Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ Олейникова Евгения Николаевна

Содержание к диссертации

Введение

1 Анализ технических решений по созданию ПТУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами и ТНУ 10

1.1. Состояние российской энергетики и актуальность использования ТНУ в тепловых схемах ПТУ-ТЭЦ 10

1.2. Предпосылки использования теплонасосных установок на ПТУ-ТЭЦ 15

1.3. Современное состояние теплонасосной технологии теплоснабжения

1.3.1. Мировой опыт применения крупных тепловых насосов 25

1.3.2. Состояние теплонасосной техники в России 26

1.4. Постановка задачи и цели исследования 27

2 Методологические основы расчета и выбора схем с котлами-утилизаторами и ТНУ 28

2.1. Выбор и обоснование структуры тепловых схем ПТУ-ТЭЦ с ТНУ 28

2.2. Разработка математических моделей ПТУ-ТЭЦ утилизационного типа с ТНУ 28

2.3. Схема тепловых потоков 111У-ТЭЦ утилизационного типа с ТНУ 33

2.4. Алгоритм и методика расчета тепловых схем 111У утилизационного типа с ТНУ 34

2.4.1. Основные этапы расчета тепловых утилизационных схем 111У с ТНУ 36

2.4.2. Расчет энергетических показателей 44

2.4.3. Методика расчета комплексов «ПТУ-ТЭЦ - ТНУ»

2.5. Особенности оценки эффективности систем комбинированного теплоснабжения 49

2.6. Критерии сравнения эффективности тепловых схем 56

2.7. Описание программных средств для расчетов 59

2.8. Выводы по разделу 2 60

3 Расчетное исследование тепловых схем с ТНУ 62

3.1. Определение структуры расчетной модели ПТУ-ТЭЦ с ТНУ 62

3.1.1. Исследование источника низкопотенциальной теплоты для ТНУ на ПТУ-ТЭЦ 62

3.1.2. Сравнение различных вариантов тепловых схем ПТУ с КУ и ТНУ 65

3.1.3. Исследование влияние типа хладагента на показатели тепловой экономичности... 69

3.2 Расчетные исследования модели ПТУ-ТЭЦ с ТНУ 82

3.2.1. Результаты расчета У-ТЭЦ с ТНУ для регионов «Центр», «Урал» и «Юг» з

3.3. Выводы по разделу 3 102

4 Оптимизация схемных решений У-ТЭЦ с ТНУ 104

4.1. Способы оптимизации схемных решений по использованию ТНУ на ПГУ-ТЭЦ 104

4.2. Совершенствование показателей эффективности ПГУ-ТЭЦ с электроприводной ТНУ ПО

4.3. Исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с газопоршневым и газотурбинным приводом 112

4.4. Исследование возможности применения ТНУ в схеме ПГУ-ТЭЦ для расширения регулировочного диапазона энергоблока 114

4.5. Выводы по разделу 4 121

5. Финансово-экономический анализ схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ 123

5.1. Исходные данные финансово-экономического анализа ТНУ на ПГУ-ТЭЦ 123

5.2. Исходная информация для проекта 126

5.3. Календарный график работ по реконструкции ТЭЦ с использованием ТНУ 129

5.4. Производственный план 129

5.5. Инвестиции в строительство 130

5.6. Ежегодные затраты на производство продукции 130

5.7. Расчет экономической эффективности проектов 132

5.8 Анализ чувствительности 140

5.8. Выводы по разделу 5 143

Выводы по диссертационной работе 144

Список использованных источников

• Современное состояние теплонасосной технологии теплоснабжения
• Алгоритм и методика расчета тепловых схем 111У утилизационного типа с ТНУ
• Исследование источника низкопотенциальной теплоты для ТНУ на ПТУ-ТЭЦ
• Исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с газопоршневым и газотурбинным приводом

