условиях. По результатам проведенного анализа тепловой схемы ТЭС с АБТН, работающей при коэффициентах недовыработки мощности 0,8, 0,9 и 1,0, установлена тенденция по снижению удельных расходов теплоты на турбоустановку на 2,67÷56,39 кДж/(кВт∙ч), повышению КПД турбоустановки на 0,1÷0,4%, КПД электростанции на 0,1÷0,3% и сокращению удельных расходов условного топлива на 1÷2 г/(кВт∙ч).

Для тепловой схемы ТЭС с АБТН работающей при коэффициенте энергетической эффективности 3,45 (рисунок 3.5) наблюдается тенденция по снижению удельных расходов теплоты на турбоустановку на 6,47÷70,65 кДж/(кВт∙ч), повышению КПД турбоустановки на 0,1÷0,5%, КПД электростанции 0,1÷0,4% и сокращению удельных расходов условного топлива на 1÷3 г/(кВт∙ч).

При этом наибольшие показатели тепловой экономичности достигаются для режимов работы ТЭС с АБТН с коэффициентами недовыработки мощности 0,7, 0,8 и 0,9, что объясняется обеспечением заданной установленной мощности электростанции при меньших расходах теплоты на турбоустановку и энергоблок в целом [82, с. 325].

8000,00 0,7

7950,00 0,8

Удельный расход теплоты на

турбоустановку, кДж/(кВт∙ч)

7900,00

7850,00 0,9

7800,00 1,0

7750,00

7700,00

7650,00

7600,00

а)

7550,00

7500,00

7450,00

7400,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,490

0,485

0,480

КПД турбоустановки

0,475

0,470

0,465

1,0

б)

0,460 0,9

0,455 0,8

0,450 0,7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,415

0,410

КПД электростанции

0,405

0,400

0,395 1,0 в)

0,390 0,9

0,8

0,385

0,7

0,380

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,321 0,7

0,8

Удельный расход условного

0,316 0,9

топлива, кг/(кВт∙ч)

1,0

0,311

0,306

г)

0,301

0,296

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.4 — Показатели тепловой экономичности для переменных режимов работы ТЭС с АБТН при kЭ=3,0: а) среднегодовое изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б) среднегодовое изменение КПД турбоустановки; в) среднегодовое изменение КПД электростанции; г) среднегодовое изменение удельного расхода условного топлива.

8000,00 0,7

7950,00

Удельный расход теплоты на

0,8

турбоустановку, кДж/(кВт∙ч)

7900,00

7850,00 0,9

7800,00 1,0

7750,00

7700,00

7650,00

7600,00 а)

7550,00

7500,00

7450,00

7400,00

7350,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,490

0,485

КПД турбоустановки

0,480

0,475

0,470

0,465 1,0

б)

0,460 0,9

0,455 0,8

0,450 0,7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,415

0,410

КПД электростанции

0,405

0,400

0,395 1,0

в)

0,390 0,9

0,8

0,385 0,7

0,380

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,321 0,7

0,8

Удельный расход условного

0,316 0,9

топлива, кг/(кВт∙ч)

1,0

0,311

0,306 г)

0,301

0,296

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.5 — Показатели тепловой экономичности для переменных режимов работы ТЭС с АБТН при kЭ=3,45: а) среднегодовое изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б) среднегодовое изменение КПД турбоустановки; в) среднегодовое изменение КПД электростанции; г) среднегодовое изменение удельного расхода условного топлива.

Среднегодовое повышение КПД ТЭС с АБТН при работе тепловой схемы с коэффициентами энергетической эффективности 3,0 и 3,45 и коэффициентами недовыработки 0,7÷1,0 составляет 0,1÷0,4%. Сезонные изменения КПД ТЭС с АБТН работающей при коэффициентах энергетической эффективности 3,0 и 3,45 представлены на рисунке 3.6.

0,416 250

Расход пара на турбоустановку, кг/с

0,414

КПД электростанции

0,412

0,410 200

а)

0,408

КПД типовой ТЭС

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,0 170

0,406

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,45

Расход пара на турбоустановку

0,404 150

210 240 270 300 Мощность, МВт

0,408 250

Расход пара на турбоустановку, кг/с

0,406

КПД электростанции

0,404

0,402 200

б)

0,400

КПД типовой ТЭС

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,0 170

0,398

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,45

Расход пара на турбоустановку

0,396 150

210 240 270 300 Мощность, МВт

Рисунок 3.6 — Сезонные изменения КПД ТЭС с АБТН работающей при

переменных режимах: а) при среднем значении температуры охлажда ющей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 5 оС;

б) при среднем значении температуры охлаждающей воды на входе в

конденсатор паровой турбины не превышает 12 оС.

0,394 260

Расход пара на турбоустановку, кг/с

КПД электростанции 0,392 240

0,390 220

в)

0,388 200

0,386 180

КПД типовой ТЭС

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,0 и кэ=3,45 170

Расход пара на турбоустановку

0,384 160

210 240 270 300 Мощность, МВт

0,402 260

Расход пара на турбоустановку, кг/с

0,400 240

КПД электростанции

0,398 220

г)

0,396 200

0,394 180

КПД типовой ТЭС

КПД ТЭС с АБТН при кэ=3,0 и кэ=3,45 170

Расход пара на турбоустановку

0,392 160

210 240 270 300 Мощность, МВт

Рисунок 3.6 — Сезонные изменения КПД ТЭС с АБТН работающей при переменных режимах: в) при среднем значении температуры охлажда ющей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 27 оС;

г) при среднем значении температуры охлаждающей воды на входе в

конденсатор паровой турбины не превышает 20 оС.

При переменных режимах работе электростанции в зимний период, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 5 оС (рисунок 3.6а), КПД ТЭС с АБТН по сравнению с типовой тепловой схемой повышается на 0,3÷0,4%, что объясняется снижением расходов теплоты на турбоустановку и энергоблоки электростанции в целом. Расход пара на турбину в данный период составляет порядка 162÷243 кг/с. Для мощности электростанции 210 МВт – расход пара составляет 162 кг/с; для 240 МВт – 189 кг/с; для 270 МВт – 216 кг/с; для 300 МВт – 243 кг/с.

В переходные периоды весны, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 12 оС (рисунок 3.6б), КПД ТЭС с АБТН повышается на 0,2÷0,3%. Расход пара на турбоустановку при этом находится в пределах 165÷247 кг/с. При мощности электростанции 210 МВт – расход пара составляет 165 кг/с; для 240 МВт – 192 кг/с; для 270 МВт – 220 кг/с; для 300 МВт – 247 кг/с.

При переменных режимах работе электростанции в летний период, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины составляет порядка 27 оС (рисунок 3.6в), КПД ТЭС с АБТН по сравнению со стандартной тепловой схемой повышается на 0,1%.

Расход пара на турбину в данный период составляет порядка 170÷254 кг/с. При этом для мощности энергоблока 210 МВт расход пара составляет порядка 170 кг/с, для 240 МВт – 198 кг/с, для 270 МВт – 227 кг/с, для 300 МВт – 254 кг/с.

Для переходных периодов осени, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины находится в пределах 20 оС (рисунок 3.6г), КПД ТЭС с АБТН повышается на 0,1÷0,2%. Расход пара на турбоустановку при этом находится в пределах 167÷251 кг/с. Для мощности электростанции 210 МВт – расход пара составляет 167 кг/с; для 240 МВт – 195 кг/с; для 270 МВт – 223 кг/с; для 300 МВт – 251 кг/с.

Прирост мощности для ТЭС с АБТН работающей при переменных режимах с постоянным расходом пара на турбину представлен на рисунке 3.7. величина прироста электрической мощности ТЭС с АБТН определялась следующим образом:

N   NТЭС

АБТН

  NТЭС .

Здесь ∑NТЭСАБТН – суммарная электрическая мощность энергоблока ТЭС с АБТН, кВт; ∑NТЭС — суммарная электрическая мощность энергоблока типовой ТЭС, кВт.

212500,000

типовая ТЭС

212000,000

Установленная мощность

ТЭС с АБТН при кэ=3,0

электростанции, кВт

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

211500,000

211000,000

210500,000 а)

210000,000

209500,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

242500,000

типовая ТЭС

Установленная мощность

242000,000 ТЭС с АБТН при кэ=3,0

электростанции, кВт

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

241500,000

241000,000

240500,000 б)

240000,000

239500,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

272500,000

типовая ТЭС

Установленная мощность

272000,000 ТЭС с АБТН при кэ=3,0

электростанции, кВт

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

271500,000

271000,000

270500,000 в)

270000,000

269500,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

302500,000

Установленная мощность

302000,000

электростанции, кВт

301500,000

301000,000

300500,000

типовая ТЭС

ТЭС с АБТН при кэ=3,0 г)

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

300000,000

299500,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.7 — Среднемесячное изменение мощности ТЭС с АБТН при переменных режимах работы: а) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,7; б) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,8; в) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,9;

г) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 1,0.

Описание энергетических характеристик для ТЭС с АБТН работающей при коэффициентах недовыработки мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0 с сезонным изменением температуры охлаждающей воды и расходов пара представлено в таблице 3.3 [82, с. 327]. Анализ полученных результатов показал, что значительное влияние на график изменения мощности энергоблоков оказывают расход пара на турбоустановку и общий теплоперепад, срабатываемый в турбине.

Таблица 3.3 — Характеристики увеличения установленной электрической мощности ТЭС с АБТН работающей при переменных режимах Коэффициент Прирост Прирост

Температура недовыработки Расход пара мощности мощности

охлаждающей электрической на турбину, электростанции электростанции

воды,

мощности о кг/с при kэ=3,0, при kэ=3,45,

С электростанции кВт кВт

5 162 1500 2000

12 165 1219 1577

0,7

20 167 583 682

27 170 240 290

5 189 1800 2300

12 192 1395 1802

0,8

20 195 145 283

27 198 206 289

5 216 1600 2200

12 220 1246 1727

0,9

20 223 1100 1277

27 227 566 682

5 243 1700 2400

12 247 1220 1783

1,0

20 251 1660 1892

27 254 105 257

Наибольшая выработка электрической мощности достигается энергоблоком при работе электростанции с коэффициентом энергетической эффективности 3,45, за счет снижения расходов пара на тепловой насос, что объясняется применением АБТН с двухступенчатой регенерацией бромисто-литиевого раствора и коэффициентом трансформации kтр=2,1.

На основе данных характеристик были впервые получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков (рисунок 3.8), расходов пара на турбоустановку (рисунок 3.9) и КПД электростанции (рисунок 3.10) в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды.

Мощность, кВт

а)

Температура охлаждающей воды, °С

Мощность, кВт

б)

Температура охлаждающей воды, °С

Рисунок 3.8 — Режимные характеристики прироста мощности ТЭС с АБТН:

а) характеристики прироста мощности при kэ=3,0; б) характеристики

прироста мощности при kэ=3,45.

t=27ооC

t=20 C

t=12оC

t=5оC Расход пара на турбину, кг/с

Мощность, МВт

Рисунок 3.9 — Режимная характеристика работы ТЭС с АБТН

t=5оC КПД электростанции

t=12оC

t=20оC

t=27оC

Мощность, МВт

Рисунок 3.10 — Режимная характеристика КПД ТЭС с АБТН

Режимные характеристики предназначены для выбора наиболее оптимального переменного режима работ ТЭС с АБТН и позволяют оперативно произвести предварительную оценку фактических значений эксплуатационных энергетических величин.

3.3 Влияние режимов работы испарительного контура АБТН на тепловую

экономичность ТЭС

Исследование переменных режимов работы АБТН было выполнено на примере энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ, работающей с коэффициентами недовыработки мощности 0,7, 0,8, 0,9, 1,0. В рамках исследования 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 kтр=1,65 и kтр=2,1и их влияние на экономичность работы электростанции в переходные весенние, летние и осенние периоды.

Для тепловой схемы ТЭС с АБТН работающей при коэффициентах энергетической эффективности 3,0 и 3,45 были получены графические характеристики изменения КПД турбоустановки, КПД электростанции и удельного расхода условного топлива при температурном перепаде в испарительном контуре теплового насоса изменяющимся в пределах 1÷6 оС (рисунки 3.11 и 3.12).

Анализ полученных результатов показал, что при изменении температурного перепада в испарительном контуре теплового насоса в диапазоне 1÷6 оС, и изменения установленной мощности электростанции 210÷300 МВт, наблюдается повышение КПД турбоустановки на 0,1÷1,0% и электростанции на 0,1÷0,9%, а также снижение величины удельного расхода условного топлива на 1÷7 г/(кВтч).

0,48

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С

летний период при tв=27°С к=1,0

0,475 к=0,9

КПД турбоустановки

к=0,8

0,47 к=0,7

к=1,0

0,465

к=0,9

0,46

к=0,8

к=0,7

а)

0,455

0,45

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

0,41

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С

летний период при tв=27°С к=1,0

0,405 к=0,9

к=0,8

КПД электростанции

0,4 к=0,7

к=1,0

0,395 к=0,9

к=0,8

к=0,7 б)

0,39

0,385

0,38

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

0,32 Удельный расход условного

0,315

к=0,7

топлива, кг/(кВт∙ч)

к=0,8

к=0,9

0,31

к=1,0

к=0,7 в)

0,305 к=0,8

к=0,9

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С к=1,0

летний период при tв=27°С

0,3

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

Рисунок 3.11 — Изменение показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН работающей с коэффициентом энергетической эффективности 3,0 при переменных режимах работы теплового насоса: а) изменение КПД турбоустановки; б) изменение КПД электростанции; в) изменение

удельного расхода условного топлива.

