Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Олейникова Евгения Николаевна

• Олейникова Евгения Николаевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Олейникова Евгения Николаевна

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

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

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

1.2. Предпосылки использования теплонасосных установок на ПГУ-

ТЭЦ

1.3. Современное состояние теплонасосной технологии теплоснабжения

1.3.1. Мировой опыт применения крупных тепловых насосов

1.3.2. Состояние теплонасосной техники в России

1.4. Постановка задачи и цели исследования

2 Методологические основы расчета и выбора схем ПГУ с котлами-утилизаторами

и ТНУ

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

2.2. Разработка математических моделей ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа

с ТНУ

2.3. Схема тепловых потоков ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа с ТНУ

2.4. Алгоритм и методика расчета тепловых схем ПГУ утилизационного типа

с ТНУ

2.4.1. Основные этапы расчета тепловых утилизационных схем ПГУ с ТНУ

2.4.2. Расчет энергетических показателей

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

2.5. Особенности оценки эффективности систем комбинированного теплоснабжения

2.6. Критерии сравнения эффективности тепловых схем

2.7. Описание программных средств для расчетов

2.8. Выводы по разделу

3 Расчетное исследование тепловых схем ПГУ с ТНУ

3.1. Определение структуры расчетной модели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ

3.1.1. Исследование источника низкопотенциальной теплоты для ТНУ на 111 У-

ТЭЦ

3.1.2. Сравнение различных вариантов тепловых схем ПГУ с КУ и ТНУ

3.1.3. Исследование влияние типа хладагента на показатели тепловой экономичности

3.2 Расчетные исследования модели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ

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

«Юг»

3.3. Выводы по разделу

4 Оптимизация схемных решений 111 У-ТЭЦ с ТНУ

4.1. Способы оптимизации схемных решений по использованию ТНУ на 11 У-

ТЭЦ

4.2. Совершенствование показателей эффективности 11 У-ТЭЦ с электроприводной ТНУ

4.3. Исследование схемных решений 11 У-ТЭЦ с ТНУ

с газопоршневым и газотурбинным приводом

4.4. Исследование возможности применения ТНУ в схеме 11 У-ТЭЦ для расширения регулировочного диапазона энергоблока

4.5. Выводы по разделу

5. Финансово-экономический анализ схемных решений 11 У-ТЭЦ с

ТНУ

5.1. Исходные данные финансово-экономического анализа ТНУ на 11 У-

ТЭЦ

5.2. Исходная информация для проекта

5.3. Календарный график работ по реконструкции ТЭЦ с использованием

ТНУ

5.4. Производственный план

5.5. Инвестиции в строительство

5.6. Ежегодные затраты на производство продукции

5.7. Расчет экономической эффективности проектов

5.8 Анализ чувствительности

5.8. Выводы по разделу

ВЫВОДЫ ГО ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЕ

ШИСОК ИСГОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ГОИЛОЖЕНИЕ А

ГОИЛОЖЕНИЕ Б

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ В настоящей диссертационной работе приняты следующие обозначения и

сокращения:

АБТН - абсорбционный тепловой насос

БР - балансирующий рынок

ВНД - внутренняя норма доходности

ГВС - горячее водоснабжение

ГПК - газовый подогреватель конденсата

ГТ - газовая турбина

ГТУ - газотурбинная установка

ГТУ-ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль

ГФУ - гидрофторуглероды

ГХФУ - гидрохлорфторуглероды

Д - деаэратор питательной воды

ДК - дожимной топливный компрессор

И - испаритель пара

ИНД (ИВД) - испаритель низкого (высокого) давления

ИНТ - источник низкопотенциальной теплоты

ИВТ - источник высокопотенциальной теплоты

ИП - индекс прибыльности

К - компрессор

ВК - воздушный компрессор

КВОУ - комплексная воздухоочистительное и шумоподавляющее

устройство

КИТТ - коэффициент использования теплоты топлива

КПД - коэффициент полезного действия

КС - камера сжигания ГТУ

КУ - котел-утилизатор

КН - конденсатный насос

НР - насос рециркуляции

ОРЭМ - оптовый рынок электроэнергии и мощности

ПВК - пиковый водогрейный котел

ПЕ - перегреватель пара

ППГ - пункт подготовки газа

ПСГТ - подогреватель сетевой горизонтального типа

ПТ - паровая турбина

ПТН - парокомпрессионный тепловой насос

ПТНУ - парокомпрессионная теплонасосная установка

РД - регулируемые договоры

РСВ - рынок «на сутки вперед»

СН - насос сетевой воды

СП - сетевой подогреватель

ТГК - территориальная генерирующая компания

ТН - тепловой насос

ТНУ - теплонасосная установка

ТЭС - тепловая электрическая станция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ХФУ - хлорфторуглероды

ЦН - насос контура циркуляции оборотного водоснабжения

ЧДД - чистый дисконтированный доход

ЭГ - электрогенератор

ЭК - экономайзер подогрева воды

ЭНД (ЭВД) - экономайзер низкого (высокого) давления

ISO - Международная организация стандартов

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ»

Актуальность работы

Тепловые электрические станции (ТЭС) - 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 % от 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 характерны наличием ряда низкопотенциальных источников теплоты, которые можно утилизировать и полезно использовать для различных нужд: дополнительного отпуска теплоты, собственных нужд станции (потребности в горячей воде и холоде). Кроме того, в отличие от паросиловых теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), на 111У-ТЭЦ применение тепловых насосов имеет дополнительную возможность отпуска теплоты.