Введение к работе

Актуальность работы

Тепловые электрические станции - основа отечественной энергетики. Основным топливом для ТЭС является природный газ. Структура его потребления к 2030 г. изменится незначительно, при этом доля ТЭС в России на природном газе составит 67 % ТЭС на органическом топливе. Интенсивное использование органического топлива, а также его ограниченные запасы, формируют необходимость исследования методов по сокращению его потребления. Таким образом, на ТЭС одной из первостепенных задач является увеличение эффективности использования первичных энергоресурсов. Существует ряд способов, направленных на достижение данной цели, один из них - использование тепловых насосов непосредственно на ТЭС. Необходимо отметить, что данная мера актуальна как для уже существующих станций, так и для строящихся: паросиловых и парогазовых энергообъектов. Указанные типы станций характеризуются наличием ряда низкопотенциальных источников теплоты, которые можно полезно использовать для различных нужд: дополнительного отпуска теплоты, собственных нужд станции. Кроме того, в отличие от паросиловых ТЭЦ, на ПТУ-ТЭЦ применение тепловых насосов имеет дополнительную возможность реализации отпуска теплоты потребителю. На рис. 1 приведена типовая зависимость соотношения тепловой и электрической нагрузок территориальной генерирующей компании (ТГК). Из приведенных данных видно, что тепловая нагрузка в течение года значительно превалирует над электрической. Соотношение отпуска электроэнергии и теплоты отопительный период изменяется от 1,2 до 3 раз.

та С о -г

1=

Л}

0.8

о: о: 0 6

га га

з: ^

5 t 0.2

й

1,2

1234567Є?

месяц В ГОДУ тепловая энергия — -электроэнергия

* Отношение потребления электрической энергии и теплоты по месяцам в году к их максимальным значениям в течение года

Рисунок 1 - Типовое соотношение теплоты и электроэнергии крупной энергосистемы

в течение года Эту сложившуюся закономерность по энергетическим потребностям стоит учитывать при модернизации существующих ТЭЦ по парогазовой технологии, где соотношение мощностей имеет обратную закономерность. Например, паросиловой блок с турбиной Т-250/300-240 позволяет вырабатывать 330 Гкал/ч тепловой энергии, а блок ПГУ-400 - 180...280 Гкал/ч. Таким образом, применение ТНУ является одним из возможных вариантов обеспечения требуемой тепловой нагрузки для потребителя.

Цель работы - исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ для обеспечения тепловой нагрузки потребителя и увеличения эффективности комбинированной выработки теплоты и электрической энергии.

Основные задачи диссертационной работы:

1. Разработать схемные решения ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для комбинированного производства тепловой и электрической энергии.

2. Разработать методику определения показателей эффективности схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Разработать математическую модель схемы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

3. Выполнить исследование и анализ показателей технико-экономической эффективности разработанных схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

4. Провести оптимизационное исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

5. Провести исследование и анализ финансово-экономических показателей схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

Научная новизна работы

6. Впервые разработана методика расчета ПГУ-ТЭЦ с ТНУ как единого комплекса для выработки электроэнергии и теплоты. Разработан алгоритм расчета ПГУ-ТЭЦ совместно с ТНУ. Проведен анализ существующих методов оценки технико-экономических показателей теплоэлектроцентралей, на основе которого отобраны критерии оценки эффективности схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Впервые применен способ определения затрат топлива на отпуск тепловой и электрической энергии для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ по критерию суммарного расхода топлива по системному эффекту. Предложена методика оценки финансово-экономической эффективности ПГУ-ТЭЦ с ТНУ на основе интегральных дисконтированных показателей.

7. Создана комплексная математическая модель ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Определены и проанализированы показатели тепловой экономичности для ПТУ электрической мощностью 110 МВт на примере климатических регионов России: «Центр», «Урал», «Юг». Технико-экономические показатели определены для всего года, а также по сезонам. Произведен выбор типа ТНУ, источника низкопотенпиальной теплоты, вида хладагента, схемы включения. Для реализации цели исследования выбрана схема ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной электроприводной ТНУ на природном хладагенте (бутан). Источник низкопотенпиальной теплоты - циркуляционная вода конденсатора паровой турбины.

8. Впервые разработаны способы оптимизации схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Рассмотрены способы параметрической оптимизации ТНУ, направленные на сокращение затрат электроэнергии на привод компрессора. Впервые рассмотрена возможность использования электроприводной парокомпрессионной ТНУ для расширения регулировочного диапазона ПГУ-ТЭЦ. Предложено использование ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для прохождения провалов потребления электроэнергии для увеличения отпуска теплоты от ТНУ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности.

9. Проведен расчет экономической эффективности схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ в соответствии с выбранной конфигурацией.