0,48

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С

летний период при tв=27°С к=1,0

0,475 к=0,9

к=0,8

КПД турбоустановки

0,47 к=0,7

к=1,0

0,465 к=0,9

к=0,8

а)

0,46 к=0,7

0,455

0,45

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

0,41

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С

летний период при tв=27°С к=1,0

0,405 к=0,9

КПД электростанции

к=0,8

0,4 к=0,7

к=1,0

0,395 к=0,9

к=0,8

0,39

к=0,7

б)

0,385

0,38

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

0,32 Удельный расход условного

0,315

топлива, кг/(кВт∙ч)

к=0,7

к=0,8

к=0,9

0,31

к=1,0

к=0,7 в)

0,305 к=0,8

к=0,9

к=1,0

переходные весенние и осенние периоды при tв=20°С

летний период при tв=27°С

0,3

∆t=1 ∆t=2 ∆t=3 ∆t=4 ∆t=5 ∆t=6

Температурный перепад, °С

Рисунок 3.12 — Изменение показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН работающей с коэффициентом энергетической эффективности 3,45 при переменных режимах работы теплового насоса: а) изменение КПД турбоустановки; б) изменение КПД электростанции; в) изменение

удельного расхода условного топлива.

Максимальная тепловая экономичности ТЭС с АБТН достигается при температурном перепаде равном 6 оС. При этом КПД электростанции работающей с коэффициентами энергетической эффективности kэ=3,0 и kэ=3,45 повышается, по сравнению с типовой компоновкой оборудования на 0,7% в летний 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 сокращается на 5 г/(кВтч) и 7 г/(кВтч).

3.4 Тепловая экономичность работы ТЭС с АБТН при обеспечении тепловой

мощности двух ПНД

Для случаев, когда применение конденсационного контура теплового насоса в составе сетевой установки электростанции не целесообразно, например, в летний период года, была рассмотрена возможность переключения высокопотенциального контура АБТН ко второму ПНД. Оценка тепловой экономичности работы ТЭС с АБТН при обеспечении тепловой мощности двух ПНД системы регенерации осуществлялась на примере типового энергоблока мощностью 300 МВт, работающего при номинальной нагрузке. При исследовании сезонных режимов работы электростанции оценивались следующие показатели:

  • удельный расход теплоты на турбоустановку (рисунок 3.13а);
  • КПД турбоустановки (рисунок 3.13б);
  • КПД электростанции (рисунок 3.13в);
  • удельный расход условного топлива (рисунок 3.13г).

Анализ полученных результатов показал, что при постоянной электрической мощности электростанции удельные расходы теплоты на турбоустановку сокращаются в зимний период 73,15÷91,42 кДж/(кВтч), что на 31,5÷34,23 кДж/(кВтч) больше, чем при компоновке, описанной в п.3.3. Летом эта величина составила 5,14÷13,64 кДж/(кВтч), что на 2,47÷7,17 кДж/(кВтч) больше, а в переходные периоды весны и осени находится в пределе 48,09÷73,11 кДж/(кВтч), при этом величина превышения составляет 7,19÷29,84 кДж/(кВтч).

7900,00

Удельный расход теплоты на

турбоустановку, кДж/(кВтч)

7800,00

7700,00

7600,00

7500,00

а)

типовая ТЭС

7400,00 ТЭС с АБТН при кэ=3,0

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

7300,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,490

типовая ТЭС

0,485 ТЭС с АБТН при кэ=3,0

КПД турбоустановки

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

0,480

0,475

0,470 б)

0,465

0,460

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,420

типовая ТЭС

0,415 ТЭС с АБТН при кэ=3,0

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

КПД энергоблока

0,410

0,405

0,400 в)

0,395

0,390

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,315

условного топлива, кг/(кВтч)

0,310

Удельный расход

0,305

г)

0,300

типовая ТЭС

ТЭС с АБТН при кэ=3,0

ТЭС с АБТН при кэ=3,45

0,295

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.13 — Показатели тепловой экономичности ТЭС с АБТН при подключении двух ПНД к конденсатору теплового насоса: а) среднегодовое изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б) среднегодовое изменение КПД турбоустановки; в) среднегодовое изменение КПД электростанции; г) среднегодовое изменение удельного расхода условного топлива.

Значительное снижение расходов теплоты на турбоустановку объясняется тем, что тепловой насос, обеспечивая заданную мощность регенеративной системы, затрачивает в 1,65÷2,1 раза меньше тепловой энергии, чем теплообменное оборудование при типовой компоновке (см. п. 3.2 диссертации).

Таким образом, для поддержания установленной электрической мощности оборудованием электростанции затрачивается меньше тепловой энергии.

КПД турбоустановки при этом повышается на 0,5÷0,6% в зимний период, на 0,3÷0,4% в переходные периоды весны и осени и на 0,1% в летний период. КПД электростанции повышается на 0,5÷0,6%, при работе оборудования в зимний период, в переходные периоды весны и осени на 0,2÷0,4%, и на 0,1% при работе в летний период года. Расход условного топлива сокращается на 1÷4 г/(кВтч).

По результатам исследования данного схемного решения можно сделать вывод, что подключение двух ПНД к конденсационному контуру АБТН целесообразно производить при снижении отопительной нагрузки энергоблока электростанции, либо в случаях, когда обеспечение отопительной нагрузки технологическим циклом электростанции не предусмотрено.

3.5 Тепловая экономичность работы АЭС с АБТН

Исследование работы АЭС с АБТН проводилось для характерных сезонных эксплуатационных режимов. Определение показателей тепловой экономичности АЭС с АБТН было выполнено на примере энергоблока АЭС мощность 1000 МВт, работающего при постоянной номинальной мощности.

Исследования проводились при следующих условиях работы АЭС:  Тепловая нагрузка в отопительный период – 1,8 МВт;  График отопительной нагрузки – 150/70С;  Изменение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор

паровой турбины:

 зимний период – tв=5 оС;

 переходный период весны – tв=12 оС;

 летний период – tв=27 оС;

 переходный период осени – tв=20 оС.

Оценка тепловой экономичности работы АЭС с АБТН осуществлялась по следующим критериям:

  • удельный расход теплоты на турбоустановку (рисунок 3.14а);
  • КПД турбоустановки (рисунок 3.14б);
  • КПД электростанции (рисунок 3.14в);
  • прирост электрической мощности турбины (рисунок 3.15).

Анализ результатов исследования 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. В зимний период работы электростанции при температуре охлаждающей воды tв=5 оС снижение величины удельного расхода теплоты на турбоустановку

о составит 355,2 кДж/(кВтч), в переходный период весны при tв=12 С – 533,2 кДж/(кВтч), в переходный период осени при tв=20 оС снижение величины расхода теплоты на турбоустановку составит 694,5 кДж/(кВтч), а в летний период при tв=27 оС – 796,9 кДж/(кВтч);

  • повысить КПД турбоустановки на 1,4÷2,8%, за счет снижения расходов теплоты. В зимний период работы электростанции при температуре охлаждающей воды tв=5 оС повышение КПД турбоустановки составит 1,4%, в переходный период весны при tв=12 оС – 2,1%, в переходный период осени при tв=20 оС повышение КПД турбоустановки составит 2,6%, а в летний период при tв=27 оС – 2,8%;
  • повысить КПД электростанции на 1,3÷2,7%, за счет снижения суммарных расходов теплоты на энергоблок электростанции.

В зимний период работы электростанции при температуре охлаждающей воды tв=5 оС повышение КПД электростанции составит 1,3%, в переходный период весны при tв=12 оС – 1,9%, в переходный период осени при tв=20 оС повышение КПД электростанции составит 2,4%, а в летний период при tв=27 оС – 2,7%;

10600,00

Удельный расход теплоты на типовая АЭС

турбоустановку, кДж/(кВтч) 10400,00 АЭС с АБТН

10200,00

10000,00

9800,00

а)

9600,00

9400,00

9200,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,400

0,390

КПД турбоустановки

0,380

0,370

0,360

б)

0,350 типовая АЭС

АЭС с АБТН

0,340

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

0,370

0,365

0,360

КПД энергоблока

0,355

0,350

0,345

0,340 в)

0,335

0,330

типовая АЭС

0,325 АЭС с АБТН

0,320

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.14 — Показатели тепловой экономичности АЭС с АБТН: а) среднегодовое изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку;

б) среднегодовое изменение КПД турбоустановки; в) среднегодовое

изменение КПД электростанции.

1010000,00

типовая АЭС

АЭС с АБТН

1008000,00

Мощность, кВт

1006000,00

1004000,00

1002000,00

1000000,00

998000,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц года

Рисунок 3.15 — Прирост электрической мощности энергоблока АЭС с АБТН

Прирост электрической мощности энергоблока АЭС с АБТН, работающего при постоянных расходах пара, составил 7,7 МВт при эксплуатации электростанции в переходные периоды весны и осени, когда температура охлаждающей воды не опускается ниже 20 оС, и 8,3 МВт в летний период года при температуре охлаждающей воды 27 оС.

Увеличение мощности электростанции, при указанных условиях эксплуатации энергоблока, обусловлено повышенными расходами теплоты на турбоустановку при отпуске электроэнергии ввиду отсутствия отопительной нагрузки в рассматриваемый период.

3.6 Оценка погрешности определения расчетных величин

при выполнении математического моделирования

режимов работы ТЭС и АЭС

Все численные исследования, проведенные в данной диссертационной работе выполнялись с помощью математической модели, позволяющей оценить экономичность и эффективность технологического цикла электростанции работающей совместно с теплонасосным оборудованием.

В основу математической модели была положена методика, сформулированная и описанная в научных работах В.Я. Рыжкина [1, с. 144; 8385]. В 1949 г. совместно с Л.И. Керцелли В.Я. Рыжкин издает первый капитальный учебник по курсу «Тепловые электрические станции» [86] направленный на подготовку студентов теплоэнергетических специальностей вузов. В последующие годы данный учебник неоднократно перерабатывался и переиздавался.

Работая в области совершенствования тепловых схем ТЭС и повышения их эффективности В.Я. Рыжкин разработал метод энергетических коэффициентов, который позволил проводить анализ сложных тепловых схем энергетических установок с развитой регенерацией и с промежуточным перегревом пара, также им был предложен метод оптимального распределения регенеративного подогрева питательной воды по ступеням паровых турбин, принятый турбостроительными заводами, при конструировании проточных частей турбоагрегатов. По его инициативе впервые для расчета тепловых схем были использованы ЭВМ.

Согласно методики, основной целью расчета принципиальных тепловых схем электростанций является определение технических характеристик теплового оборудования (расходов пара, воды и топлива) и энергетических показателей энергоблоков и их частей (КПД и удельные расходы теплоты и топлива) [1, с. 144].

В соответствии с методикой расчета результаты, полученные при проектировании или анализе тепловой схемы электростанции можно считать верными, если погрешности материального и энергетического балансов не превышают 0,1%. Погрешность предварительной оценки расхода пара на турбину, при этом не должна превышать 0,5%.

Погрешность материального баланса расчетной тепловой схемы определяется по следующей формуле:

 0   0Р

  100  0,1%,

 0Р Здесь α0 – предварительно заданный расход пара на турбину, в долях; αР0 – расчетная величина расход пара на турбину, в долях.

Аналогично определяется погрешность энергетического баланса расчетной тепловой схемы:

N Э  N ЭР

  100  0,1%,

N ЭР

Здесь NЭ – заданная величина установленной электрической мощности энергоблока электростанции, кВт; NРЭ — расчетная величина установленной электрической мощности энергоблока электростанции, кВт.

Параметры пара конденсата и питательной воды, при составлении задания на моделирование энергетических процессов тепловой схемы ТЭС с АБТН, принимались по таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара [76; 87, с. 5].

Таблицы составлены на основе Международной системы уравнений 1997 г. для термодинамических свойств воды и водяного пара, предназначенной для промышленных расчетов, называемой Формуляцией IF – 97.

Структура Формуляции включает в себя набор уравнений для различных областей, в совокупности охватывающих область параметров:

273,15 ≤ T ≤ 1073,15 К при p ≤ 100 МПа;

1073,15 < T ≤ 2273,15 К при p ≤ 10 МПа. Расположение данных областей представлено на рисунке 3.16.

Рисунок 3.16 — Области применения уравнений Формуляции IF – 97

Области 1,2,5 описаны фундаментальными уравнениями для энергии Гибсса g(p,T):

g ( p, T )

  ( , )   ni (7,1   ) I i (  1,222) J i ;

RT i 1

где π=p/p*; τ=T*/T; p*=16,53 МПа; T*=1386 К.

g ( p, T )

  ( , )   0 ( , )   r ( , ).

RT где π=p/p*; τ=T*/T; p*=1 МПа; T*=540 К; γ0 – составляющая удельной энергии Гиббса, относящаяся к идеальному состоянию; γr – составляющая удельной энергии Гиббса, описывающая реальное состояние.

  ln    ni0 J ;

0 i

i 1

 r   ni  I (  0,5) J .

i i

i 1

g ( p, T )

  ( , )   0 ( , )   r ( , ).

RT где π=p/p* и τ=T*/T при p*=1 МПа; T*=1000 К; γ0 – составляющая удельной энергии Гиббса, относящаяся к идеальному состоянию; γr – составляющая удельной энергии Гиббса, описывающая реальное состояние.

  ln    ni0 J ;

0 i

i 1

 r   ni  I  J . i i

i 1

Область 3 – фундаментальным уравнением для энергии Гельмгольца f(p,T):

f ( p, T )

  ( , )  n1 ln    ni  I i  J i .

RT i 2

где δ=p/p*; τ=T*/T; p*=22,064 МПа; T*=647,096 К. Линия насыщения представлена уравнением ps(T):

 2 2  n1  2  n2  2  n3  2  n4   n5   n6 2  n7  n8  0. где при p*=1 МПа; T*=1 К:

p S 14

 ( ) ;

p*

T n9

 S  .

T *  TS 

( T * )  n10 

 

Данные уравнения составляют группу основных уравнений Формуляции. Расхождение значений термодинамических свойств, рассчитанных по основным уравнениям граничащих областей, представлены в таблице 3.4. Расхождение значений давления, температуры и энергии Гиббса на линии насыщения представлены в таблице 3.5 [87, с. 10].