1ри замене паросиловой генерации на парогазовую эквивалентной электрической мощности возникает необходимость обеспечения теплового графика потребителя. Например, паросиловой блок с турбиной Т-250/300-240 позволяет вырабатывать 330 Гкал/ч тепловой энергии, а блок ИУ-400 -180...280 Ткал/ч. Традиционным вариантом увеличения выработки теплоты является установка дополнительных пиковых котлов для обеспечения сезонного либо пикового спроса на тепловую энергию, что приведет к снижению экономичности и увеличению расхода топлива на электростанции. Таким образом, применение теплонасосных установок (ТНУ) является альтернативным вариантом обеспечения требуемой тепловой нагрузки для потребителя.

Цель работы

Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ИУ-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 комплексную 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

1. 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.

2. Создана комплексная математическая модель ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. Определены и проанализированы показатели тепловой экономичности для ПГУ 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 низкопотенциальной теплоты, вида хладагента, схемы включения. Для реализации цели исследования выбрана схема ПГУ-ТЭЦ с парокомпрессионной электроприводной ТНУ на природном хладагенте (бутан). Источник

низкопотенциальной теплоты - циркуляционная вода конденсатора паровой турбины.

3. Впервые разработаны способы оптимизации схемных решений ИУ-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 ИУ-ТЭЦ. 1редложено использование ИУ-ТЭЦ с ТНУ для прохождения провалов потребления электроэнергии для увеличения отпуска теплоты от ТНУ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности.

4. 1роведен расчет экономической эффективности схемных решений ИУ-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

1. Шлученные в диссертационной работе результаты могут быть использованы проектными и научно-исследовательскими организациями при разработке новых схемных решений и схем техперевооружения существующих ТЭЦ с применением теплонасосной технологии.

2. Разработанная математическая модель 11 У-ТЭЦ используется для проведения научно-исследовательских работ, проводимых на кафедре ТЭС Ф1БОУ ВО «НИУ «МЭИ».

3. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций Ф1БОУ ВО «НИУ «МЭИ».

Апробация работы и публикации

Результаты работы докладывались на XVIII международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2012 г., Ф1БОУ 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 «МЭИ» (16 декабря 2014 г., г. Москва), заседании кафедры ТЭС «МЭИ» (8 июня 2015 г., г. Москва).

Результаты диссертационной работы использованы в Отчете о научно-исследовательской работе по гранту «Разработка схем энергогенерирующих установок комбинированного производства электроэнергии и теплоты для модульных теплофикационных ПГУ 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-промышленного образца энергогенерирующей установки на базе ТНУ для ПГУ» (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.

1 Анализ технических решений по созданию ПГУ-ТЭЦ с котлами-

утилизаторами и ТНУ

1.1. Состояние российской энергетики и актуальность использования ТНУ в

тепловых схемах ПГУ-ТЭЦ

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).

ГТУ, ПГУ; 10,3%

Рисунок 1.1 - Структура установленной мощности в электроэнергетике России [63]

В современной структуре потребления органического топлива доля природного газа по России составляет 70 %, угля - 28 %, мазута - 2 % [94], к 2030 г. она изменится незначительно (рис. 1.2).

13,1%

- включая прочие видытоплива

Рисунок 1.2 - Структура топливообеспечения в энергетике

В настоящее время уже проанализированы первые результаты реализации Энергетической стратегии до 2030 г. 1олученные 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 1роекту стратегии [128], в отрасли имеется ряд проблем долгосрочного характера:

1) высокий износ основных производственных фондов (свыше 30 лет проработали: почти 60 % оборудования ТЭС, 80 % - ЮС, 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 К1Д 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.

Рисунок 1.3 - Темпы ввода НУ

Рисунок 1.4 - Оценка темпов вводов НУ по годам

Таблица 1.1 - Целевые показатели энергоэффективности согласно Энергетической стратегии [96, 127]

Индикаторы/направления 1 этап 2010-2015 гг. 2 этап 2016-2020 гг. 3 этап 2021-2030 гг.

1. Наилучший

достигнутый

термический КЦД, %: - ТЭС на газе (ШУ) 57 60 68

- ТЭС на твердом 44 53 60

топливе

- АЭС 32 34 36

2. Средний

эксплуатационный

удельный расход топлива на ТЭС, гут/ кВтч (% к до 315 (94 %) до 300 (90 %) до 270 (81 %)

уровню 2005 г.)

3. Штери в электрических сетях, % не более 12 не более 10 не более 8

4. 1отери в тепловых

сетях, % до 12 до 10 до 8

В рамках мероприятий по повышению энергетической эффективности ТЭС, по данным АПБЭ [94], планируется реализовать ряд пилотных проектов, в том числе:

1) для ТЭС на природном газе:

• разработка и освоение отечественных ГТУ мощностью 270-340 МВт для конденсационных ПГУ мощностью 420-600 МВт на их основе с КПД 60 %;

• разработка и освоение модульных одновальных ИГУ-ТЭЦ мощностью 65-100170 МВт и удельной выработкой на тепловом потреблении 1200-1500 кВт ч/Гкал, коэффициентом использования теплоты топлива (КИТТ) 85-86 %;

• разработка и освоение тепловых насосов и типовых технических решений по использованию возобновляемых источников низкопотенциального тепла с коэффициентом преобразования 4-5 в системах теплоснабжения;

2) для ТЭС на угольном топливе:

• энергоблоки мощностью 400 МВт, 660 МВт на суперсверхкритические параметры пара для нового строительства и модернизации устаревших угольных энергоблоков сверхкритического давления;

• технологии внутрицикловой газификации угля и ПГУ на синтез-газе мощностью 220 МВт, 450 МВт с КПД 50 %;

• технологии и оборудование сжигания топлива в циркулирующем кипящем слое для энергоблоков мощностью 460 МВт.