Степень достоверности научных положений, выводов и рекомендаций

обеспечивается применением апробированных методов математического моделирования и сертифицированного программного обеспечения.

Практическая ценность работы

10. Полученные в диссертационной работе результаты могут быть использованы проектными и научно-исследовательскими организациями при разработке новых схемных решений и схем техперевооружения существующих ТЭЦ с применением ТНУ.

11. Разработанная математическая модель ПГУ-ТЭЦ используется для проведения научно-исследовательских работ, проводимых на кафедре ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».

12. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».

Личный вклад автора в работу

Личный вклад автора:

разработка схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для комбинированного производства тепловой и электрической энергии;

разработка методики и алгоритма расчета схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ;

выбор источника низкопотенциальной теплоты, вида хладагента ТНУ и схемы включения ТНУ в схему ПГУ-ТЭЦ для комбинированного производства тепловой и электрической энергии;

создание комплексной расчетной модели схемы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ;

расчетное исследование схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для различных регионов России и анализ полученных показателей тепловой экономичности;

оптимизация схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ;

финансово-экономический расчет эффективности ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

Апробация работы и публикации

Результаты работы докладывались на XVIII международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2012 г., ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ», г. Москва), на специализированной научно - практической конференции «Современные технологии - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС» (2012 г., ОАО «ВТИ», г. Москва), на конференции с международным участием «VIII Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» (2013 г., УрФУ, г. Екатеринбург), на научном семинаре кафедры ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» (16 декабря 2014 г., г. Москва), заседании кафедры ТЭС ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» (8 июня 2015 г., г. Москва).

Результаты диссертационной работы использованы в Отчете о НИР по гранту «Разработка схем энергогенерирующих установок комбинированного производства электроэнергии и теплоты для модульных теплофикационных ПТУ мощностью 25-170 МВт с использованием теплонасосных установок», государственный контракт

№ 16.516.11.6125 (2012 г.), в Отчете по НИОКР «Разработка перспективных технических решений, направленных на повышение энергоэффективности объектов» № 1201263631 (2012-2013 гг.), в НИР для ОАО «Интер РАО» «Исследование, разработка и создание опытно-промыпшенного образца энергогенерирующей установки на базе ТНУ для ПТУ» (2012-2013 гг.)

По результатам диссертации имеется 21 публикация, в том числе две публикации в изданиях из перечня, рекомендуемого ВАК, и два патента на полезную модель.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 158 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 143 наименования.

Современное состояние теплонасосной технологии теплоснабжения

Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г. (от 13 ноября 2009 г.) для повышения энергетической и экологической эффективности экономики и энергетики основные ориентиры развития энергетического сектора предусматривают широкое использование мер по технологическому энергосбережению. Предполагается, что результатом политики энергосбережения станет снижение энерго- и электроемкости российской экономики, что приведет к изменению динамики внутреннего спроса на первичные энергоносители и электроэнергию [127]. В связи с этим, становится особенно актуальной проблема внедрения энергосберегающих технологий в обширном секторе российской экономики - в энергетической отрасли, основу которой составляют тепловые электрические станции (ТЭС) (рис. 1.1).

В настоящее время уже проанализированы первые результаты реализации Энергетической стратегии до 2030 г. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости доработки ряда положений. В современных экономических условиях отмечена тенденция перехода от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию топливно-энергетического комплекса. В связи с этим, по состоянию на 2015 г., существует проект новой Энергетической стратегии на период до 2035 г., в нем учтены рекомендации к доработке курса развития в том числе и электроэнергетического комплекса Российской Федерации [128].