Таблица 3.4 — Расхождение термодинамических свойств, на границах областей

Границы областей

Величина, х 1, 3 2, 3 2, 5

│∆х│мах σ* │∆х│мах σ │∆х│мах σ Удельный объем υ, % 0,004 0,002 0,018 0,007 0,002 0,001 Удельная энтальпия h, кДж/кг 0,031 0,014 0,134 0,073 0,020 0,012 Изобарная теплоемкость ср, % 0,195 0,058 0,353 0,169 0,081 0,048 Удельная энтропия S, кДж/(кг∙К) 0,042 0,022 0,177 0,094 0,042 0,025 Удельная энергия g, кДж/кг 0,005 0,005 0,005 0,003 0,026 0,021 Скорость звука w, % 0,299 0,087 0,403 0,073 0,021 0,009

Таблица 3.5 — Расхождение термодинамических величин, на линии насыщения

Ti ≤ T ≤ 623,15 К 623,15 ≤ T ≤ Tкр

Величина, х T = 623,15 К

│∆х│мах σ* │∆х│мах σ Абсолютное давление насыщения PS, % 0,0069 0,0033 0,0026 0,0015 0,0041 Температура насыщения TS, % 0,0006 0,0003 0,0003 0,0002 0,0006 Удельная энергия g, кДж/кг 0,012 0,006 0,002 0,001 0,005

Погрешность определения термодинамических величин давления, при составлении задания на расчет, не превысила 0,007%; для температуры – 0,001%; результатов расчета материального и энергетического балансов тепловых схем, полученных в математической модели при проведении численных исследований переменных и базовых режимов работы электростанций, не превысила 0,1%, что может свидетельствовать о точности выполнения математических операций программным комплексом матмодели и достоверности полученных расчетных значений.

3.7 Выводы по главе

По результатам проведенных исследований были получены следующие результаты:

1. На основе численных исследований установлено влияние коэффициента трансформации теплового насоса на экономичность работы регенеративного цикла ТЭС. Энергетический коэффициент пара регенеративного отбора энергоблока ТЭС с АБТН относительно типового, увеличивается в 1,4÷1,45 раза, при этом термический КПД регенеративного цикла турбоустановки повышается на 1,6÷1,8 %. Наибольшая экономичность электростанции достигается при применении АБТН, работающего с коэффициентом трансформации kтр=2,1.

2. Для объективной оценки энергетических процессов протекающих в тепловой схеме ТЭС с АБТН в расчет введен коэффициент энергетической эффективности k Э  k Р  kТР , который позволяет учитывать не только полезно использованную теплоту потоков пара регенеративных отборов турбины, но и высокопотенциальную тепловую энергию, вводимую в регенеративный цикл ТЭС теплонасосным оборудованием.

3. Получены графические зависимости среднегодового и сезонного изменения показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН при переменных режимах работы электростанции с коэффициентами энергетической эффективности kэ=3,0 и kэ=3,45. Установлено, что при переменных режимах работы ТЭС с АБТН КПД электростанции относительно типовой компоновки повышается на 0,1÷0,4%, а прирост мощности составляет 105÷2400 кВт.

4. 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.

5. Впервые проведены исследования переменных режимов работы АБТН в составе технологического цикла ТЭС и их влияния на тепловую экономичность электростанции. По результатам исследований получены графические зависимости изменения показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН, работающей при переменных режимах, в зависимости от температурных перепадов в испарительном контуре теплового насоса. Установлено, что при перемененных режимах работы АБТН КПД электростанции повышается на 0,1÷0,9%, а величина удельного расхода условного топлива сокращается на 1÷7 г/(кВт∙ч).

6. Получены графические зависимости среднегодового изменения показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН, работающей при номинальной нагрузке с коэффициентами энергетической эффективности kэ=3,0 и kэ=3,45, в схеме которой первые два ПНД системы регенерации подключены к конденсационному контуру теплового насоса. Анализ полученных зависимостей показал, что КПД электростанции повышается на 0,5÷0,6%, при работе оборудования в зимний период, в переходные периоды весны и осени на 0,2÷0,4%, и на 0,1% при работе в летний период года. Расход условного топлива при этом сокращается на 1÷4 г/(кВтч).

7. Получены графические зависимости среднегодового изменения показателей тепловой экономичности АЭС с АБТН. Анализ полученных зависимостей показал, что за счет применения вторичного перегрева пара КПД электростанции повысится, по сравнению с типовой компоновкой оборудования, на 1,3÷2,7%. Прирост электрической мощности энергоблока АЭС с АБТН, при этом составит 7,7÷8,3 МВт. 4 Глава. Рекомендации по практической реализации применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС и их экономическое обоснование

В настоящее время тепловые насосы находят широкое применение в различных отраслях промышленности для повышения экономичности работы технологических циклов предприятий [88]. Одной из важнейших отраслей промышленности, которой свойственны значительные тепловые потери является тепловая и атомная энергетика [1, с. 159; 9, с. 360; 89, с. 10]. Вопрос снижения энергопотерь технологическими циклами электростанций находит свое решение в применении теплонасосного оборудования для уменьшения внутренних и внешних тепловых потерь. Зачастую установка тепловых насосов предлагается в сетевых установках электростанций, для перераспределения тепловых потоков между прямой и обратной сетью теплоснабжения потребителей, а также восполнения тепловых потерь возникающих при транспортировки тепла, системах маслоснабжения паровых турбин, с целью утилизации и последующего использования тепловой энергии отработанного потока масла и парогенераторах, для утилизации теплоты сбрасываемой продувочной воды.

4.1 Способ интеграции теплонасосного оборудования

в технологический цикл ТЭС

Применение тепловых насосов в составе регенеративного цикла ТЭС способствует значительному повышению общей тепловой экономичности электростанции при ее работе в переменных режимах. Однако, при установки теплонасосного оборудования в существующий технологический цикл электростанции необходимо учитывать различные варианты работы энергоблоков, а также возможность отключения теплонасосных контуров от основного цикла. Один из вариантов установки теплонасосного оборудования в существующий технологический цикл электростанции рассмотрен на примере энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт (приложение Г).

Согласно схемы (приложение Г), подключение АБТН 1 по первичному источнику тепловой энергии осуществляется к коллектору собственных нужд электростанции 2, параметры пара в котором соответствуют параметрам в третьем регенеративном отборе турбоустановки 3. Конденсат греющего пара, через линию отвода дренажа 4 сбрасывается в регенеративный подогреватель 5. При этом линии подвода и отвода источника первичной тепловой энергии должны быть оборудованы запорной арматурой 6, позволяющей осуществлять оперативные переключения теплонасосного оборудования в зависимости от режима работы электростанции, а также отключение АБТН от источника энергии на случай проведения ремонтных работ.

Подключение испарительного контура АБТН осуществляется по следующей схеме: теплообменники испарительного контура АБТН 7 через запорную арматуру 8 на байпасной линии 9 подключаются к циркуляционной системе конденсационной установки 10. При этом теплообменным оборудованием испарительного контура обеспечивается отбор тепловой энергии от части потока циркуляционной воды, а за счет запорной арматуры 8 осуществляется переключение теплообменного контура, в зависимости от сезонного режима работы электростанции. Линии подвода 11 и отвода 12 хладагента должны быть оборудованы как индивидуально запорной арматурой 13, так и секционной 14, позволяющих производить отключение теплообменных аппаратов 7 испарительного контура теплонасосной установки при переменных режимах работы электростанции, либо на случай проведения ремонтнопрофилактических работ.

Подключение конденсационного контура теплового насоса выполняется к существующему теплообменному оборудованию технологического цикла ТЭС. Для обеспечения работы регенеративной системы электростанции конденсационной контур АБТН через запорную арматуру 15 подключен к первому ПНД 16, а для обеспечения работоспособности сетевой установки – к НСП 17. На существующих технологических линиях подключения энергетического оборудования также предусмотрена запорная арматура 18, позволяющая выполнять переключения теплообменных аппаратов в зависимости от режима работы электростанции либо к регенеративным отборам турбоустановки, либо к АБТН.

Общий вид и габаритные размеры типовых АБТН показаны на рисунке 4.1, а технические характеристики представлены в приложении Б. Предполагаемый план размещения АБТН на типовой электростанции (на примере ГРЭС с блоками 300 МВт) представлен в приложении Д.

Рисунок 4.1 — Абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос с паровым

обогревом генератора

В соответствии с планом главного корпуса ТЭС (приложение Д) размещение теплонасосного оборудования предлагается осуществить в отдельном помещении, пристроенном к зданию машинного зала. Помещение теплонасосного пункта может быть расположено посередине относительно осей двух рядом расположенных турбоагрегатов. Таким местом является промежуток между колонами №33 и №37, который в длину составляет 48 м [90, с. 18; 91, с. 48]. Данное месторасположение выбрано таким образом, чтобы обеспечить простоту и удобство подключения испарительного контура тепловых насосов к магистралям циркуляционной системы энергоблоков, расположенной между пролетами (колонами) №№32-33 и №№ 37-38.

Ширина пристройки теплового пункта должна составлять не менее 24 м, что позволит симметрично разместить внутри помещения 8 АБТН по 4 на каждый энергоблок. Общее количество тепловых насосов подключаемых к одному турбоагрегату обусловлено величиной тепловой нагрузки, обеспечиваемой теплонасосным оборудованием (см. п.п 2.2.1).

Предлагаемые способы подключения и размещения абсорбционного теплонасосного оборудования на энергоблоках ТЭС были рассмотрены и одобрены филиалом «ЭНЕКС» (ОАО) «Ростовтеплоэлектропроект» и филиалом ОАО «ОГК-2» — Новочеркасская ГРЭС (приложение Е).

4.2 Практическая реализация вторичного промперегрева пара

в турбоустановках АЭС

Распространенным способом снижения влажности потока пара в проточной части турбин АЭС является внутриканальная щелевая сепарация [11, с. 129; 51, с. 132; 92, с. 240]. Повышенная концентрация влаги порового потока подаваемого в последние ступени ЦНД турбин определила расположение периферийных влагоулавливающих устройств на неподвижных элементах проточной части. Данные влагоулавливающие устройства, различные по конструктивному исполнению, предназначены для улавливания и отвода капелек воды, содержащихся в паровом потоке, перед, между и за пределами сопловых и рабочих лопаток [51, с. 132; 93, с. 341].

Внутриканальную сепарацию делят на две основных системы:

  • однокамерную (рисунок 4.2 а);
  • двухкамерную (рисунок 4.2 б).

110

а) б) в) Рисунок 4.2 — Системы внутриканальной сепарации пара: 1– корпус диафрагмы паровой турбины; 2 – сопловая лопатка; 3 – щелевые прорези для улавливания крупнодисперсной и мелкодисперсной влаги; 4 – внутренний канал сопловой лопатки для

удаления влаги; 5 – камера отвода влаги; 6 – камера подвода греющей среды; 7 – камера отвода греющей среды.

Однокамерная система сепарации потока пара позволяет улавливать и отводить крупнодисперсные частички влаги на входе в сопловой аппарат ступени низкого давления турбины. Двухкамерная система сепарации осуществляет удаление влаги по всему профилю соплового аппарата и позволяет улавливать как крупнодисперсные, так и мелкодисперсные ее частицы.

Внутриканальная сепарация, являясь одним из наиболее эффективных способов повышения степени сухости порового потока, все-таки имеет некоторые недостатки:

  • ограниченность места на профиле лопатки и технологические трудности

выполнения щелевых каналов и отверстий не позволяют отводить влагу,

скапливающуюся на поверхности лопаток, в полном объеме;

  • внутриканальная сепарация не устраняет полностью источник

крупнодисперсной влаги и не позволяет уловить капли отскакивающие в

поток пара при ударе о поверхность сопловых лопаток;

  • выполнение щелей и отверстий на профильных поверхностях лопаток

может отрицательно повлиять на эффективность удаления влаги при

переменных режимах работы паровой турбины, т.е. щелевые каналы при

различных режимах работы турбины могут создать условия для выброса

части влаги в рабочий поток пара.

При реализации способа обеспечения вторичного промперегрева пара в ЦНД паровой турбины энергоблока АЭС была рассмотрена возможность использования внутренних каналов сопловых лопаток предназначенных для отвода влаги из потока пара. При этом за основу была взята система с двухкамерными стальными сопловыми лопатками, на основе которых предлагается изготовление профиля отличающегося от существующих отсутствием щелевых каналов и герметичностью камер подвода и отвода греющей среды (рисунок 4.2 в).

Опыт применения сопловых лопат с внутренним подогревом основного потока пара и повышения его степени сухости, за счет использования вспомогательной греющей среды, был описан в работе Орлика В.Г., Качуринер Ю.Я., Аверкиной Н.В. [94].

Предлагаемый авторами способ был опробован и прошел испытания на турбоустановке К-300-240 ХТГЗ Ставропольской ГРЭС. При этом рассматривался двухпоточный ЦНД турбины, имеющий в последней ступени обогреваемые (экспериментальная ступень) и не обогреваемые (контрольная ступень) пустотелые направляющие лопатки. Суть испытаний заключалась в следующем: необходимо было экспериментально определить наиболее оптимальный температурный режим поверхности направляющих лопаток, при котором обеспечивалась бы наибольшая эффективность влагоудаления. Испытания проводились при одинаковых нагрузках турбины, но при разных давлениях греющего пара и основного потока пара, поступающего в ступень. Результаты расчета и испытаний экспериментальной ступени ЦНД турбины К-300-240 ХТГЗ, в сравнении с ее контрольной ступенью, представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Результаты экспериментальных исследований применения сопловых лопаток с внутренним обогревом в ступенях ЦНД турбоустановок К-300-240 ХТГЗ

Вариант

Наименование показателя

без обогрева с обогревом Температурный напор ∆t, °C 0 4,8 19,5 Расчетный коэффициент: теплопередачи, ккал/м2·ч·град ~5000 ~5000 ~200 Расчетное количество испарившейся влаги, % 0 ~75 ~3 Эрозия рабочих лопаток (по замерам хорды лопаток), % 100 ~40 ~100

По результатам экспериментальных исследований авторами было установлено, что применение данной технологии позволяет повысить эффективность влагоудаления до 75%. При этом основным условием является обеспечение величины необходимого температурного напора, между поверхностью направляющих лопаток и основным потоком влажного пара, составляющей менее 10 °С. Соблюдение данного температурного напора объясняется авторами тем, что при температурах ниже 10 °С на поверхности сопловых лопаток сохраняется смачиваемость, обеспечивающая осаждение капель влаги и дальнейшее испарение образовавшейся водяной пленки исключающей возможность отскока капель без испарения. Ограничение температурного напора обеспечивает также сохранение наиболее эффективного пузырькового режима кипения влаги с наибольшим коэффициентом теплопередачи от лопатки к водяной пленке и устраняет возможность перехода к малоэффективному кризисному пленочному режиму кипения, тем самым, исключая сбрасывание в поток неиспарившейся эрозионно-опасной влаги.