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 млн. Гкал %

теплоисточников

Суммарный отпуск тепла 2020 100

«Централизованные источники

теплоснабжения 1444 71.5

ТЭЦ всего, 644 31.9

в том числе:

- ТЭЦ общего пользования 512 25.4

- ТЭЦ производственные 132 6.5

Котельные 710 35.1

Прочие источники 90 4.5

Децентрализованные источники 576 28.5

теплоснабжения 220 10.9

Котельные 356 17.6

Автономные источники

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].

1.2. Предпосылки использования теплонасосных установок на ПГУ-ТЭЦ

Применение тепловых насосов на ПГУ-ТЭС является перспективной мерой энергосбережения. На рис. 1.5 приведена типовая зависимость соотношения тепловой и электрической нагрузок территориальной генерирующей компании (ТГК) [37]. Зависимость иллюстрирует соотношение потребления тепловой нагрузки по месяцам в году к потреблению электрической энергии. Из приведенных данных видно, что тепловая нагрузка в течение года значительно

превалирует над электрической, соотношение мощностей за отопительный период изменяется от 1,2 до 3 раз.

*Отношение электрической (тепловой) мощности за месяц в году к максимальному значению в течение года

Рисунок 1.5 - Типовое соотношение теплоты и электрической энергии крупной энергосистемы в течение года

Сложившуюся закономерность по энергетическим потребностям стоит учитывать при модернизации существующих ТЭЦ по парогазовой технологии. Например, паросиловой блок с турбиной Т-250/300-240 позволяет вырабатывать 330 МВт теплоты, а блок ПГУ-400 - 180...280 Гкал/ч. Основным способом увеличения теплоты является установка дополнительных пиковых котлов для обеспечения сезонного либо пикового спроса на тепловую энергию, что приводит к снижению экономичности и увеличению расхода топлива. Другим вариантом может служить установка более мощного парогазового энергоблока с сохранением существующей тепловой нагрузки, однако, в этом случае потребуется значительно больше капитальных затрат и реконструкция с расширением всего электросетевого хозяйства. Таким образом, требуется выбор оптимальных решений для обеспечения потребности в теплоте для ТГК при вводе мощностей на базе ПГУ ТЭС. Необходимо отметить, что установка ТНУ на ПГУ-ТЭЦ не является альтернативой пиковым водогрейным котлам, поскольку они способны обеспечивать температурный график потребителя в определенном диапазоне, обеспечение которого невозможно только от отборов турбины. Согласно проведенным автором диссертации исследованиям (подраздел 3.1.3)

автором диссертации, температура прямой сетевой воды, отпускаемая от конденсатора парокомпрессионной ТНУ не может превышать120 °С.

В прошлом повышение эффективности использования топлива обеспечивалось в том числе и за счет интенсивного развития теплофикации на базе паротурбинных ТЭЦ, с одновременным повышением рабочих параметров пара, что приводило к последовательному снижению расхода топлива - главной составляющей в себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии, а, следовательно, и тарифов на данные виды энергетической продукции [45,122]. Использование энергосберегающих технологий на основе ТНУ является одним из способов минимизации топливных издержек [37].

Повышение эффективности использования топлива имеет также экологический эффект, так как снижаются удельные выбросы загрязняющих веществ на единицу произведенной электрической мощности. По мнению ряда авторов, использование ПГУ-ТЭЦ в энергетике позволит повысить эффективность использования топлива в годовом разрезе [59,109]. Использование ПГУ-ТЭЦ с ТНУ ориентировано на увеличение отпуска теплоты для потребителя с низкими топливными издержками и электроэнергии с высоким электрическим КПД [66]. Это позволит снизить себестоимость комбинированного производства теплоты и электроэнергии.

Важным преимуществом парогазовых технологий также является их значительно меньшая капиталоемкость в сравнении с традиционными паросиловыми установками [50, 47].

Другим перспективным назначением ТНУ, помимо задачи обеспечения графика теплового потребителя, является расширение регулировочного диапазона энергообъекта. На рис. 1.6 приведен примерный график энергопотребления. Особенностью комбинированного производства тепловой и электрической энергии является сдвиг пиков их выработки в течение суток. Применение ТНУ также целесообразно для увеличения выработки теплоты от ПГУ-ТЭЦ во время ночного провала потребления электрической энергии. При этом может быть использована электроэнергия для привода ТНУ, цена которой ниже, чем в пиковые часы.

Рисунок 1.6 - Примерный график энергопотребления [122]

Ряд отмеченных перспективных способов применения технологии на ПГУ-ТЭЦ свидетельствует о наличии ряда требований к ТНУ. С целью комплексного подхода к достижению цели исследования и оптимизации схемных решений ПГУ-ТЭЦ с ТНУ, по мнению автора диссертационной работы, необходим многофакторный анализ условий применения технологии для снижения топливных издержек энергообъекта. При решении задачи обеспечения графика теплового потребителя, требуется использование такой ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ, которая обеспечит необходимую производительность и эффективность.