Согласно Проекту стратегии [128], в отрасли имеется ряд проблем долгосрочного характера: 1) высокий износ основных производственных фондов (свыше 30 лет проработали: почти 60 % оборудования ТЭС, 80 % - ГЭС, 35 % - АЭС, 50 % -высоковольтных линий и 60 % - подстанций единой национальной (общероссийской) электрической сети; в распределительном электросетевом комплексе выработало нормативный срок 70 % оборудования); 2) неоптимальная структура генерирующих мощностей, обусловленная недостатком пиковых и полупиковых маневренных электростанций; 3) низкая энергетическая и экономическая эффективность отрасли (низкий КПД большинства тепловых электростанций, высокие потери в электрических сетях, неоптимальная загрузка генерирующих мощностей в ЕЭС России, наличие ограничений на межрегиональную передачу электроэнергии и мощности; неэффективное использование ТЭЦ); 4) крайне высокая зависимость энергетики от природного газа; 5) многократный рост издержек на производство и распределение электроэнергии, в результате по ряду регионов страны тарифы на электроэнергию превысили, например уровень в США; 6) наличие перекрестного субсидирования между группами потребителей электроэнергии и между потребителями электрической энергии и теплоты на внутреннем рынке; 7) недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ); 8) накопленное технологическое отставание в создании современных парогазовых, экологически чистых угольных и электросетевых технологий.

Несмотря на наличие ряда проблем, имеются варианты перспективных решений. Они включают в себя следующие меры: технологическое обновление фондов, оптимизацию структуры генерирующих мощностей, оптимизацию режимов работы ТЭЦ, развитие чистых угольных технологий, атомной и возобновляемой энергетики.

Для достижения планируемых целевых индикаторов развития отрасли (табл. 1.1) [96], а также обеспечения потребности в электрической энергии и теплоте, согласно Стратегии [127] планируется масштабный ввод новых генерирующих мощностей. Парогазовые установки составят основу реструктуризации отрасли (рис. 1.3, рис. 1.4) [94]. Основным топливом для ПГУ является природный газ. Поскольку планируется увеличение данного типа установок в структуре генерации, потребление природного газа также возрастет. Вместе с тем, стратегия ориентирована на снижение доли использования природного газа на ТЭС и увеличение его экспорта [127]. Таким образом, актуальным становится вопрос эффективного использования топлива на ТЭС. Установленная мощность ПГУ. ГВт

Особенностью отечественной энергетики является высокая потребность потребителей в теплоте. По данным Системного оператора ЕЭС, установленная мощность энергетического оборудования по состоянию на 01.01.2015 г. составила 216,11 ГВт [99]. В России каждый год производится свыше 2 млрд Гкал тепла, при этом расходуется более 400 млн т условного топлива или 43 % всех первичных энергоресурсов.

По данным ИНП РАН [119] производство тепла в России осуществляется от теплоисточников различных типов (табл. 1.2). Анализируя структуру источников годового отпуска тепла видно, что одним из основных способов теплоснабжения в России является паротурбинная теплофикация от ТЭЦ, годовой отпуск тепла от которых составляет 31,9 %. При этом, суммарное количество ТЭЦ общего и промышленного назначения на территории РФ насчитывает более 485 шт. Таблица 1.2 - Производство тепла в России по видам теплоисточников [119] Производство тепла по видам теплоисточников млн. Гкал % Суммарный отпуск тепла 2020 100 «Централизованные источники теплоснабженияТЭЦ всего, в том числе:- ТЭЦ общего пользования- ТЭЦ производственныеКотельныеПрочие источники 1444 64451213271090 71.5 31.925.46.535.14.5 Децентрализованные источникитеплоснабженияКотельныеАвтономные источники 576 220 356 28.5 10.9 17.6 Согласно данным Федеральной службы по тарифам [5] отпуск теплоты по различным категориям потребителей за 2013 г. составил 2211771,2 тыс. Гкал.

Следует особо отменить большую значимость ТЭЦ в обеспечении теплом и электроэнергией крупных городов. Например, доля теплоэлектроцентралей в системе ОАО «Мосэнерго» в общем балансе мощностей составляет свыше 43 % теплоты, потребляемой в Московском регионе. В структуру ОАО «Мосэнерго» входят 15 электростанций Москвы и Подмосковья с установленной электрической мощностью 12,3 тыс. МВт и тепловой мощностью 40,4 тыс. Гкал/ч. За 2012 г. производство теплоты составило 68353 тыс. Гкал [98].

Алгоритм и методика расчета тепловых схем 111У утилизационного типа с ТНУ

На практике в таких случаях используются справочные табличные данные, так как существующие уравнения состояния достаточно сложны и их использование для расчетов связано с большими трудностями. В этой связи, после создания математических моделей будут разработаны алгоритмы, которые позволят решить рассматриваемые в данной работе задачи и определить зависимости выбранных критериев эффективности от параметров процессов.