На основе существующих технологий производства сопловых лопаток [11, с. 114; 51, с. 141] для обеспечения вторичного промперегрева предлагается изготовление двухкамерных сопловых лопаток с герметичными секциями рисунок 4.3.

а) плоский вид б) изометрический вид

Рисунок 4.3 — Профиль двухкамерной сопловой лопатки: 1- корпус стальной сопловой лопатки; 2- профильная листовая поверхность; 3 — подающий канал

греющей среды; 4 – отводящий канал греющей среды.

Двухкамерная стальная сопловая лопатка может быть изготовлена из заготовки лопатки без системы сепарации пара, за счет продольной фрезеровки профиля с последующей приваркой профильной листовой поверхности образующей направляющий сопловой канал диафрагмы турбины.

Подвод и отвод греющей среды осуществляется по существующим каналам удаления сепарированной влаги, располагаемым по всему корпусу направляющей диафрагмы. При этом для обеспечения наиболее эффективного отвода влаги и поддержания оптимального температурного напора между поверхностью лопатки и потоком пара, вспомогательную греющую среду следует направлять навстречу паровому потоку. Таким образом, на входной кромке сопловой лопатки будет поддерживаться наиболее оптимальная температура поверхности, способствующая эффективному осаждению капель влаги с дальнейшим испарением образовавшейся водяной пленки.

4.3 Технико-экономическое обоснование применения АБТН

в технологических циклах ТЭС и АЭС

Технико-экономическое обоснование коммерциализации разрабатываемых способов применения абсорбционных тепловых насосов в технологических циклах ТЭС и АЭС в современных условиях является необходимой задачей для оценки целесообразности вложения инвестиций в рассматриваемые проекты.

Общие рекомендации и обоснования инвестиционных проектов представлены в межотраслевом документе «Методические рекомендации по оценки эффективности инвестиционных проектов и их отбора для финансирования» [95; 96; 97], рекомендации основаны на методологии, применяемой в современной международной практике.

Рекомендации ориентированы на решение следующих задач:  оценку реализуемости и эффективности инвестиционных проектов в

процессе их разработки;  обоснования целесообразности участия в реализации инвестиционных

проектов заинтересованных предприятий, банков, российских и

иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов

государственного управления;  сравнения вариантов проекта (в том числе — вариантов, различающихся

организационно-экономическим механизмом реализации).

Для крупномасштабных проектов, существенно затрагивающих интересы города, региона или всей страны, рекомендуется обязательно оценивать экономическую эффективность [98, с. 41].

Показатели экономической эффективности, учитывают затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и допускающие стоимостное измерение [99, с. 59]. Основными показателями экономической эффективности являются:  чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный эффект,

представляет собой разницу между всеми денежными притоками и

оттоками, приведѐнными к текущему моменту времени (моменту оценки

инвестиционного проекта).

Он показывает величину денежных средств,

которую инвестор ожидает получить от проекта, после того, как денежные

притоки окупят его первоначальные инвестиционные затраты и

периодические денежные оттоки, связанные с осуществлением проекта;  индекс доходности (ИД), показатель, отражающий эффективность

инвестиционного проекта, является относительным показателем, поскольку

показывает уровень доходов на единицу затрат: чем больше значение этого

показателя, тем выше отдача проекта;  внутренняя норма доходности (ВНД) — это ставка дисконтирования,

приравнивающая сумму приведенных доходов от инвестиционного проекта

к величине инвестиций. Величина этой ставки полностью определяется

«внутренними» условиями, характеризующими инвестиционный проект;  срок окупаемости, служит для определения степени рисков реализации

проекта и ликвидности инвестиций. Это элементарный критерий,

определяемый как ожидаемое число лет, в течение которых будут

возмещены изначальные инвестиции [100, с. 28; 101, с. 102]. Для объектов

энергетики нормативная величина срока окупаемости составляет 6 — 10 лет

[102, с. 181; 103, с. 426; 104, с. 432].

4.3.1 Экономическая эффективность применения АБТН

в технологическом цикле ТЭС

Расчет коммерческой эффективности проекта по установки тепловых насосов в существующий технологический цикл ТЭС, работающей при номинальной нагрузке, выполнялся по методике экспресс-оценки показателей экономической эффективности инвестиций [105, с. 9; 106, с. 28; 107, с. 30]. Исходные данные для расчета приведены в таблице 4.2, так как на предыдущих этапах исследования были рассмотрены режимы работы АБТН с коэффициентами трансформации kтр=1,65 и kтр=2,1 (см. п.п 3.2), то при оценке экономической эффективности применения тепловых насосов в составе ТЭС сравнивались два варианта: 1 – применения АБТН с одноступенчатой регенерацией рабочего тела; 2 – применение АБТН с двухступенчатой регенерацией рабочего тела.

Расчетная величина тепловой мощности АБТН находится в пределе 30÷40 МВт (см. п.п 2.3.1), максимальная тепловая мощность типового теплового насоса составляет порядка 11 МВт (приложение Б).

Таким образом, для обеспечения бесперебойной работы ТЭС необходима установка 4 параллельно включенных АБТН. Таблица 4.2 — Исходные данные

Обозначе Наименование показателя Размерность Вариант 1 Вариант 2

ние Стоимость теплонасосного оборудования К1ОБ млн. руб./ шт. 5 Необходимое количество тепловых

n шт. 4 насосов на один энергоблок Коэффициент, учитывающий

αТР % 15 транспортные расходы Коэффициент, учитывающий проведение

αСМ % 50 строительно-монтажных работ Коэффициент, учитывающий

αа % 4 амортизацию оборудования Коэффициент, учитывающий величину отчислений на обслуживание αОБСЛ. % 5,9 оборудования Среднегодовой прирост электрической

∆N кВт 1171,25 1583 мощности Число часов использования

τ ч 6000 установленной мощности Тариф на отпуск электрической энергии c руб./(кВт∙ч) 1,5 Среднегодовое сокращение величины

∆bУ г/(кВт∙ч) 1,5 1,75 удельного расхода условного топлива Стоимость твердого топлива cТОПЛ. руб./т 3500 Ставка доходности E % 10 Ставка налогообложения αНАЛ % 20

Капитальные затраты на расширение и техническое перевооружение электростанции:

К  К ОБ  КТР  К СМ .

Здесь КОБ – стоимость оборудования, млн.руб.;

К ОБ  К ОБ

 n  5  4  20.

КТР – величина транспортных расходов на доставку оборудования, млн.руб.;

 ТР 15

К ТР   К ОБ   20  3.

100 100 КСМ – величина расходов на строительно-монтажные работы, млн.руб.;

 СМ 50

К СМ   К ОБ   20  10.

100 100

К  20  3  10  33 ( млн. руб.).

Амортизационные отчисления на эксплуатацию теплонасосного оборудования:

а 4

Ка   К ОБ   33  1,32 ( млн. руб.).

100 100 Величина отчислений на обслуживание теплонасосного оборудования:

 ОБСЛ 5,9

К ОБСЛ .   К ОБ   33  1,947 ( млн. руб.).

100 100 Среднегодовой прирост отпускаемой электрической энергии:

ЭТЭС  N   1171,25  6000  7027500 (кВт  ч / год).

Выручка от отпуска дополнительной электрической мощности:

И ( Э )  Э  с  7027500 1,5  10,541 ( млн. руб. / год).

Среднегодовая экономия условного топлива:

B  bУ  NТЭС

АБТН

  1,5  301171,25  6000  2710,54 (т / год).

Выручка от экономии условного топлива:

И ( B )  B  сТОПЛ .  2710,54  3500  9,486 ( млн. руб. / год).

Суммарная годовая выручка:

И  И (Э) И ( B )  10,541  9,486  20,027 ( млн. руб. / год).

Аналогичный расчет суммарной годовой выручки был выполнен для варианта 2. Результаты расчетов по обоим вариантам представлены в таблице 4.3. Таблица 4.3 — Результаты расчета суммарной годовой выручки от использования АБТН в технологическом цикле ТЭС

Наименование показателя Размерность Вариант 1 Вариант 2 Капитальные затраты на расширение и

млн.руб. 33 техническое перевооружение электростанции Амортизационные отчисления на эксплуатацию

млн.руб. 1,32 теплонасосного оборудования отчислений на обслуживание теплонасосного

млн.руб. 1,947 оборудования Среднегодовой прирост отпускаемой

кВт∙ч/год 7027500 9498000 электрической энергии Выручка от отпуска дополнительной

млн.руб./год 10,541 14,247 электрической мощности Среднегодовая экономия условного топлива т.у.т/год 2710,54 3166,62 Выручка от экономии условного топлива млн.руб./год 9,486 11,083 Суммарная годовая выручка млн.руб./год 20,027 25,330

На основе полученных показателей были определены следующие характеристики экономической эффективности инвестиций при расчетном периоде 25 лет:

  • чистая прибыль;
  • номинальный и дисконтированный денежные потоки;
  • простой и дисконтированный сроки окупаемости;
  • чистый и чистый дисконтированный доходы;
  • индекс доходности;
  • внутренняя норма доходности.

Расчет выполнялся в программной среде Microsoft Excel, имеющей обширный перечень математических приемов и функций. Результаты расчета представлены в приложении Ж и на рисунке 4.4.

400

Номинальный денежный поток нарастающим итогом

Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом

Денежные потоки, млн руб.

250

150

50

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

-50

Расчетный период, лет

а) при установке АБТН с одноступенчатой регенерацией рабочего тела

Номинальный денежный поток нарастающим итогом

Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом Денежные потоки, млн руб.

250

50

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

-50

Расчетный период, лет

б) при установке АБТН с двухступенчатой регенерацией рабочего тела

Рисунок 4.4 — Финансовый профиль проекта по установки АБТН

в существующий технологический цикл ТЭС

Анализ результатов показал, что:

  • при установке теплового насоса с одноступенчатой регенерацией рабочего тела чистая прибыль за расчетный период составит 361,60 млн руб., что соответствует притоку денежных средств в размере 14,464 млн руб/год. Простой срок окупаемости проекта составляет порядка 3,09 лет. Чистый дисконтированный доход за расчетный период равен 100,247 млн руб., а дисконтированный срок окупаемости – 4,34 года.
  • при установке теплового насоса с двухступенчатой регенерацией рабочего тела чистая прибыль за расчетный период составит 467,660 млн руб., что соответствует притоку денежных средств в размере 18,706 млн руб/год.

Простой срок окупаемости проекта составляет порядка 2,65 года. Чистый дисконтированный доход за расчетный период равен 135,255 млн руб., а дисконтированный срок окупаемости – 2,89 года.

По результатам анализа видно, что наибольший экономический эффект от реализации проекта достигается при применении тепловых насосов с двухступенчатой регенерацией рабочего тела, так как работая в составе технологического цикла ТЭС, они позволяют вырабатывать на 411,75 кВт электроэнергии больше, чем при использовании тепловых насосов с одноступенчатым циклом, что в свою очередь в 1,3 раза увеличивает приток денежных средств и в 1,5 раза снижает сроки окупаемости проекта.

4.3.2 Экономическая эффективность применения АБТН

в технологическом цикле АЭС

Коммерческая эффективность проекта по установки АБТН в существующий технологический цикл АЭС осуществлялась по методике экспресс-оценки показателей экономической эффективности инвестиций, ранее описанной в п. 4.3.1 диссертации.

Применение теплового насоса в технологическом цикле АЭС направленно на обеспечение вторичного промперегрева пара в последних ступенях турбины. Конденсационный контур теплового насоса, в данном случае, выполнен в едином корпусе с турбоустановкой, и не оказывает никакого влияния на другие системы технологического цикла. Единственным конечным продуктом получаемым в результате, является дополнительно вырабатываемая электрическая мощность турбоустановки (см. п.п 3.5).

Предел изменения показателей тепловой экономичности, при применении АБТН с одноступенчатой и двухступенчатой регенерацией рабочего тела, остается неизменным, поэтому при оценке показателей экономической эффективности установки АБТН в существующий технологический цикл АЭС был принят обобщенный вариант, одновременно рассматривающий оба типа тепловых насосов.

На предварительном этапе экспресс-оценки были определены следующие показатели:

Капитальные затраты на расширение и техническое перевооружение электростанции:

К  К ОБ  КТР  К СМ .

К ОБ  К ОБ

 n  5 16  80 ( млн. руб.);

 ТР 15

К ТР   К ОБ   80  12 ( млн. руб.);

100 100

 СМ 50

К СМ   К ОБ   80  40 ( млн. руб.).

100 100

К  80  12  40  132 ( млн. руб.).

Амортизационные отчисления на эксплуатацию теплонасосного оборудования:

а 4

Ка   К ОБ  132  5,280 ( млн. руб.).

100 100

Величина отчислений на обслуживание теплонасосного оборудования:

 ОБСЛ 12

К ОБСЛ .   К ОБ  132  15,84 ( млн. руб.).

100 100

Среднегодовой прирост отпускаемой электрической энергии:

ЭТЭС  N   8000  7000  56000000 (кВт  ч / год).

Выручка от отпуска дополнительной электрической мощности:

И ( Э )  Э  с  56000000  0,7  39,2 ( млн. руб. / год).

Дальнейший расчет выполнялся в программной среде Microsoft Excel, результаты которого представлены в приложении И и на рисунке 4.5.

Номинальный денежный поток нарастающим итогом

400 Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом

Денежные потоки, млн руб.

200

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

-100

-200

Расчетный период, лет

Рисунок 4.5 — Финансовый профиль проекта по установки АБТН

в существующий технологический цикл АЭС

Анализ результатов показал, что чистая прибыль за расчетный период составила 467,20 млн руб., что соответствует притоку денежных средств в размере 18,688 млн руб/год. Простой срок окупаемости проекта составляет порядка 6,51 лет. Чистый дисконтированный доход за расчетный период равен 77,78 млн руб., а дисконтированный срок окупаемости – 9,41 лет.