Тепловой насос - это устройство, предназначенное для преобразования низкопотенциальной теплоты и ее использования для подогрева вторичного теплоносителя. Классификация тепловых насосов приведена на рис. 1.7.

Основными типами ТНУ, используемыми в промышленных целях, являются парокомпрессионные и сорбционные ТНУ. Сравнение указанных типов приведено в табл. 1.3 [101]. Для обеспечения значительных объемов отпуска теплоты от ТНУ автором диссертационной работы был выбран тип теплового насоса с возможностью получения высокого коэффициента преобразования и высокой производительности.

Таблица 1.3 - Сравнение парокомпрессионных и абсорбционных ТНУ

Качество Парокомпрессионные Сорбционные

Абсорбционные Адсорбционные

Достоинства 1.Высокая Возможность По сравнению с

эффективность, самая использовать для абсорбционными

высокая среди своей работы не является возможность

современных только их использования в

тепловых насосов. электричество, но и любой источник широком диапазоне температуры,

2.Соотношение тепла достаточной нечувствительность к

подведенной извне и температуры и силе тяжести.

перекачанной энергии мощности,

может достигать 1:7. возможность создания конструкций, не содержащих движущихся деталей.

Недостатки 1. Наличие Весьма низкая Невысокая

компрессора, эффективность, эффективность,

потербляющего также сложность адсорбционных

электроэнергию и конструкции тепловых насосов,

неизбежно самого агрегата и периодичность их

создающего шум, довольно высокая работы. Низкая

подверженного износу, коррозионная теплопроводность

2.Необходимость нагрузка от пористого материала

использования рабочего тела. замедляет процесс

специального нестационарного

хладагента и нагрева/охлаждения,

соблюдение увеличивает время

абсолютной цикла, уменьшает

герметичности на всем коэффициент

его рабочем пути. преобразования теплового насоса.

Принцип действия парокомпрессионной ТНУ заключается в следующем: в испарителе ТНУ происходит отвод теплоты от источника низкого потенциала, по замкнутому контуру ТНУ циркулирует хладагент, при прохождении через испаритель ТНУ хладагент кипит и испаряется, его пары направляются в компрессор, где происходит их сжатие, в конденсаторе хладагент охлаждается, передавая теплоту теплоносителю в конденсаторе ТНУ.

По принципу ДЕЙСТВИЯ (пар око мпр е с спонны е сорбцпонные)

По назначению

О

\

и

Тепловые насосы

По ИСТОЧНИКУ ншкоп схении ал ьной теплоты

(возду!,тепловые сбросы, водаптд)

1

По комбинации тепл вносите л ей-ШП и нагреваемой среды

и

По типу привода компрессора (электродвигатель, двигатель внутреннего сгорания, турбина)

О По впду потребляв мой энергии

(электрическая, тепловая, утилиз апия сбросной теплоты)

Рисунок 1.7 - Классификация тепловых насосов

Охладившись, хладагент переходит в жидкое состояние, направляется на дросселирующее устройство, цикл повторяется, пока работает компрессор. В качестве привода может использоваться электродвигатель, газовая турбина, газопоршневой или дизельный двигатели. На рис. 1.8 приведена принципиальная схема парокомпрессионной ТНУ.

Рисунок 1.8 - Принципиальная схема парокомпрессионной ТНУ

1.3. Современное состояние теплонасосной технологии теплоснабжения

При подготовке обзора развития теплонасосных технологий был рассмотрен ряд источников, начиная с 1980 г. [6,7,19,22,23,28,31,40-44,54,80-82,84-87,103,106,113,114,126,130,132-134,136-140,142-143]. В России тема применения ТНУ для промышленного использования получила развитие начиная с 1990 г. Обширная часть работ посвящена внедрению ТНУ на объектах энергетики и промышленности. Например, в работе Проценко В.П. [79] использование ТНУ в системах теплоснабжения рассматривается как способ оптимизации топливно-энергетических балансов регионов. Применение ТНУ создает предпосылки к появлению возможности выбора оптимального варианта теплоснабжения в условиях, когда в регионе есть электроэнергия, но существует дефицит топлива, или есть топливо, но имеется дефицит электроэнергии. Появляется возможность увеличения теплопроизводительности существующих систем теплоснабжения ТЭЦ за счет снижения температуры воды в обратных линиях систем теплоснабжения.

В статье Николаева Ю.Е., Бакшеева А.Ю. [55] рассматривается применение теплонасосных станций в системах теплоснабжения с использованием в качестве низкопотенциального источника теплоты обратной сетевой воды. Технико-экономические расчеты свидетельствую о достижении коэффициента преобразования ТНУ 5,5-8,31, при этом срок окупаемости составляет 4,3-6,5 лет.

В исследовании Богдановича М.Л. [14] освещен вопрос использования компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ. В результате показано, что при работе ТЭЦ изолированно от водогрейной котельной системная экономия топлива прямо пропорционально коэффициенту преобразования энергии ТНУ и обратно пропорциональна удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении ТЭЦ. При работе ТЭЦ параллельно с водогрейной котельной системная экономия топлива прямо пропорциональна коэффициенту преобразования энергии независимо удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении ТЭЦ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Олейникова Евгения Николаевна, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Аракелян Э.К., Кудрявцев В.В., Цанев. С.В. Энергетические показатели парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами // Вестник МЭИ. - 1996. - № 1. - С. 23-28.

2. Албул А. В. Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок: диссертация ... кандидата технических наук: 05.14.04 / Албул Андрей Велининович; [Место защиты: Иван. гос. энергет. ун-т им. В.И. Ленина]. - Москва. - 2013. - 179 с.