Математическая модель ПГУ утилизационного типа с использованием теплонасосных установок представляет из себя «объект-заместитель» «объекта-оригинала», обеспечивающий изучение некоторых свойств оригинала. Замещение одного объекта другим с целью получения информации о важнейших свойствах объекта-оригинала с помощью «объекта-модели». Под математическим моделированием ПГУ утилизационного типа с ТНУ будем понимать процесс установления соответствия данному реальному объекту некоторого математического объекта, называемого математической моделью, и исследование этой модели, позволяющее получать характеристики рассматриваемого реального объекта. Вид математической модели ПГУ утилизационного типа с ТНУ зависит как от природы реального объекта (ТЭЦ), так и от задач исследования объекта, требуемой достоверности и точности решения этой задачи.

Математическая модель - «эквивалент» объекта, отражающий в математической форме важнейшие его свойства - законы, которым он подчиняется, связи, присущие составляющим его частям, и т.д. По [122] существует в триадах «модель-алгоритм-программа». Создав триаду «модель-алгоритм-программа», исследователь получает в руки универсальный, гибкий и недорогой инструмент, который вначале отлаживается, тестируется в пробных вычислительных экспериментах. После того, как адекватность (достаточное соответствие) триады исходному объекту установлена, с моделью проводятся разнообразные и подробные «опыты», дающие все требуемые качественные и количественные свойства и характеристики объекта.

Как известно, первым этапом математического моделирования ПГУ утилизационного типа с ТНУ является формализация процессов и факторов, влияющих на эффективность работы всей схемы. С этой целью используется набор переменных, чтобы представлять входы, выходы и внутренние состояния, а также множества уравнений и неравенств для описания их взаимодействия.

Объектом для разработки математической модели ПГУ утилизационного типа с использованием теплонасосных установок являются тепловые схемы, разработанные в разделах 3-4. Одним из важнейших элементов данных ПГУ является газотурбинная установка. Параметры и расход газов за газовой турбиной являются определяющими как для собственно профиля тепловой схемы ПГУ, так и для параметров потоков рабочих сред и их распределения в схеме. На режим работы ПГУ-ТЭЦ будет оказывать влияние график изменения тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха, а, соответственно, будет меняется режим работы конденсатора и ТНУ. Поэтому разработка математических моделей парогазовой установки должен начинаться с моделирования ГТУ, из которого определяются расход, параметры и состав ПСГТ на выходе газовой турбины. При этом необходимо учитывать, что работа ГТУ в составе ПГУ имеет свои особенности. В частности, одно из отличий характеристик ГТУ при работе ее в составе любой ПГУ по сравнению с автономной ГТУ заключается в увеличении аэродинамического сопротивления выхлопа турбины. В состав ГТУ входят компрессор, сжимающий атмосферный воздух, камера сгорания для сжигания топлива и собственно газовая турбина, где происходит процесс расширения продуктов сгорания топлива. Хотя эти элементы и составляют единое целое, расчет каждого из них представляет собой самостоятельную задачу. Также необходимо получить и проанализировать характеристики ГТУ путем расчета ее тепловой схемы в широком диапазоне изменения режимных параметров. Для расчета тепловых схем и проточных частей, выпускаемых ГТУ каждый завод-изготовитель газовых турбин, каждая фирма, используют собственные методики и программные продукты. Поэтому целесообразно при расчете схем ПГУ в целом использовать базы данных по газотурбинным установкам и их характеристики, представленные фирмами-изготовителями.

Вторым этапом математического моделирования ПГУ утилизационного типа с использованием теплонасосных установок является разработка алгоритма расчета.

Расчет рассматриваемых парогазовых установок отличается от традиционного расчета тепловых схем паросиловых установок. Поэтому для расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ предлагается использовать методику расчета, основанную на обобщенной схеме тепловых потоков, которая приведена на рис. 2.1. Эта схема разработана с целью описания и анализа тепловых потоков в схемах ПГУ-ТЭЦ различных типов. На основе принятых обозначений, даны оценки показателей отдельных элементов этой тепловой схемы.