4.4 Выводы по главе

По результатам рассмотрения возможных вариантов размещения теплонасосного оборудования и оценки технико-экономической целесообразности применения АБТН в технологических циклах электростанций можно сделать следующие выводы:

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

2. Размещение теплонасосного оборудования целесообразно 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.

3. Вторичный промперегрев пара в турбинах АЭС целесообразно 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.

4. 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. 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 научнообоснованные 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 АБТН 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 высокопотенциального 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 kтр = 2,1. При максимальном перепаде температуры рабочего тела в испарительном контуре теплового насоса равным 6 оС, 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.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АБТН — абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос; АБХМ — абсорбционная бромисто-литиевая холодильная машина; АЭС — атомная электрическая станция; ВАК РФ — Высшая аттестационная комиссия Российской Федерации; ВНД — внутренняя норма доходности; ГВЦ — Главный вычислительный центр; ГРЭС — государственная районная электрическая станция; ГТУ — газотурбинная установка; ДЗО — дочерние зависимые организации; ИД — индекс доходности; КОП — коэффициент преобразования; ЛМЗ — Ленинградский металлический завод; МИРЭК — Мировой энергетический комитет; НИР — научно-исследовательская работа; НСП — нижний сетевой подогреватель; ОАО — открытое акционерное общество; ОЭО — основное энергетическое оборудование; ПГУ — парогазовая установка; ПКТН — парокомпрессионный тепловой насос; ПНД — подогреватель низкого давления; РАО ЕЭС — Российское акционерное общество единая энергетическая

система; РФ — Российской Федерации; США — Соединенные Штаты Америки; ТНУ — теплонасосная установка; ТЭС — тепловая электрическая станция; ТЭСиТ — Тепловые электрические станции и теплотехника; ТЭЦ — тепловая электроцентраль; УТМЗ — Уральский трубно-механический завод; ХТГЗ — Харьковский турбогенераторный завод; ЦВД — цилиндр высокого давления; ЦНД — цилиндр низкого давления; ЧДД — чистый дисконтированный доход; ЮРГПУ(НПИ) — Южно-Российский государственный политехнический

университет (НПИ) имени М.И. Платова.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. 3 изд.–М.: Энергоатомиздат, 1987.– 327 с. 2. Пшеничников С.Б. Физический износ основного энергетического оборудования ТЭС. Рейтинг ДЗО РАО «ЕЭС России». ЭнергоРынок – 2005. — № 12. 3. Беловицкий В.А., Бобылева Н.В., Полудницын П.Ю. Развитие единой энергетической системы России на период до 2020 года // Электрические станции. 2012. №5. С.4-13. 4. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С., Сапаров М.И. Развитие электроэнергетики России // Электрические станции. 2013. №3. С.2-8. 5. Основы расчета и проектирования ТЭС и АЭС: Учеб. пособие / С.В. Скубиенко, С.В. Шелепень, В.Н. Балтян – Под общ. ред. С.В. Скубиенко / Юж.–Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2004.– 184 с. 6. Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты: учеб.метод. пособие к практ. занятиям / С.В. Скубиенко, И.В. Осадчий, Д.А. Шафорост; Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2010.- 39 с. 7. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. 2-е изд., перераб. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с. 8. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 540 с.: ил., вкладки 9. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: Учебник для вузов. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. школа, 1978. –360 с. с ил. 10. Прядко И.А. Оценка потенциала повышения энергоэффективности на уровне региона (Ростовская область) // Научный вестник Московского государственного горного университета. 2013. № 11. С. 215-221. 11. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. — 2е изд., перераб. и доп. / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. – М.: Издательство МЭИ, 2001.– 488 с.: ил. 12. Д. Турлайс, А. Жигурс, А. Церс, С. Плискачев. Утилизация низкопотенциального тепла с использованием тепловых насосов для повышения эффективности комбинированной выработки энергии // Новости теплоснабжения. 2009. № 10. 13. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: Пер. с англ. – М.: Энергоиздат, 1982. – 224 с., ил. 14. Системы динамического охлаждения и отопления; комфортное жизнеобеспечение: учебное пособие / В.М. Столетов; Кемеровский технологический институт пищевой промышленности. – Кемерово, 2009. – 112 с. 15. Мазурова О.К. Методические указания по расчету тепловых насосов для теплоснабжения. – Ростов-на-Дону: Рост. гос. строит. ун-т., 2004. – 19с. с ил. 16. Голицын М.В. Альтернативные энергоносители / М.В. Голицын, А.М. Голицын, Н.В. Пронина; Отв. ред. Г.С. Голицын. – М.: Наука, 2004. – 159 с. 17. Варфоломеев Ю.М., Кокорин О.Я. Отопление и тепловые сети: Учебник. – М.: ИНФРА-М, 2006. – 480 с. 18. Практическое пособие по выбору и разработке энергосберегающих проектов. / В семи разделах. Под общей редакцией д.т.н. О.Л. Данилова, П.А. Костюченко, 2006. 668 с. 19. Андрижиевский А.А. Энергосбережение и энергетический менеджмент: учеб. пособие / А.А. Андрижиевский, В.И. Володин. – 2-е изд., испр. – Мн.: Высш. шк., 2005. – 294 с. 20. Смирнов С.С. Исследование режимов работы абсорбционных тепловых насосов совместно с системами тепло-, холодоснабжения // Вестник СевероКавказского федерального университета. 2011. №3. С.94-98. 21. Горшков В.Г. Эффективность парокомпрессионных и абсорбционных тепловых насосов // Молочная промышленность. 2011. №4. С. 46-47. 22. А.В. Попов, В.Г. Горшков, О.С. Леванов, С.О. Лысцов. Анализ эффективности различных типов водоохлаждающих машин на атомных электростанциях // Тяжѐлое маш. 2010. №4. 23. Галимова Л.В. Абсорбционные холодильные машины и тепловые насосы: Учеб. пособие для спец. «Техника и физика низких температур» / Астрахан.гос.тех.ун-т. – Астрахань: Изд-во АГТУ, 1997. – 226 с. 24. Долинский А.А., Снежкин Ю.Ф., Чалаев Д.М., Шаврин В.С. Исследование и разработка термотрансформаторов сорбционного типа // Пром. Теплотехника. – 2006. — Т. 28, № 2. – С. 14-19. 25. А.В. Потанин, Д.Г. Закиров, Ю.Н. Чадов, В.А. Николаев. Тепловые насосы в теплоснабжении зданий и сооружений // Горный информационно-аналитический бюллетень (Научно-технический журнал).

2008. №5. стр. 321-330. 26. А.В. Суслов. Теплоснабжение воздушными тепловыми насосами // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2012. №11 (131).

стр. 44-47. 27. Г.И. Бабокин, Ю.А. Луценко. Теплоснабжение сельской школы с использованием тепла грунта при помощи теплового насоса // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2011. №6-1. С. 9-13. 28. А.В. Овсянник, Д.С. Трошев. Оценка энергетической эффективности тепловых насосов в системах индивидуального теплоснабжения по годовому расходу условного топлива // Вестник Гомельского государственного технического университета им. П.О. Сухого. 2012. №4 (51).

С. 66-72. 29. Бутузов В.А., Томаров Г.В., Шетов В.X. Геотермальная система теплоснабжения с использованием солнечной энергии и тепловых насосов // Промышленная энергетика. 2008. №9. С.39-43. 30. А.Г. Батухтин. Использование тепловых насосов для повышения тепловой мощности и эффективности существующих систем централизованного теплоснабжения // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2010. Т.2. №2 (100).

С. 28-33. 31. Новожилов Ю.Н. Применение тепловых насосов в схемах теплоснабжения // Промышленная энергетика. 2006. №5. С. 24-25. 32. Буртасенков Д.Г. Повышение эффективности централизованного теплоснабжения путем использования тепловых насосов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Краснодар, 2006. 33. Потапова А.А., Султангузин И.А. Применение тепловых насосов в системе теплоснабжения промышленного предприятия и города // Металлург. 2010. №9. С. 75-78. 34. Ефимов Н.Н., Лапин И.А., Малышев П.А. Проблемы и перспективы использования теплонасосных систем в России // Экология промышленного производства. 2008. №2. С. 80-83. 35. Сорокин О.А. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС // Промышленная энергетика. 2005. №6. С. 36-41. 36. Калнинь И.М., Легуенко С.К., Проценко В.П. Теплонасосная технология в решении крупномасштабных задач теплофикации с использованием низкопотенциальной теплоты энергоисточников // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. №5. С.25-30. 37. Лавриненко А.Г., Сопленков К.И., Спорыхин О.В. Способ утилизации теплоты неочищенных сточных вод и получения горячего теплоносителя. Патент на изобретение RUS 2338968 19.02.2007. 38. Буров В.Д., Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой. Патент на полезную модель RUS 122124 23.05.2012. 39. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Подстрешная Н.С. Тепловая электрическая станция. Патент на изобретение RUS 2321758 10.04.2008. 40. Плевако А.П. Возможность использования тепловых насосов на ТЭС и котельных // Сборник научных трудов. Национальный исследовательский Томский политехнический университет. Томск, 2012. С. 229-232. 41. Ефимов Н.Н., Лапин И.А., Малышев П.А., Скубиенко С.В. и др. Тепловая электрическая станция. Патент на полезную модель RUS 81259 10.03.2009. 42. Стенин В.А. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на изобретение RUS 2247840 14.01.2003. 43. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1979. – 57 с. 44. В.Г. Горшков, А.Г. Паздников, Д.Г. Мухин Р.В. Севастьянов. Промышленный опыт и перспективы использования отечественных абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин и тепловых насосов нового поколения// Холодильная техника. 2007. №8. стр. 23-29. 45. А. В. Попов. Анализ эффективности различных типов тепловых насосов// Проблемы энергосбережения. 2005. №1-2. 46. А. В. Попов, А. Г. Корольков. Абсорбционные бромистолитиевые водоохлаждающие и нагревательные трансформаторы теплоты // Проблемы энергосбережения. 2003. №1. 47. Стоянов Н.И., Смирнов С.С., Шведов С.Ф. Исследование режимов работы абсорбционного теплового насоса в технологической схеме извлечения и использования геотермальной энергии // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2009. №1. С.77-80. 48. Догадин Д.Л., Крыкин И.Н., Латыпов Г.Г. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной. Патент на полезную модель RUS 119394 20.08.2012. 49. Молодецкий В.И., Василевский С.И. Система охлаждения отработанного пара паровых турбин. Патент на полезную модель RUS 62166 27.03.2007. 50. Ефимов Н.Н., Малышев П.А., Скубиенко С.В. Способ работы электростанции. Патент на изобретение RUS 2425987 21.12.2009. 51. Фаддеев И.П. Эрозия влажнопаровых турбин. Л., «Машиностроение» (Ленингр. отд-ние), 1974, 208 с. 52. Калнинь И.М., Савицкий И.К. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра // Холодильная техника. — 2000. N 10. — С. 2-6. 53. Ковалев О.П. Особенности использования тепловых насосов в системах теплоснабжения // Научные труды Дальневосточного государственного технического рыбохозяйственного университета. 2007. №19. С.35-42. 54. Шаталов И.К., Антипов Ю.А. Подогрев добавочной цикловой воды с помощью ТНУ // Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Инженерные исследования. 2004. №1. С. 60-65. 55. Тарасова В.А., Харлампиди Д.Х., Харлампиди Х.Э. Оценка термодинамического совершенства современных чиллеров и тепловых насосов при работе в режиме с неполной нагрузкой // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т.16. № 19. С. 125-129. 56. Ильин А.К., Дуванов С.А. Анализ переменных режимов работы тепловых насосов // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2004. Т. 4. № 1. С. 51-58. 57. Дуванов С.А. Исследование работы тепловых насосов на режимах, отличных от номинального, при сохранении выходных параметров. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Астрахань, 2006. 58. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, С.А. Тевлин, А.Т. Шарков; Под ред. Л.С. Стермана. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982. – 456 с., ил. 59. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., Янченко И.В. Математическая модель режимов работы энергоблока ТЭС с тепловым насосом // Wyksztalcenie I nauka bez granic 2013 : Materialy IX Miedzynar. nauk.-prakt. konf., 07-15 grudnia 2013 r. — Przemysl : Nauka i studia, 2013. — Vol. 46 : Techniczne nauki. — Р. 3-10 . 60. Ефимов Н.Н., Янченко И.В., Скубиенко С.В. Энергетическая эффективность использования абсорбциионного бромисто-литиевого теплового насоса в тепловых схемах ТЭС / Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки — 2014. — № 1. С. 17-21. 61. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., 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. 62. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., 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. 63. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., 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. 64. Коновалов Г.М., Канаев В.Д. Нормативные характеристики конденсационных установок паровых турбин типа К. 1973. 65. Доброхотов В.И., Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 256 с.: ил. 66. Ефимов Н.Н., Янченко И.В., Скубиенко С.В. 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. 20-24. 67. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с., ил. 68. В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров и др. Тепловые электрические станции. Под ред. В. М. Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: «Издательский дом МЭИ», 2007. — 466 с. 69. Ефимов Н.Н., Скубиенко С.В., 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. 70. Бахвалов Ю.А. Математическое моделирование: учеб. пособие для вузов / Ю.А. Бахвалов: Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. / Новочеркасск: ЮРГТУ(НПИ).