3. Александров А.А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок. - М.: Издательство МЭИ.- 2004.

4. Аль - Алавин Айман Абдель-Карим. Совместная работа тепловых насосов с парогазовой установкой и оценка их эффективности. Автореф. Дисс. На соиск. Уч. Ст. канд. Тех. Наук. - СПб. - 2007. -19 с.

5. Анализ режимов работы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Материалы VII региональной научно-технической конференции (с международным участием) «Энергия - 2012». Т.1. Иваново ИГЭУ. - 2012 г.- С. 9-12.

6. Анализ эффективности использования парокомпрессионных теплонасосных установок в теплофикационных системах / А.С. Седлов, В.П. Проценко, Н.А. Зройчиков, Д.В. Буяков, И.В. Галас, Д.Н. Филиппов, А.А. Комов // Энергосбережение и водоподготовка. - 2005. - № 2. - С. 25-29.

7. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. - М.: Высшая школа. - 1989.

8. Андрющенко А.И Сравнительная эффективность применения тепловых насосов для «централизованного теплоснабжения // Промышленная энергетика. - 1997. - №. 6. - С. 2-4.

9. Андрющенко А.И., Новиков Д.В. Эффективность применения тепловых насосов на ГТУ-ТЭЦ // Проблемы энергетики. - 2004. - № 11-12. - С. 17-25.

10. Андрющенко А.И. О показателях эффективности эксплуатации промышленных паротурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика. - 2002. - №2. - С. 2-5.

11. Андрюшенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок. - М.: Высш. школа, - 1985.

12. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д.П. Бузина. - 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат. - 1986. - 272 с.: ил.

13. Богданов А. Температура обратной сетевой воды - показатель здоровья теплоэнергетики города / Энергетика и промышленность России. [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.eprussia.rU/teploenergetika/07/110.htm.

14. Богданович М.Л. Использование компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе / М.Л. Богданович // Новости теплоснабжения. - 2009. - №3. - С. 25-29

15. Боровков В.М., Аль Алавин А.А. Эксергетический анализ работы ТЭЦ совместно с тепловым насосом// Проблемы энергетики. - 2006. - №7-8. - С. 12-21.

16. Боровков В.М., Аль Алавин А.А. Энергосберегающие теплонасосные системы теплоснабжения / В.М. Боровков, А.А. Аль Алавин // Проблемы энергетики. - 2007. - № 1-2. - С. 42-46.

17. Бродянский В.М. Эксергетический метод и его приложения. - М.: Энергоатомиздат. - 1988.

18. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. М.: Энергия. -1973.

19. Везиришвили О.Ш. Безразмерные характеристики парокомпрессионных теплонасосных установок // Холодильная техника. - 1986. - № 6.

20. Виборнов Д. В., Монах С. I. Исследование термодинамического цикла работы парокомпрессионного теплового насоса, использующего теплоту шахтной воды / Вестник Донбасской национальной академии строительства и архитектуры- 2013. - №. 5. - С. 60-67.

21. Влияние температуры наружного воздуха на термодинамическую эффективность ПГУ с установкой для одновременной генерации тепла и холода (статья) / Новое в российской электроэнергетике (Энерго-пресс) № 10 // Клименко А.В., Агабабов В.С., Байдакова Ю.О., Байдакова Н.О., Олейникова Е.Н., Тидеман П.А. - 2013. - С. 5-19

22. Горшков В. Г. Тепловые насосы аналитический обзор // Справочник промышленного оборудования. - 2004. - №.2. - С. 47-80.

23. Гуреев В.М. Автономный энергокомплекс на базе двигателя внутреннего сгорания и теплового насоса: экспериментальное исследование// Холодильная техника. - 2010. - № 7. - С.38-42.

24. Девянин А.В. Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок: 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и

агрегаты : автореферат диссертации кандидата технических наук / А. В. Девянин, Моск. энерг. ин-т (МЭИ ТУ) . - 2009 . - 20 с.

25. Девянин Д.Н., Пищиков С.И., Соколов Ю.Н. Разработка и испытание на ТЭЦ-28 ОАО «Мосэнерго» лабораторного стенда по апробации схем использования ТНУ в энергетике // «Новости теплоснабжения». - 2000. - № 1. - С. 33-36.

26. Девянин Д.Н., Соколов Ю.Н. Разработка и испытание на ТЭЦ-28 лабораторного стенда НТ-410 по апробации технологических и тепловых схем использования теплонасосных установок в энергетике // Сб. докладов РАО «ЕЭС России». М.. - 2000.

27. Дудолин А.А. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа: 05.14.01 -Энергетические системы и комплексы : Диссертация кандидата технических наук / А. А. Дудолин, Моск. энерг. ин-т (МЭИ ТУ) . - 2004 . - 190 с.

28. Елисеев Ю.С., Беляев В.В., Косой А.С., Соколов Ю.Н. Проблемы создания высокоэффективной парокомпрессионной установки нового поколения / Препринт ФГУП «ММПП «Салют». - 2005. - Май.

29. 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.

30. Жарков С.В. К вопросу о разделении затрат на ТЭЦ // Энергия: экономика, техника, экология. - 2010. - № 1. - С. 24-28.

31. Журавлев А. А. и др. Технико-экономическая эффективность использования тепловых насосов на ТЭЦ //Проблемы региональной энергетики. - 2007. - №. 1.