Парогазовая установка с котлом-утилизатором (КУ) является наиболее распространенной парогазовой установкой в энергетике. Методика определения показателей тепловой экономичности для различных типов ПГУ в основном разработана ранее в Московском энергетическом институте [122]. Однако появление в разработанных схемах ПГУ с КУ некоторых новых элементов (ТНУ, дополнительные теплообменники и др.) и соответствующих тепловых потоков вызывает необходимость в корректировке и уточнении этой методики применительно к данным схемам.

Исследование источника низкопотенциальной теплоты для ТНУ на ПТУ-ТЭЦ

В то же время критическая температура аммиака - 133 С, бутана - 135 С, что делает данные хладагенты предпочтительными к использованию для обеспечения графиков тепловой нагрузки. Коэффициент преобразования для аммиака больше, чем для бутана для графика 120/70 С. Сверхкритический цикл на диоксиде углерода уступает циклам на бутане и аммиаке при обеспечении отпуска ГВС и отопительной нагрузке при температуре отпуска теплоты 86 С, но он может обеспечивать высокотемпературные графики отпуска теплоты с большей энергоэффективностью. К тому же на эффективность сверкритического цикла существенно влияет разность температур нагрева теплоносителя. При применении данного решения для нагрева подпитки сетевой воды, эффективность сверхкритического цикла существенно возрастает. Поэтому для того, чтобы сделать вывод от предпочтительности выбора того или иного хладагента необходимо принимать во внимание продолжительность определенного режима отпуска теплоты. Окончательный вывод об эффективности использования определенного типа хладагента должен следовать из технико-экономических расчетов системы. Удельные стоимости хладагентов

Помимо различия физических свойств, хладагенты варьируются по удельной стоимости. В настоящее время существует большое количество компаний, специализирующихся на продаже хладагентов и связанного с ними оборудования оптом и в розницу. На рис. 3.9 в качестве примера соотношения удельных стоимостей приведены данные компании ООО «ЯрХолод» и 000 «РББ-Холод» (данные по аммиаку отсутствуют) [56,58].

Из приведенных данных видно, что наименьшей стоимостью обладает хладагент R 22, поскольку он широко применяется в холодильной технике. Фреон R12 постепенно выводится из эксплуатации и является переходным, альтернативой ему служит R134A. Наиболее высокой стоимостью обладает смесевой хладагент R152.

Необходимо отметить, что стоимость заполнения ТНУ хладагентом будет определяться удельным объемом рабочего тела. При этом различные варианты хладагентов могут оказаться сопоставимы по стоимости ввиду того, что дорогие фреоны обладают сравнительно малым удельным объемом. В связи с этим приоритетным критерием выбора хладагента, помимо термодинамических свойств, должно быть соответствие требованию по экологической безопасности, поскольку фреоновые хладагенты, несмотря на свои благоприятные свойства, будут постепенно выводиться из обращения. Диоксид углерода далее не рассматривается по причине более высоких затрат на сжатие в сравнении с другими хладагентами.

Оценка эффективности применения различных хладагентов Выше были показаны предпосылки использования различных хладагентов в зависимости от необходимости обеспечения температурного графика потребителя и получаемого при этом коэффициента преобразования. Были проведены предварительные исследования влияния коэффициента преобразования на показатели экономичности энергоблока. В качестве модели была выбрана тепловая схема ПГУ-110Т для условий Сибири (климатически неблагоприятного района с точки зрения требуемой тепловой нагрузки в течение года). Для ПГУ-ТЭЦ с ТНУ определено влияние типа хладагента на изменение коэффициента преобразования, удельного расхода и КПД по отпуску электроэнергии. Расчеты проведены для характерных температурных точек теплового графика.

На рис. 3.7-3.8 приведены расчетные показатели схемы для температуры +15 С. В данном режиме прирост КПД нетто сопоставим для ТНУ на аммиаке, бутане, R152A, R12 и пропане. Показано, что наименьший прирост расхода топлива - для ТНУ на R152A, наибольший - для ТНУ на пропане. Температура окружающей среды +15 С