2010. – 142 с. 71. В.Н. Костин.: Оптимизационные задачи электроэнергетики: учеб. пособие. – СПб.: СЗТУ, 2003 – 120 с. 72. И. Пащенко. Excel 2007. Эксмо. 2008. – 496 с. 73. Е.А. Веденеева. Функции и формулы Excel 2007. Библиотека пользователя. – СПб.: Питер, 2008. – 384 с.: ил. 74. NeuroThermal – Диаграмма HS для воды и водяного пара. Version 2.1.2010.901. http://neurothermal.narod.ru./ 75. WaterSteamPro – программа для расчета свойств воды/водяного пара, газов и газовых смесей. Версия 6.5.0.64. Авторы: К.А. Орлов, А.А. Александров, А.В. Очков, В.Ф. Очков. http://www.wsp.ru 76. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984, 80 с. с ил. 77. Боднар В.В. Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов М.: Энергоатомиздат, 1983. — 176 с. 78. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС: Учеб. для техникумов — М.: Энергоатомиздат, 1992.— 240 с.: ил. 79. Носков А.С., Савинкина М.А., Анищенко Л.Я. Воздействие ТЭС на окружающую среду и способы снижения наносимого ущерба / Ин-т катализа СО АН СССР, Ин-т химии твердого тела и переработки минерального сырья СО АН СССР, ГПНТБ СО АН СССР – Новосибирск. Изд. ГПНТБ СО АН СССР, 1990. 80. Путилов А.В. Охрана окружающей среды : учебн. пособ. для техн. / А.В. Путилов, А.А. Копреев, Н.В. Петрухин. — М.: Химия, 1991. — 224 с. 81. 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. политехн. ун-т (НПИ).

– Новочеркасск: ЮРГПУ(НПИ), 2014. С. 162-163. 82. Скубиенко С.В., Янченко И.В. Результаты исследований режимов работы ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ 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. 83. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. — М..: Энергия, 1967. — 400 с. 84. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. — М..: Энергия, 1976. — 444 с. 85. Рыжкин В.Я., Кузнецов А.М. Анализ тепловых схем мощных конденсационных блоков. — М.: Энергия, 1972. — 271с. 86. Керцелли Л.И., Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплотехн. спец. энергет. ин-тов и энергофакультетов политех. и индустриальных ин-тов. — М.: Госэнергоиздат, 1949. — 556 с. 87. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ. 2003. – 168 с.; ил. 88. http://www.teplosibmash.ru/projects/cat/1/ Теплосибмаш. Перечень реализованных проектов введенния в промышленную эксплуатацию абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин и тепловых насосов. 89. Шаров Ю.И. Оборудование тепловых электростанций – проблемы и перспективы: Учеб пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 122 с. 90. Тремясов В.А. Проектирование технологической части тепловых электростанций: Учеб. пособие / В.А. Тремясов. Красноярск. ИПЦ КГТУ, 2003. 107 с. 91. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство тепловых электростанций. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 408 с., ил. 92. Гортышов Ю.Ф. Теория и техника теплофизического эксперимента : Учеб. пособие для инж.-физ. и энергомашиностроит. спец. вузов / Ю.Ф. Гортышов, Ф.Н. Дресвянников, Н.С. Идиатуллин и др.; Под ред. В.К. Щукина. — М.: Энергоатомиздат, 1985. – 360 с. 93. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергия. 1968. – 424 с. 94. Орлик В.Г., Качуринер Ю.Я., Аверкина Н.В. и др. Способ удаления влаги из каналов направляющего аппарата влажно-паровой турбинной ступени. Патент на изобретение RUS 2267617 10.01.2006. 95. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. № 7-12/47. Утв. Госстроем России, Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомпромом России 31 марта 1994 г. 96. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. – М.: Экономика, 2000. 97. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес планов в электроэнергетике. Официальное издание (второе, дополненное и переработанное).

НЦПИ, М., 2000 г. Утв. приказом РАО «ЕЭС России» от 07.02.2000 г. №54. 98. Пакшин А.В., Блинов Е.А. Основы инженерного проектирования тепловых систем: Учеб. пособие. – СПб.: СЗТУ, 2004. – 142 с. 99. Нагорная В.Н. Экономика энергетики: учеб. пособие / Н.В. Нагорная: Дальневосточный государственный технический университет. – Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. – 157 с. 100. Кожевников Н.Н. Практические рекомендации по использованию методов оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение: Пособие для вузов / Н.Н. Кожевников, Н.С. Чинакаева, Е.В. Чернова. – М. : Изд-во МЭИ, 2000 . – 132 с. 101. Контроллинг как инструмент управления предприятием / Е.А. Ананькина, С.В. Данилочкин, Н.Г. Данилочкина и др.; Под ред. Н.Г. Данилочкиной. – М.: ЮНИТИ, 2002. – 279 с. 102. Бацева Н.Л. Специальные вопросы проектирования электроэнергетических систем и сетей: учебное пособие / Н.Л. Бацева. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 254 с. 103. Лисиенко В.Г. Топливо. Рациональное сжигание, управление и технологическое использование: справочник: В 3 кн. — М.: Кн. 3. — 2004. — 586 с.: ил. 104. Синев Н.М. Экономика ядерной энергетики: Основы технологии и экономики производства ядерного топлива. Экономика АЭС: Учеб. пособие для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 480 с.: ил. 105. Пономарева Н.А., Пелевина Л.В., Пономарев Н.Р. Методические указания по оценке эффективности инвестиций в дипломных проектах / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005. – 21 с. 106. Пономарева Н.А., Отверченко Л.Ф. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитии электрических сетей: Учебно-методическое пособие к организационно-экономической части дипломных проектов / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2011. – 56 с. 107. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалева. – М.: Издательство МЭИ, 2005. – 288 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Пример расчета типовых энергоблоков ТЭС и АЭС

(рекомендуемое)

Расчет тепловой схемы ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой

К-300-240-2 ХТГЗ Исходные данные

Наименование параметра Размерность Значение Установленная электрическая мощность МВт 300 Коэффициент недовыработки электрической энергии 0,96 Фактическая электрическая мощность МВт 288 Отопительная нагрузка МВт 20 Температурный график отопительной нагрузки:

о

температура в прямой сети С 115

о

температура в обратной сети С 70

о Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор С 12

Антрацитовый Вид сжигаемого топлива

штыб

Расчетная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт: 1 паровой котел; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — паровая турбина; 4 — конденсатор; 5 — турбогенератор; 6 — сетевая установка; 7 блочная обессоливающая установка; 8 — охладитель эжекторов; 9 охладитель пароуплотнений; 10 — конденсатный насос; 11 — группа ПНД; 12 — дренажный насос; 13 — турбопривод питательного насоса; 14 питательный насос; 15 — деаэратор; 16 — группа ПВД. Теплофизические свойства пара, конденсата и питательной воды № Питательная вода

Пар в отборах Конденсат пара в подогревателях точки (основной конденсат) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

о

Pном, МПа Pп, МПа tп, С hп, кДж/кг Pкп, МПа tкп, оС hкп, кДж/кг tдр, оС о

hдр, кДж/кг Pпв, МПа tпв, С hпв, кДж/кг 0 23,54 23,54 540 3332 0′ 22,33 22,33 538 3332 1 5,49 5,27 329 3020 5,01 264 1155,08 249,7 1084,36 32,96 260 1135,21 2 3,92 3,76 287 2955 3,58 243,7 1055,52 201,0 857,78 32,96 239,7 1042,37 пп» 3,7 3,55 540 3540 3 1,53 1,47 419 3296 1,40 195,0 830,11 174,4 738,82 32,96 191,0 827,76 ТПН 1,53 1,47 419 3296 Д 1,53/0,7 1,479/0,69 419 3296 0,69 164,4 694,81 0,69 164,4 694,81 4 0,59 0,57 297 3056 0,54 154,8 653,12 1,73 151,8 640,77 5 0,35 0,34 237 2940 0,32 135,8 571,19 1,73 132,8 559,31 6 0,205 0,197 181 2830 0,187 118,1 495,74 1,73 115,1 484,13 7 0,107 0,103 124 2732 0,098 99,1 415,57 1,73 96,1 403,94 8 0,052 0,050 83 2632 0,047 80,3 336,26 1,73 77,3 325,04 9 0,022 0,021 61 2520 0,020 60,1 251,62 1,73 57,1 240,46 К 0,0034 0,0034 26 2318 0,0034 26,0 109,08 0,0034 26,0 109,08 ВСП 0,205 0,197 181 2830 0,19 118,1 495,74 1,73 115 483,71 НСП 0,107 0,103 124 2732 0,098 99,1 415,57 1,73 96,1 403,94 Расчет сетевой установки. Расход воды на сетевую установку:

QОТ 20 10 3 GСВ    106,07 (кг / с).

(t ПС  t ОС )  4,19 (115  70)  4,19

Расход пара на верхний сетевой подогреватель (ВСП):

GСВ (hПС  hПР.С ) 106,07  (482,5  387,46) DВСП    4,362 (кг / с).

(h6  h’ 6 ) П (2830  495,74)  0,99 Расход пара на нижний сетевой подогреватель (НСП):

GСВ (h ПР.С  hОС )  D ВСП (h’ 6 h’ 7 ) П D НСП  

(h7  h’ 7 ) П

106,07  (387,46  292,97)  4,362  (495,74  415,57)  0,99   4,22 (кг / с).

(2732  415,57)  0,99

Ориентировочный расход пара на турбину. D’ 0  k Р ( DК  DВСП y ВСП  DНСП y НСП ) 

 1,35  (181,932  4,362  0,32  4,22  0,259)  248,969 (кг / с).

Расход пара на сетевые подогреватели определяется в долях от общего расхода пара на турбину. Доли отбора пара на ВСП и НСП:

D ВСП 4,362

 ВСП    0,018;

D’ 0 248,969

D НСП 4,22

 НСП    0,017.

D’ 0 248,969

Расчет группы подогревателей высокого давления (ПВД).

Доли отбора пара на группу ПВД:  1 (h’1 h ДР1 )   2 (h2  h’ 2 )   ПВ (h’ П1 h’ П 2 ) П ;  2 (h’ 2 h ДР 2 )   3 (h3  h’ 3 )   1 (h ДР1  h ДР 2 )   ПВ (h’ П 2 h’ П 3 ) П ;  3 (h’ 3 h ДР 3 )  ( 1   2 )  (h ДР 2  h ДР 3 )   ПВ (h’ П 3 hПН  hд ) П . Подстановка известных значений:  1 (2844,81  1084,36)   2 (2955  2846,53)  1,05  (1135,21  1042,37)  0,99;  2 (2846,53  857,78)   3 (3296  2821,47)   1 (1084,36  857,78)   1,05  (1042,37  827,76)  0,99;  3 (2821,47  738,82)  ( 1   2 )  (857,78  738,82)   1,05  (827,76  41,76  694,81)  0,99. Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

 1  0,049;

 2  0,098;

 3  0,037.

Расчет деаэраторной установки. Доля отбора пара на деаэратор:  д h3   П 4 hП 4    ДР h ДР   ПВ hдН ;

  д   П 4    ДР   ПВ .  д h3  ( ПВ    ДР   д )hП 4    ДР h ДР   ПВ hдН ;

  П 4   ПВ    ДР   д .  д (h3  hП 4 )  ( ПВ    ДР )hП 4    ДР h ДР   ПВ hдН ;

  П 4   ПВ    ДР   д . Подстановка известных значений:  д (3296  640,77)  (1,05  0,184)  640,77  0,184  738,82  1,05  694,81  ;

0,99  П 4  1,05  0,184   д . Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

 д  0,017;

 П 4  0,849. Расчет группы подогревателей низкого давления (ПНД).

Доли отбора пара на ПНД:

  • ПНД 4:  4 (h4  h’ 4 ) П   П 4 (hП 4  hП 5 ).

 П 4 (hП 4  hП 5 ) 0,849  (640,77  559,31) 4    0,029.

(h4  h’ 4 ) П (3056  653,13)  0,99 — ПНД 5:  5 (h5  h’ 5 ) П   4 (h’ 4 h’ 5 ) П   П 4 (hП 5  hТС1 ).

 П 4 (h П 5  hТС1 )   4 (h’ 4 h’ 5 ) П 5  

(h5  h’ 5 ) П

0,849  (559,31  486,13)  0,029  (653,13  571,19)  0,99   0,025.

(2940  571,19)  0,99 — ПНД 6:  6 (h6  h’ 6 ) П  ( 4   5 )  (h’ 5 h’ 6 ) П   П 7 (hП 6  hП 7 );  П7   П4   4  5   6 .  6 (h6  h’ 6 ) П  ( 4   5 )  (h’ 5 h’ 6 ) П  ( П 4   4   5   6 )  (hП 6  hП 7 );  П7   П4   4  5   6 . Подстановка известных значений:  6 (2830  495,74)  0,99  (0,029  0,025)  (571,19  495,74)  0,99   (0,849  0,029  0,025   6 )  (484,13  403,94);  П 7  0,849  0,029  0,025   6 . Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

 6  0,025;

 П 7  0,769. — ПНД 7:  7 (h7  h’ 7 ) П  ( ВСП   НСП )  (hНСП

Н

 h’ 7 ) П   П 7 (hП 7  hТС 2 ).

 П 7 (h П 7  hТС 2 )  ( ВСП   НСП )  (hНСП

Н

 h’ 7 ) П 7  

(h7  h’ 7 ) П

0,769  (403,94  327,04)  (0,018  0,017)  (415,57  415,57)  0,99   0,026.

(2732  415,57)  0,99 — ПНД 8:  8 (h8  h’8 ) П  ( 7   ВСП   НСП )  (h’ 7 h’8 ) П   П 9 (hП 8  hП 9 );  8   7   ВСП   НСП   П 9 .  8 (h8  h’8 ) П  ( 7   ВСП   НСП )  (h’ 7 h’8 ) П   ( П 7   7   ВСП   НСП   8 )  (hП 8  hП 9 );  П 9   П 7   7   ВСП   НСП   8 . Подстановка известных значений:  8 (2632  336,26)  0,99  (0,026  0,018  0,017)  (415,57  336,26)  0,99   (0,769  0,026  0,018  0,017   8 )  (325,04  240,46);  П 9  0,769  0,026  0,018  0,017   8 . Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

 8  0,023;

 П 9  0,686. -ПНД 9:  9 (h9  h’ 9 ) П   П 9 (hП 9  hПЭ ).

 П 9 (hП 9  hПЭ ) 0,686  (240,46  122,08) 9    0,036.

(h9  h’ 9 ) П (2520  251,62)  0,99

Расчет конденсатора. Доля расхода пара на конденсатор:  К   П 9   9   ЭЖ.иУПЛ.   УТ .  0,686  0,036  0,04  0,01  0,600.

Расчет питательной установки. Доля расхода пара на приводную турбину питательного насоса:

 ПВVСР ( PПН  PД ) 1,05  1,1  (32,9  0,69)  ТПН    0,108.