32. Исследование влияния климатических особенностей регионов на показатели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Тезисы докладов XX международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4. М.Издательский дом МЭИ. - 2014. - С.133.

33. Использование ТНУ на ПГУ с котлами-утилизаторами в теплофикационных режимах / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Тезисы докладов XIX международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» .- 2013 г.- С. 140.

34. Исследование особенностей работы ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ при покрытии графика тепловой нагрузки / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Сборник тезисов докладов

конференции с международным участием «VIII Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике», Екатеринбург УрФУ. - 2013 г. - C.37.

35. Исследование парокомпрессионной ТНУ на различных хладагентах в составе ПГУ-ТЭЦ / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Материалы международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии», Иваново. - 2013 г. - С. 203-204.

36. Исследование показателей работы ПГУ-ТЭЦ с котлом-утилизатором и ТНУ на различных хладагентах / Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Материалы всероссийской научно-практической конференции «Энергосбережение в промышленности». Издательство Чувашского университета. - 2012. - C. 74-76.

37. Исследование теплонасосных установок в схемах ПГУ/ Буров В.Д, Дудолин А.А, Седлов АС. // Энергосбережение и водоподготовка №3. - 2012. - С. 19-23.

38. Исследование влияния типа хладагента ТНУ при использовании на ТЭС / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н.// Материалы VII Научно-практической конференции «Повышение эффективности энергетического оборудования». Санкт-Петербург. - 2012. -C. 519-529.

39. Исследование экономичности парогазового энергоблока с электроприводной парокомпрессионной теплонасосной установкой / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Материалы докладов Национального конгресса по энергетике. - 2014 г. - C. 54-59.

40. Калнинь И. М. Актуальные направления развития систем низкопотенциальной энергетики // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2007. - № 5.

41. Калнинь И.М., Деревич И.В., Пустовалов С.Б. Исследование газоохладителей тепловых насосов на R744. / И.М Калнинь, И.В. Деревич, С.Б. Пустовалов // Холодильная техника. -№11. - 2004.

42. Калнинь И.М., Деревич И.В., Смирнова Е.Г. Экспериментальное исследование испарителя теплового насоса на диоксиде углерода / И.М. Калнинь, И.В. Деревич, Е.Г. Смирнова // Холодильная техника. - 2005.- № 2.

43. Калнинь И.М., Савицкий И.К. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра. // Холодильная техника. - № 10. - 2000.

44. Калнинь И.М., Савицкий А. И., Пустовалов С. Б. Тепловые насосы нового поколения, использующие экологически безопасные рабочие вещества // Холодильная техника. - 2007. - № 1. - C. 46-50.

45. Каплан М.П. Тепловая эффективность энергоустановок различного типа с

и и и и / / гр

комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии // Теплоэнергетика. -2000. - № 2. - С.25-29.

46. Киселев Г.П. Варианты расчета удельных показателей эффективности работы ТЭЦ.

- М.: Издательство МЭИ. - 2003.

47. Кучеров Ю.Н., Волков Э.П. Стратегические направления и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии - в российскую тепловую энергетику: Сб. докл. под общ. ред. Г.Г. Ольховского. - М.: АООТ «ВТИ». - 2001. - С. 4-14.

48. Маханьков А.К. Разработка и исследование перспективных направлений энергосбережения в системе Мосэнерго. Автореф. Дисс. На соиск. Уч. Ст. канд. Тех. Наук. -М. - 2000. - 35 С.

49. Мацко И.И. Разработка методики расчета энергетической эффективности комбинированных теплонасосных станций в системах теплоснабжения / И.И. Мацко// Электронный журнал энергосервисной компании «Комбинированные теплонасосные системы». - 2009. - №6.- С.16-21.

50. Методические основы определения энергетических показателей парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / Буров В.Д., Цанев С.В., Дудко А.П. и др.// Вестник МЭИ. -1999. - №4. - С. 35-40.

51. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (далее - Рекомендациям), утвержденные Минэкономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.

52. Молодкина М.А. Повышение технико-экономических показателей парогазовых тепловых электростанций путем утилизации низкопотенциальной теплоты с использованием тепловых насосов. Автореф. Дисс. На соиск. Уч. Ст. канд. Тех. Наук. - СПб.

- 2012. - 16 С.

53. Научно-технический отчет. «Разработка и внедрение энергосберегающих технологий с применением тепловых насосов» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.journal.esco.co.ua/2011_8/art197.pdi7.

54. Новое поколение тепловых насосов для целей теплоснабжения и эффективность их использования в условиях рыночной экономики // Материалы заседания подсекции

Теплофикации и «централизованного теплоснабжения НТС ОАО РАО «ЕЭС России», Москва. - 2004 г.

55. Николаев Ю.Е., Бакшеев А.Ю. Определение эффективности тепловых насосов, использующих теплоту обратной сетевой воды ТЭЦ / Ю.Е. Николаев, А.Ю. Бакшеев // Промышленная энергетика. - 2007. - № 9. - С. 14-17.

56. ООО «Лаборатория Холода» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: www.RefLab.ru.

57. ООО «Холод» Производство холода и теплоты в схемах энергетического взаимодействия холодильных и теплонасосных установок. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://holod-ru.com/about/publikaczii/4.html.

58. ООО «ЯрХолод» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.yarholod.ru.

59. Основные положения «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» / А.Б. Яновский, А.М. Мастепанов, В.В. Бушуев и др. // Теплоэнергетика. - 2002. - №1. - С. 2-8.