Прирост КПД по отпуску электроэнергии для ПГУ-1 ЮТ в зависимости от типа хладагента На рис. 3.9 - 3.10 приведены расчетные показатели схемы для среднегодовой температуры +1,7 С. В данном режиме прирост КПД нетто сопоставим для ТНУ на аммиаке, бутане, R152A, R12 и пропане. Показано, что наименьший прирост расхода топлива - для ТНУ на R152A, наибольший - для ТНУ на пропане. Температура окружающей среды +1,7 С Прирост КПД по отпуску электроэнергии для ПГУ-1 ЮТ в зависимости от типа хладагента На рис. 3.11-3.12 приведены расчетные показатели схемы для температуры, соответствующей средней отопительной по региону, -8,4 С. В данном режиме прирост КПД нетто сопоставим для ТНУ на аммиаке, бутане, R152A, R12, показано, что наименьший прирост расхода топлива - для ТНУ на R152A, наибольший - для ТНУ на R134A. Температура окружающей среды -8,4 С от типа хладагента Также было проведено исследование при температуре наиболее холодной пятидневки (-37 С). Наибольший прирост КПД электрического по отпуску и коэффициента преобразования соответствует ТНУ на аммиаке и бутане. Вывод по исследованию выбора типа хладагента Таким образом, для поставленной задачи поиска хладагента для ТНУ, работающей параллельно теплофикационной установке, наиболее перспективными являются природные хладагенты: аммиак, бутан, изобутан.

Предварительные расчеты схем с ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ, проведенные в п.п. 3.1 позволили выбрать конфигурацию и необходимые исходные данные для исследования комплексной модели ПГУ-110Т совместно с теплонасосными установками. Автором диссертации разработаны расчетные схемы и проведены соответствующие исследования с целью определения технико-экономических показателей. Рассчитанные показатели необходимы для дальнейшей финансово-экономической оценки эффективности схем.

При моделировании принят ряд граничных условий. Рассматриваются моноблочные ПГУ теплофикационного типа на базе ГТУ производства General Electric 6111 FA. ТНУ подключена к трубопроводам циркуляционной воды конденсатора паровой турбины. Приняты допущения, что ПГУ-ТЭЦ двухконтурная, система подогрева сетевой воды теплофикационной воды состоит из двух сетевых подогревателей. Назначение ТНУ - производство теплоты параллельно теплофикационной установке ПГУ-ТЭЦ. Рабочее вещество ТНУ - бутан, принят ввиду благоприятных термодинамических и экологических свойств. Расчеты проведены для различных климатических регионов Российской Федерации: «Центр», «Урал» и «Юг». Основные исходные данные для исследуемых объектов приведены в табл. 3.6. В расчетах учитывался график теплового потребителя 150/70 С, однако ввиду особенностей исследования, а также рабочих условий хладагентов ТНУ, была принята температура срезки 110 С для трех регионов ввиду необходимости приведения систем в условия, пригодные для сравнения. Предполагается, что дальнейший нагрев сетевой воды до 150 С осуществляется на пиковых водогрейных котлах. Климатические и прочие условия приняты по соответствующим СНИПам[107, ПО].

Важным условием в расчетах является то, что энергоблок работает по тепловому графику потребителя. При этом электрическая нагрузка рассчитана исходя из данного условия. Таким образом, в масштабах крупной энергосистемы блок обеспечивает часть электроэнергии от общего объема оптового рынка. Выработка электроэнергии в данном случае не является максимально возможной от энергоблока. Такое граничное условие необходимо при рассмотрении эффективности энергоблока с использованием критерия суммарного расхода топлива по системе. Это означает, что при сравнении расчетных схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ и схем без ТНУ применяется принцип выравнивания по теплоте и электрической энергии. Суммарный расход топлива по системе, таким образом, складывается из суммы расходов топлива: на энергоблок, на обеспечение графика тепловой нагрузки и на «довыработку» электрической энергии. На рис. 3.13 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

Исследование схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с газопоршневым и газотурбинным приводом

Разделы 1-4 настоящей диссертационной работы отражают преимущественно техническую сторону вопроса. Автором диссертационной работы проведено финансово-экономическое исследование эффективности схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.

Цель настоящего раздела - предоставление информации об объекте исследования (ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ) как о возможном инвестиционном проекте (ИП) (его финансовой состоятельности, показателях коммерческой эффективности инвестиций, объемах общих инвестиционных и производственных издержек), достаточной для обоснования целесообразности участия в его реализации [62].