H i Н  М (3296  2886)  0,85  0,99

Проверка материального баланса:  К   1   2   3   ТПН   Д   4   5   6   ТПН   7   8    9   ВСП   НСП  1,0; 0,600  0,049  0,098  0,037  0,108  0,017  0,029  0,025  0,025   0,026  0,023  0,036  0,108  0,018  0,017  1,000.

Уточнение расхода пара на турбину:

№ Величина доли Теплоперепад в отсеке

αотс.∙Нотс.

отсека отбора обозначение величина

1 1,000 Hi(0-1) 312 312,000

(1-2)

2 0,951 Hi 65 61,828

(2-3)

3 0,853 Hi 244 208,242

(3-4)

4 0,691 Hi 240 165,823

5 0,662 Hi(4-5) 116 76,775

6 0,636 Hi(5-6) 110 70,001

7 0,702 Hi(6-7) 98 68,789

8 0,659 Hi(7-8) 100 65,918

9 0,636 Hi(8-9) 112 71,203

к 0,600 Hi(9-к) 202 121,118 Уточненный расход пара на турбину:

NЭ 288000 D0    238,119 (кг / с).

 ОТС  H ОТС  М  Г 1221,696  0,99

Проверка энергетического баланса: Расчет мощности потоков пара срабатываемых в отсеках турбины:

N1  D1 (h0  h1 ) М Г  11,619  (3332  3020)  0,99  3589 (кВт);

N 2  D2 (h0  h2 ) М Г  23,277  (3332  2955)  0,99  8687,5 (кВт); N 3  D3 (h0  h3  hПП ) М Г  38,7  (3332  3296  585)  0,99  23792,48 (кВт);

N 4  D4 (h0  h4  hПП ) М Г  6,922  (3332  3056  585)  0,99  5900,5 (кВт);

N 5  D5 (h0  h5  hПП ) М Г  6,069  (3332  2940  585)  0,99  5869,82 (кВт);

N 6  D6 (h0  h6  hПП ) М Г  15,61 (3332  2830  585)  0,99 

 16798,91 (кВт);

N 7  D7 (h0  h7  hПП ) М Г  10,18  (3332  2732  585)  0,99  11942,21 (кВт);

N8  D8 (h0  h8  hПП ) М Г  5,581 (3332  2632  585)  0,99  7099,66 (кВт);

N 9  D9 (h0  h9  hПП ) М Г  8,608  (3332  2520  585)  0,99  11904,55 (кВт);

N К  DК (h0  hК  hПП ) М Г  142,774  (3332  2318  585)  0,99 

 226013,21 (кВт).

Определение погрешности расчета:

N Э   N ОТБ . 288000  288000    0.

N ОТБ . 288000

Расчет показателей тепловой экономичности энергоблока. Расход тепла на турбоустановку с учетом потерь: QТУ  D0 (h0  hПВ )  DПП hПП  D ДВ (hПВ  h ДВ )   238,119  (3332  1135,21)  203,223  585  7,144  (1135,21  83,8) 

 634472,04 (кВт).

Удельный расход тепла на турбоустановку:

3600  QТУ 3600  634472,04 qТУ    7653,46 (кДж /( кВт  ч)).

N Э  N ТПН 288000  10440,04 Электрический КПД турбоустановки:

3600 3600  ТУ Э

   0,47.

qТУ 7653,46 Расход тепла на энергоблок:

QТУ 634472,04 QС    719356,05 (кВт).

 ПК ТР 0,9  0,98 КПД энергоблока:

NЭ 288000 С    0,40.

QС 719356,05 Удельный расход тепла на энергоблок:

3600 3600 qС    8991,95 (кДж /( кВт  ч)).

С 0,40 Удельный расход условного топлива:

0,123 0,123 bУЭ    0,307 (кг /( кВт  ч)).

С 0,40 Расчет тепловой схемы АЭС мощностью 1000 МВт с турбоустановкой

К-1000-60/1500 ХТГЗ

Исходные данные

Наименование параметра Размерность Значение Установленная электрическая мощность МВт 1000 Отопительная нагрузка МВт 1,9 Температурный график отопительной нагрузки:

о

температура в прямой сети С 150

о

температура в обратной сети С 70

о Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор С 15

Расчетная тепловая схема энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт: 1 – атомный реактор ВВЭР 1000; 2 – главный циркуляционный насос; 3 – парогенератор; 4 – группа ПВД; 5 – сепаратор пара; 6 – система промежуточного перегрева пара; 7 – паровая турбина; 8 – конденсатор; 9 – турбогенератор; 10 – сетевая установка; 11 – группа ПНД; 12 – деаэратор; 13 – питательный насос; 14 – расширитель продувки парогенератора. Теплофизические свойства пара, конденсата и питательной воды № Питательная вода

Пар в отборах Конденсат пара в подогревателях точки (основной конденсат) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Pп, МПа tп, оС hп, кДж/кг Pкп, МПа tкп, оС hкп, кДж/кг tдр, оС hдр, кДж/кг о

Pпв, МПа tпв, С hпв, кДж/кг 0 6,0 276 2789 0′ 5,88 274 2789 1 2,87 231 2676 2,73 228,7 984,33 211,2 903,56 8,4 224,7 967,09 2 1,82 208 2608 1,73 205,2 876,06 188,4 800,72 8,4 201,2 860,67 3 1,12 185 2544 1,06 182,4 773,89 174,4 738,91 8,4 178,4 759,98 ТПН 1,06 249 2938 Д 1,12 185 2544 0,69 164,4 694,82 0,69 164,4 694,82 ПП» 1,12 250 2938 4 0,582 190 2828 0,553 155,7 657,04 1,73 152,7 644,66 5 0,312 137 2736 0,296 133,1 559,79 1,73 130,1 547,78 6 0,08 96 2552 0,076 92,1 386,01 0,076 92,1 386,01 7 0,021 61 2384 0,020 59 247,01 0,020 59 247,01 К 0,004 29 2207 0,004 29 121,62 0,004 29 121,62 С 1,12 187 2784 784,62 ПП1 1,12 211 2844 995,13 ПП2 1,12 250 2938 1205,97 Ктпн 0,006 48 2257 0,006 48 200,95 0,006 48 200,95 ВСП 0,582 190 2828 0,553 155,7 657,04 1,73 150 632,99 НСП 0,312 137 2736 0,296 133,1 559,79 1,73 130,1 547,78 Расчет сепаратора влаги: Доля расхода сепарированного пара:

hС  h3 2784  2544 С    ПП    ПП  0,136   ПП .

h3  h’С 2544  784,62

Расчет промежуточного пароперегревателя: Доля расходов пара на промежуточные пароперегреватели:

hПП1  hС 2844  2784  ПП1    ПП    ПП  0,036   ПП ;

h1  h’ ПП1 2676  995,13

hПП 2  hПП1 2938  2844  ПП 2    ПП    ПП  0,059   ПП .

h0  h’ ПП 2 2789  1205,97

Расчет группы подогревателей высокого давления (ПВД).

Доли отбора пара на ПВД:

  • ПВД 1: 1 (h1  h ДР1 )   ПП 2 (h’ ПП 2 h ДР1 )   ПВ (hП1  hП 2 ) ;

П

 ПВ (hП1  hП 2 )   ПП 2 (h’ ПП 2 h ДР1 )

П 1  

(h1  h ДР1 )

1,01(967,09  860,67)  0,059   ПП (1205,97  903,56)

0,99   0,061  0,01 ПП .

(2676  903,56) — ПВД 2:  2 (h2  h ДР 2 )   ПП1 (h’ ПП1 h ДР 2 )  (1   ПП 2 )(h ДР1  h ДР 2 )   ПВ (hП 2  hП 3 ) ;

П

 ПВ (hП 2  hП 3 )   ПП1 (h’ ПП1 h ДР 2 )  (1   ПП 2 )(h ДР1  h ДР 2 )

П 2  

(h2  h ДР 2 )

1,01(860,67  759,98)  0,036   ПП (995,13  800,72) 

0,99 

(2608  800,72)  (0,061  0,049 ПП )(903,56  800,72)

 0,053  0,007 ПП .

  • ПВД 3:  П 3 (h3  h ДР 3 )   С (h’С h ДР 3 )  (1   2   ПП 2   ПП1 )(h ДР 2  h ДР 3 )    ПВ (hП 3  h Д  hПВ ) ;

П

 ПВ (hП 3  h Д  hПВ )   С (h’С h ДР 3 )  (1   2   ПП1   ПП 2 )(h ДР 2  h ДР 3 )

П  П3  

(h3  h ДР 3 )

1,01(759,98  694,82  9,98)  0,136   ПП (784,62  738,91) 

0,99 

(2544  738,91)  (0,114  0,078 ПП )(800,72  738,91)

 0,027  0,006 ПП .

V ( PПВ  PД ) 1,1  (8,4  0,69) — hПВ    9,98 (кДж / кг).

 ПН 0,85

  •  ДР

ПВД

 1   2   П 3   ПП1   ПП 2   С  0,141  0,208   ПП .

Расчет расширителя продувки парогенератора:

  • PПГ  1,08  P0  1,08  6,0  6,48 (МПа).
  • hПР  1240,32 (кДж / кг).
  • PР  1,05  PД  1,05  0,69  0,72 (МПа).
  • h»ПР  2764,10 (кДж / кг);

h’ ПР  702,0 (кДж / кг).

 ПР hПР   «ПР h»ПР  ‘ ПР h’ ПР ;  ПР   «ПР  ‘ ПР . 0,011240,32   «ПР 2764,10   ‘ ПР 702,0;  «ПР  0,01   ‘ ПР .  ‘ ПР  0,0074;  «ПР  0,01  0,0074  0,0026.

Расчет деаэраторной установки. Доля отбора пара на деаэратор:  ДР

ПВД

h ДР 3   ‘ ПР hТО1   «ПР h»ПР  П 4 hП 4   Д h3   ПВ h’ Д ;

П  ДР

ПВД

  ‘ ПР  «ПР  П 4   Д   ПВ .

(0,141  0,208 ПП )  738,91  0,0074  639,15  0,0026  2764,10  644,66 П 4   2544 Д  1,01 694,82 ;

0,99 П4  1,01  0,141  0,208 ПП  0,0074  0,0026   Д .

 Д  0,0205  0,0103 ПП ;  П 4  0,8385  0,1977 ПП .

  • Доля отбора пара на ПВД 3:  3   П 3   Д  0,027  0,006 ПП  0,0205  0,0103 ПП  0,0475  0,0163 ПП . — Доля отбора пара на промежуточные пароперегреватели:  ПП   0   ПП 2  1   2   3   ПП1   С ;  ПП  1,0  0,059 ПП  0,061  0,01 ПП  0,053  0,007 ПП   0,0475  0,0163 ПП  0,036 ПП  0,136 ПП ;

 ПП  0,7084.

  •  С  0,136  0,7084  0,096;

 ПП1  0,036  0,7084  0,026;  ПП 2  0,059  0,7084  0,042.

1  0,061  0,01 0,7084  0,054;  2  0,053  0,007  0,7084  0,048;  3  0,0475  0,0163  0,7084  0,036.  Д  0,0205  0,0103  0,7084  0,013;

 П 4  0,8385  0,1977  0,7084  0,698.

Расчет питательной установки. Доля расхода пара на приводную турбину питательного насоса:

 ПВVСР ( PПН  PД ) 1,011,1 (8,4  0,69)

 ТПН    0,015.

H i Н М (2938  2257)  0,84  0,99

Расчет сетевой установки. Расход воды на сетевую установку:

QОТ 1,9  10 3

GСВ    5,659 (кг / с).

(t ПС  t ОС )  4,19 (150  70)  4,19

Расход пара на верхний сетевой подогреватель (ВСП):

GСВ (hПС  hПР.С ) 5,659  (632,2  461,32)

DВСП    0,450 (кг / с).

(h4  h’ 4 ) П (2828  657,04)  0,99 Расход пара на нижний сетевой подогреватель (НСП):

GСВ (hПР.С  hОС )  DВСП (h’ 4 h’5 ) П

DНСП  

(h5  h’5 ) П

5,659  (461,32  292,97)  0,450  (657,04  559,79)  0,99

  0,422 (кг / с).

(2736  559,79)  0,99

Ориентировочный расход пара на турбину.

D’0  k Р ( DК  DВСП y ВСП  DНСП y НСП ) 

 1,15  (1034,94  0,450  0,636  0,422  0,542)  1190,77 (кг / с).

Расход пара на сетевые подогреватели определяется в долях от общего расхода пара на турбину. Доли отбора пара на ВСП и НСП:

DВСП 0,450  ВСП    0,0004;

D’0 1190,77

DНСП 0,422  НСП    0,0003.

D’0 1190,77

Расчет группы подогревателей низкого давления (ПНД).

Доли отбора пара на ПНД:

  • ПНД 4:  4 (h4  h’4 ) П   П 4 (hП 4  hТС ).

 П 4 (hП 4  hТС ) 0,698  (644,66  550,78) 4    0,031.

(h4  h’4 ) П (2828  657,04)  0,99 — ПНД 5:  5 (h5  h’5 ) П   4 (h’4 h’5 ) П   П 5 (hП 5  hКН );  П5   П 4   4  5.

( П 4   4 )(hП 5  hКН )   4 (h’4 h’5 ) П 5  

(h5  h’5 ) П  (hП 5  hКН )

(0,698  0,031)(547,78  389,01)  0,031 (657,04  559,79)  0,99   0,045.

(2736  559,79)  0,99  (547,78  389,01)  П 5  0,698  0,031  0,045  0,622. — ПНД 6:  6 h6   П 6 h’7   П 5 h’6 ;

П  П6   П5  6.

1 1

 П 5 ( h’ 6  h’ 7 ) 0,622(386,01  247,01)

П 0,99 6    0,039;

h6  h’7 2552  247,01  П6   П 5   6  0,622  0,039  0,583. — ПНД 7:  7 h7   П 7 hПЭ   П 6 h’7 ;

П  П7   П6  7.

1 1

 П 6 ( h’ 7  hПЭ ) 0,583(247,01  135,62)

П 0,99 7    0,030;

h7  hПЭ 2384  135,62  П 7   П 6   7  0,583  0,030  0,553.