60. Отчет по НИОКР «Исследование, разработка и создание опытно-промышленного образца энергогенерирующей установки на базе ТНУ для ПГУ» / Буров В.Д. и др. Москва. -2011-2012 гг.

61. Отчет по НИОКР "Разработка и испытание на ТЭЦ-28 лабораторного стенда НТ-410". Пищиков С.И., Соколов Ю.Н. и др. Москва. - 2000.

62. Отчет по НИР «Разработка схем энергогенерирующих установок комбинированного производства электроэнергии и теплоты для модульных теплофикационных ПГУ мощностью 25-170 МВт с использованием теплонасосных установок». Государственный контракт №16.516.11.6125. Седлов А.С., Ильина И.П. и др. Москва 2011-2012 г.

63. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2014 г. [Электронный ресурс]. -http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2015/ups_rep2014.pdf.

64. Особенности применения ТНУ в схемах ПГУ с котлами-утилизаторами / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Тезисы докладов национальной конференции «Повышение эффективности, надежности и безопасности работы энергетического оборудования ТЭС и АЭС». М.Издательский дом МЭИ. - 2012. - С. 16-18.

65. Охотин В.С. Сравнительный термодинамический анализ различных схем теплоснабжения по удельному расходу топлива / В.С. Охотин // Вестник МЭИ. - 2011. - №1. - С. 14-20.

66. Оценка эффективности применения тепловых насосов на парогазовых ТЭС / Буров В.Д, Дудолин А.А., Ильина И.П., Седлов А.С., Тимошенко Н.И., Олейникова Е.Н. // Вестник Московского энергетического института (Издательство МЭИ) №3. - 2013. - C. 44-50

67. Оценка эффективности использования парокомпрессионных ТНУ с газопоршневым приводом на ПГУ-ТЭЦ / Буров В.Д, Дудолин А.А, Макаревич Е.В., Олейникова Е.Н. // Материалы VIII международной научно-технической конференции «Энергия - 2013». Т.1. Иваново ИГЭУ. - 2013 г. - C. 56-60.

68. Оценка эффективности применения тепловых насосов на ТЭС / Буров В.Д, Дудолин А.А, Макаревич Е.В., Олейникова Е.Н. // Сборник докладов специализированной научно -практическая конференции «Современные технологии - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС. Москва ОАО «ВТИ». - 2012. - C.331-336.

69. Петин Ю.М. Опыт десятилетнего производства тепловых насосов в ЗАО «Энергия» / Ю.М. Петин // Энергетическая политика. М.: ГУ ИЭС, вып. 3. - 2001.

70. Петин А. Ю. Тепловые насосы в теплоснабжении / Ю.М. Петин // Новости теплоснабжения. - №11, - 2001.

71. Повышение экономичности ПГУ-ТЭЦ с использованием ТНУ / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н., Ковалев Д.А., Сойко Г.В. // Тезисы докладов XVIII международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4. М.Издательский дом МЭИ. - 2012. - C. 187-188 .

72. Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе ПГУ утилизационного типа / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Энерго- и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии», Екатеринбург. - 2012 г.

73. Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе ПГУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя / Буров В.Д, Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Сборник научных трудов Шестой Международной научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», Ульяновск УлГТУ. - 2013 г. - C. 144-147.

74. Попов А. В., Богданов А. И., Паздников А. Г. Опыт разработки и создания абсорбционных бромистолитиевых тепловых насосов // Промышленная энергетика. - 1999. - № 8. - С. - 38-43.

75. Практические рекомендациии по оценки и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами), утвержденные РАО «ЕЭС России» от 07.02.00 № 55.

76. Приказ Минэнерго России от 01.08.2014 N 495 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы" [Электронный ресурс]. -http ://www. consultant.ru/document/cons_doc_LAW_167947/.

77. Применение ТНУ в схемах парогазовых установок с котлами-утилизаторами / Буров В.Д., Дудолин А.А., Олейникова Е.Н. // Труды Второй Всероссийская научно-практическая конференция «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем» М.Издательский дом МЭИ. - 2012.- C. 141-144.

78. Проспект. Тепловые насосы. АО «Энергия», г. Новосибирск.

79. Проценко В.П. Анализ эффективности применения теплонасосных установок с газовым двигателем / В.П Проценко // Промышленная энергетика. - № 7. - 1986.

80. Проценко В.П. К обоснованию новой концепции «централизованного теплоснабжения /

B.П Проценко // Энергосбережение и водоподготовка. - 1999. - № 1. - С. 4-20.

81. Проценко В.П. О конкурентоспособности теплонасосных установок / В.П Проценко // Изв. АН СССР: Энергетика и транспорт. - № 10. - 1988.

82. Проценко В. П. О новой концепции теплоснабжения РАО «ЕЭС России» / В.П Проценко // Энерго-пресс. - № 11-12. -1999.

83. Проценко В.П., Горшков В.Г., Осипович С.В. Опыт внедрения и перспективы развития теплонасосных установок в Чувашской республике / В.П. Проценко, В.Г. Горшков,

C.В. Осипович. - 2003. - № 3. - С. 37-41.

84. Проценко В.П., Калнинь И.М., Пустовалов С.Б. Технико-экономические исследования теплонасосных систем теплоснабжения / В.П. Проценко, И.М. Калнинь, С.Б. Пустовалов // НПФ «ЭКИП» в 6-ти томах. - 2011.