Исходной технической информацией для финансово-экономического расчета являются результаты исследований, проведенных в разделе 3. Было установлено, что коэффициент преобразования представляет собой ключевой фактор, характеризующий эффективность ТНУ. Коэффициент преобразования показывает, какое количество теплоты способна произвести ТНУ на единицу электрической мощности. Следовательно, он связан с окупаемостью ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ. На рис. 5.1 приведен алгоритм расчета комплексной модели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ с учетом финансово-экономических показателей, разработанный автором диссертационной работы. Как видно, основными критериями оценки являются чистый дисконтированный доход, индекс прибыльности и внутренняя норма доходности. Вспомогательным критерием является срок окупаемости ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ. В случае несоответствия критериев необходимым, расчетный цикл возвращается на этап итеративных расчетов ПГУ-ТЭЦ и ТНУ. В этой связи коэффициент преобразования является варьируемой величиной.

Необходимо отметить, что финансово-экономический анализ проведен для ТНУ как части ПГУ-ТЭЦ. Как известно, парогазовые станции характерны сравнительно низкими капиталовложениями при строительстве. В случае совместного финансово-экономического расчета роль ТНУ в окупаемости проекта будет нивелирована. Таким образом связь ТНУ и ПГУ-ТЭЦ как единого комплекса при финансово-экономическом исследовании осуществляется через коэффициент преобразования, связанный с тарифами на тепловую и электрическую энергию, электрическую мощность.

Алгоритм оптимизации технологии ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ В рамках данного исследования расчеты производились на основании доходного подхода, основанного на предпосылке, что эффективность любого проекта зависит от величины ожидаемой чистой прибыли. В соответствии с этим подходом, при расчетах применялся следующий метод: делался прогноз денежных потоков по проекту на экономически целесообразный период времени, а затем рассчитывались и суммировались текущие стоимости всех будущих денежных потоков, с использованием ставки дисконтирования, отражающий риск, который сопровождает капиталовложения в данный проект.

В основу оценки эффективности положены следующие основные принципы: рассмотрение проекта на протяжении всего жизненного периода (от подготовительных работ по проекту сооружения до истечения срока эксплуатации станции); моделирование денежных потоков (денежные поступления и расходы по различным статьям за рассматриваемый период); учет фактора времени (этапы реализации проекта, изменение различных параметров работы станции с течением времени, изменение теплоты станции в зависимости от температуры наружного воздуха); учет только предстоящих затрат и поступлений (связанных только с осуществлением проекта); учет влияния инфляции. Эффективность инвестиций определяется следующими интегральными показателями: чистый дисконтированный доход, внутренняя норма рентабельности, индекс прибыльности. Расчетные формулы данных показателей приведены в разделе 2 в формулах 2.67-2.71 диссертационной работы.

Финансово-экономические расчеты выполнены в соответствии с нормативно-методическими документами [51,75]. Финансово-экономические расчеты выполнены с использованием сертифицированной компьютерной программы «Project Expert 7.21», разработанной фирмой «ПРО-Инвест-ИТ», которая отображает процессы функционирования предприятия в рыночных условиях в соответствии с международными требованиями и учитывает специфику российской системы налогообложения, обеспечивает формирование финансовых документов в соответствии с международными стандартами бухгалтерского учета GAAP/IAS (General Electric accepted accounting principles/ International accounting standards). Данная компьютерная программная система реализует утвержденные «Рекомендации ...» [75]. Программа предназначена для создания и анализа финансовой модели нового, еще не созданного или действующего предприятия независимо от его отраслевой принадлежности и масштаба и позволяет на основе укрупненных показателей и прогнозных экономических оценок определить величину простого и дисконтированного срока окупаемости (возврата капитала) и другие основные показатели эффективности.

При присоединении дополнительного объекта к сети станции, являющейся участником ОРЭМ, собственные нужды станции увеличатся. С учетом того, что потребление ТЭЦ будет превышать норматив по СН, необходимо будет покупать мощность на ОРЭМ в количестве, равном превышению норматива. Цена покупной мощности рассчитывается с учетом покупки мощности со всех секторов рынка: ДПМ, БР, КОМ и различных коэффициентов. Для расчета укрупненных показателей применяем цену КОМ 2013 г. для соответствующих ценовых зон.

Электроэнергию, покупаемую на собственные нужды, будем учитывать по цене средней цене РСВ в соответствующей ЗСП (см. рис. 5.3). Тариф на отпускаемую тепловую энергию приведен на рис. 5.4.