Расчет конденсатора. Доля расхода пара на конденсатор:  К   П 7   ЭЖ.иУПЛ.   ВСП   НСП   ТПН  0,553  0,01  0,0004   0,0003  0,015  0,527.

Проверка материального баланса:  К  1   2   3   Д   ТПН   4   5   6    7   ВСП   НСП   С   ПП1   ПП 2  1,0; 0,527  0,054  0,048  0,036  0,013  0,015  0,031  0,045  0,039   0,030  0,0004  0,0003  0,096  0,026  0,042  1,001.

Уточнение расхода пара на турбину:

№ Величина доли Теплоперепад в отсеке

αотс.∙Нотс.

отсека отбора обозначение величина

1 0,904 Hi(0-1) 113 102,15

2 0,850 Hi(1-2) 68 57,80

3 0,802 Hi(2-3) 64 51,33

4 0,693 Hi(3-4) 110 76,27

5 0,662 Hi(4-5) 92 60,94

6 0,617 Hi(5-6) 184 113,60

7 0,578 Hi(6-7) 168 97,17

8 0,549 Hi(7-к) 177 97,24

к 0,527 Уточненный расход пара на турбину:

NЭ 1000 103 D0    1538,58 (кг / с).

 ОТС  H ОТС  М Г 656,51 0,99

Проверка энергетического баланса: Расчет мощности потоков пара срабатываемых в отсеках турбины:

N1  D1 (h0  h1 ) М Г  122,20  (2789  2676)  0,99  13670,22 (кВт);

N 2  D2 (h0  h2 ) М Г  73,26  (2789  2608)  0,99  13128,11 (кВт);

N 3  D3 (h0  h3 ) М Г  248,02  (2789  2544)  0,99  60156,41 (кВт);

N 4  D4 (h0  h4  hПП ) М Г  47,35  (2789  2828  394)  0,99  16641,78 (кВт);

N 5  D5 (h0  h5  hПП ) М Г  69,12  (2789  2736  394)  0,99  30588,79 (кВт);

N 6  D6 (h0  h6  hПП ) М Г  59,64  (2789  2552  394)  0,99  37258,83 (кВт);

N 7  D7 (h0  h7  hПП ) М Г  45,73  (2789  2384  394)  0,99  36171,23 (кВт);

N К  DК (h0  hК  hПП ) М Г  821,11 (2789  2207  394)  0,99 

 793388,28 (кВт).

Определение погрешности расчета:

N Э   N ОТБ . 1000000  1001003,65    0,001.

N ОТБ . 1001003,65

Расчет показателей тепловой экономичности энергоблока. Расход тепла на турбоустановку с учетом потерь: QТУ  DПГ (h0  hПВ )  D»ПР (h»ПР hПВ )  D’ ПР (h’ ПР hПВ )  D ДВ (hПВ  h ДВ )   1538,58  (2789  967,09)  4,0  (2764,10  967,09)  11,39  (702,0  967,09) 

 24,62  (967,09  125,70)  2786611,97 (кВт).

Эффективная мощность приводной турбины питательного насоса:

DПВV ( PПВ  PД ) 1553,97 1,1 (8,4  0,69) N еТПН    15689,50 (кДж /( кВт  ч)).

 ПН 0,84

Расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии:

Э QТУ  QТУ  QОТ  2786611,97  1897  2784714,97 (кВт).

Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии:

3600  QТУ

Э

3600  2784714,97 qЭ ТУ    9870,12 (кДж /( кВт  ч)).

NЭ  Nе ТПН

1000 103  15689,50

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

3600 3600 ТУ Э

 Э

  0,365.

qТУ 9870,12

Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

NЭ 1000 103 ТУ а

   0,359.

QТУ 2786611,97

Тепловая нагрузка парогенератора АЭС: QПГ  DПВ (h0  hПВ )  DПР (hПР  hПВ )  1553,97  (2789  967,09) 

 15,39  (1240,32  967,09)  2835389,69 (кВт).

КПД трубопроводов второго контура АЭС:

QТУ 2786611,97 ТР II

   0,983.

QПГ 2835389,69

КПД энергоблока АЭС (брутто):

С   РТР

I

 ПГТРТУ  0,99  0,995  0,985  0,983  0,359  0,34.

II а

Тепловая мощность реактора:

NР 1000 QР    2922,26 ( МВт).

С 0,342 КПД энергоблока АЭС (нетто):

СН  С (1  ЭСН )  0,342  (1  0,06)  0,32.

Удельный расход выгоревшего ядерного топлива:

5,4  10 8 5,4  10 8 bЯ .Т .    1,679  10 7 (кг /( кВт  ч)).

СН 0,322

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Номинальные параметры и технические характеристики абсорбционных тепловых насосов

ООО «ОКБ Теплосибмаш»

(рекомендуемое)

Тепловые Тепловая мощность/ Расход тепла: Расход воды, м3/ч : Расход Габариты, м: Масса насосы утилизируемая — пара, кг/ч; нагреваемой/охлаждаемой электроэнергии, кВт — длина сухая, т

теплота, кВт — природного — ширина

газа, м3/ч — высота

Тепловые насосы с паровым обогревом АБТН-600П 1725/660 1540 45/115 4,5 5,1-1,55-2,9 8 АБТН-1000П 3300/1260 2900 87/217 8 6,5-2,0-3,0 12 АБТН-1500П 5000/1860 4300 128/320 12 7,5-2,3-3,2 18 АБТН-3000П 8300/3200 7400 225/550 14 7,5-2,8-3,75 29 АБТН-4000П 11000/4260 9900 300/610 16 9,5-2,8-3,75 37

Тепловые насосы с газовым обогревом АБТН-600Т 1745/660 140 50/115 7,2 4,86-2,72-2,9 11 АБТН-1000Т 3300/1260 200 87/217 11 6,5-2,7-2,9 13 АБТН-1500Т 5000/1860 295 126/320 17,5 7,5-3,2-3,0 20 АБТН-3000Т 8300/3200 510 300/610 23,5 7,5-3,8-3,3 21

ПРИЛОЖЕНИЕ В Копии патентов на полезную модель

(обязательное) 165 167

169

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Развернутая тепловая схема турбоустановки К-300-240-2 ХТГЗ с АБТН

(рекомендуемое)

170

(рекомендуемое)

171

ПРИЛОЖЕНИЕ Е Копии документов о внедрении результатов диссертации

(обязательное) 173 175 177

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Расчет коммерческой эффективности проекта по установки АБТН в технологический цикл ТЭС

(рекомендуемое)

Проект по установки АБТН с одноступенчатой регенерацией рабочего тела в технологический цикл ТЭС

Наименование Размер- Годы

показателя ность 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 1. Приток денежных

млн руб. 20,027 средств 1.1 Дополнительная выручка от реализации млн руб. 10,541 электрической энергии 1.2 Выручка от годовой

млн руб. 9,486 экономии топлива 2. Отток денежных

млн руб. 33,000 3,267 средств 2.1 Инвестиции млн руб. 33,000 2.2 Дополнительные затраты на эксплуата- млн руб. 1,947 цию 2.3 Амортизационные

млн руб. 1,320 отчисления 3. Годовой эффект млн руб. 18,080 4. Прибыль подлежащая

млн руб. 18,080 налогообложению 5. Чистая прибыль млн руб. 14,464 6. Номинальный

млн руб. -33,000 15,784 денежный поток 7. Номинальный денежный поток нараста- млн руб. 0 -33,000 -17,216 -1,432 14,352 30,136 45,920 61,704 77,488 93,272 109,056 124,840 140,624 156,408 172,192 187,976 203,760 219,544 235,328 251,112 266,896 282,680 298,464 314,248 330,032 345,816 361,600 ющим итогом 8. Простой срок

лет 3,09 окупаемости 9. Ставка доходнсти доли 0,10 10. Коэффициент

0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 0,564 0,513 0,467 0,424 0,386 0,350 0,319 0,290 0,263 0,239 0,218 0,198 0,180 0,164 0,149 0,135 0,123 0,112 0,102 0,092 0,084 приведения 11. Дисконтированный

млн руб. -30,000 13,045 11,859 10,781 9,801 8,910 8,100 7,363 6,694 6,085 5,532 5,029 4,572 4,156 3,779 3,435 3,123 2,839 2,581 2,346 2,133 1,939 1,763 1,602 1,457 1,324 денежный поток 12. Дисконтированный денежный поток млн руб. 0 -30,000 -16,955 -5,097 5,684 15,485 24,394 32,494 39,857 46,551 52,637 58,169 63,198 67,770 71,927 75,705 79,140 82,263 85,102 87,683 90,029 92,162 94,101 95,864 97,466 98,923 100,247 нарастающим итогом 13. Дисконтированный

лет 3,47 срок окупаемости 14. Чистый доход (ЧД) млн руб. 361,600 15. Чистый дисконти млн руб. 100,247 рованный доход (ЧДД) 16. Индекс доходности

руб/руб 4,34 (ИД) 17. Внутренняя норма

доли 0,4962 доходности (ВНД)

Проект по установки АБТН с двухступенчатой регенерацией рабочего тела в технологический цикл ТЭС

Наименование Размер- Годы

показателя ность 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 1. Приток денежных

млн руб. 25,330 средств 1.1 Дополнительная выручка от реализации млн руб. 14,247 электрической энергии 1.2 Выручка от годовой

млн руб. 11,083 экономии топлива 2. Отток денежных

млн руб. 33,000 3,267 средств 2.1 Инвестиции млн руб. 33,000 2.2 Дополнительные затраты на эксплуата- млн руб. 1,947 цию 2.3 Амортизационные

млн руб. 1,320 отчисления 3. Годовой эффект млн руб. 23,383 4. Прибыль подлежащая

млн руб. 23,383 налогообложению 5. Чистая прибыль млн руб. 18,706 6. Номинальный

млн руб. -33,000 20,026 денежный поток 7. Номинальный денежный поток нараста- млн руб. 0 -33,000 -12,974 7,053 27,079 47,106 67,132 87,158 107,185 127,211 147,238 167,264 187,290 207,317 227,343 247,370 267,396 287,422 307,449 327,475 347,502 367,528 387,554 407,581 427,607 447,634 467,660 ющим итогом 8. Простой срок

лет 2,65 окупаемости 9. Ставка доходнсти доли 0,10 10. Коэффициент

0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 0,564 0,513 0,467 0,424 0,386 0,350 0,319 0,290 0,263 0,239 0,218 0,198 0,180 0,164 0,149 0,135 0,123 0,112 0,102 0,092 0,084 приведения 11. Дисконтированный

млн руб. -30,000 16,551 15,046 13,678 12,435 11,304 10,277 9,342 8,493 7,721 7,019 6,381 5,801 5,274 4,794 4,358 3,962 3,602 3,274 2,977 2,706 2,460 2,237 2,033 1,848 1,680 денежный поток 12. Дисконтированный денежный поток млн руб. 0 -30,000 -13,449 1,597 15,275 27,710 39,014 49,291 58,634 67,127 74,848 81,867 88,248 94,049 99,322 104,117 108,475 112,437 116,039 119,313 122,290 124,996 127,457 129,693 131,726 133,575 135,255 нарастающим итогом 13. Дисконтированный

лет 2,89 срок окупаемости 14. Чистый доход (ЧД) млн руб. 467,660 15. Чистый дисконти млн руб. 135,255 рованный доход (ЧДД) 16. Индекс доходности

руб/руб 5,51 (ИД) 17. Внутренняя норма

доли 0,6447 доходности (ВНД)

ПРИЛОЖЕНИЕ И

Расчет коммерческой эффективности проекта по установки АБТН в технологический цикл АЭС

(рекомендуемое)

Наименование Размер- Годы

показателя ность 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 1. Приток денежных

млн руб. 39,200 средств 1.1 Дополнительная выручка от реализации млн руб. 39,200 электрической энергии 1.2 Выручка от годовой

млн руб. 0,000 экономии топлива 2. Отток денежных

млн руб. 132,000 21,120 средств 2.1 Инвестиции млн руб. 132,000 2.2 Дополнительные затраты на эксплуата- млн руб. 15,840 цию 2.3 Амортизационные

млн руб. 5,280 отчисления 3. Годовой эффект млн руб. 23,360 4. Прибыль подлежащая

млн руб. 23,360 налогообложению 5. Чистая прибыль млн руб. 18,688 6. Номинальный

млн руб. -132,000 23,968 денежный поток 7. Номинальный денежный поток нараста- млн руб. 0 -132,000 -108,032 -84,064 -60,096 -36,128 -12,160 11,808 35,776 59,744 83,712 107,680 131,648 155,616 179,584 203,552 227,520 251,488 275,456 299,424 323,392 347,360 371,328 395,296 419,264 443,232 467,200 ющим итогом 8. Простой срок

лет 6,51 окупаемости 9. Ставка доходнсти доли 0,10 10. Коэффициент

0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 0,564 0,513 0,467 0,424 0,386 0,350 0,319 0,290 0,263 0,239 0,218 0,198 0,180 0,164 0,149 0,135 0,123 0,112 0,102 0,092 0,084 приведения 11. Дисконтированный

млн руб. -120,000 19,808 18,008 16,370 14,882 13,529 12,299 11,181 10,165 9,241 8,401 7,637 6,943 6,312 5,738 5,216 4,742 4,311 3,919 3,563 3,239 2,944 2,677 2,433 2,212 2,011 денежный поток 12. Дисконтированный денежный поток млн руб. 0 -120,000 -100,192 -82,184 -65,814 -50,932 -37,402 -25,103 -13,922 -3,757 5,484 13,885 21,521 28,464 34,776 40,513 45,730 50,471 54,782 58,701 62,264 65,503 68,447 71,124 73,557 75,769 77,780 нарастающим итогом 13. Дисконтированный

лет 9,41 срок окупаемости 14. Чистый доход (ЧД) млн руб. 467,200 15. Чистый дисконти млн руб. 77,780 рованный доход (ЧДД) 16. Индекс доходности

руб/руб 1,65 (ИД) 17. Внутренняя норма

доли 0,1874 доходности (ВНД)