85. Проценко В.П. Теплофикационно-теплонасосные комплексы для теплоснабжения городов. // Проблемы энергосбережения. - № 1-2. - 2005.

86. Проценко В.П. Проблемы использования теплонасосных установок в системах «централизованного теплоснабжения / В.П. Проценко // Энергетическое строительство. - № 2. - 1994.

87. Пустовалов Ю.В. Применение теплонасосных установок для теплоснабжения. Энергетика и электрификация. Серия: тепловые электростанции, теплофикация и тепловые сети / В.П. Проценко // М.: Информэнерго, вып. 7. - 1988.

88. Расход топлива по системному эффекту как критерий оценки эффективности применения теплонасосных технологий на ПГУ / Дудолин А.А, Гаранин И.В., Олейникова Е.Н. Соболев А.С, Макаревич Е.В. // Материалы докладов VII Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: состояние, проблемы, перспективы. - 2014 г. - C. 54.

89. Расчет показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций: Учебное пособие / С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др.; под ред. В.В. Чижова. - М.: Издательство МЭИ, - 2000. - 72 с.

90. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы/ Д. Рей, Д. Макмайкл // М: Энергия, - 1982.

91. Сайт группы компаний «Инсолар» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://insolar.ru/2014/KTNU.pdf.

92. Сайт ОАО «Газпром». Об оптовых ценах на газ с 1 января 2014 г. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.mrgtula.ru/download/13_12_20_08-17-1910.pdf.

93. Сайт «Портал-энерго». - Режим доступа: http://portal-energo.ru/articles/details/id/649.

94. Сайт ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.e-apbe.ru/

95. Сайт ПК НПФ «ЭКИП» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: www.ekip.pro/3/3.shtml.

96. Сайт Министерства энергетики Российской Федерации [Электронный ресурс]. -Режим доступа http://minenergo.gov.ru/.

97. Сайт ОАО «АТС» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.atsenergo. ru/results/rsv/hub s/hub s1/index.htm.

98. Сайт ОАО «Мосэнерго». Основные показатели. [Электронный ресурс]. -http://www.mosenergo.ru/catalog/249.aspx

99. Сайт Системного оператора ЕЭС. Совокупные объемы генерирующих мощностей субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, используемые при производстве и поставках электрической энергии (мощности) на оптовом рынке электрической энергии и мощности на 01.01.2015. [Электронный ресурс]. - http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2015/gener_summ_15.pdf.

100. Сайт Energy Base. Раздел: тарифы на тепловую мощность по регионам России. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://energybase.ru/tariff/heat

101. Сайт T-nasos. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://osipovs.ru/index.php/klasifikacia

102. Самарский А. А., Михайлов А. П. Математическое моделирование. Идеи. Методы. Примеры. - М. : Физматлит. - 2001. - С. 320.

103. Седлов А.С., Проценко В.П., Буяков Д.В., Печенкин С.П. Области применения теплонасосных установок большой мощности совместно с ТЭЦ. Первая Нижневолжская научно-практическая конференция "Энергосбережение и энергообеспечение на базе возобновляемых источников энергии и нетрадиционных технологий", Волжский. - Т. 2,. - 2002 г.

104. Седлов А.С., Проценко В.П., Зройчиков Н.А. Анализ эффективности использования парокомпрессионных ТНУ в теплофикационных системах. // Энергоснабжение и водоподготовка. - №2. - 2005.

105. Сойко Г. В. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России: 05.14.01 "Энергетические системы и комплексы": диссертация кандидата технических наук / Г. В. Сойко, Нац. исслед. ун-т "МЭИ" . - М., 2013 . - 151 с.

106. Сорокин О.А. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС. Промышленная энергетика. - 2005. - №6. - С. 36-41.

107. СНиП П-7-81*«Строительство в сейсмических районах. Нормы проектирования». Нагрузки и воздействия. СНиП 2.01.07-85*.

108. Стене Й. Применение аммиачных тепловых насосов в Норвегии. // Холодильный бизнес. - № 1. - 2008.

109. Стратегия развития электрогенерирующих мощностей России до 2015 г. / И. Ларин // Энергия. - 2001. - №3.- С. 9-16.

110. Строительная климатология. СНиП 23-01-99. [Электронный ресурс] //URL: http://www.tgi-group.ru/upload/information_system_18/2/3/5/item_235/information_items_property_118.pdf

111. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой (патент на полезную модель) (патент на полезную модель) / Буров В.Д, Дудолин А.А. , Олейникова Е.Н. // Патент на полезную модель, №122124, опубликовано: 20.11.2012 Бюл. №32.

112. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой (патент на полезную модель) / Буров В.Д, Дудолин А.А., Крашенинников С.М., Олейникова Е.Н. // Патент на полезную модель, №129558, опубликовано: 27.06.2013 Бюл. №18.

113. Тепловые насосы нового поколения большой теплоты / И.М. Калнинь, А.И. Савицкий, А.М. Масс, С.Б. Пустовалов // Материалы VII Международной научно-практической конференции. - Энергопроизводство, энергопотребление и энергосбережение: проблемы, решения. - г. Пермь - 2004. - с. 46-50.

114. Теплонасосная технология в решении крупномасштабных задач теплофикации с использованием низкопотенциальной теплоты энергоисточников / В.П. Проценко, И.М. Калнинь, С.К. Легуенко, С.Б. Пустовалов, А.И. Савицкий // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009. - №5. - C. 25-30.

115. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов.- 9-е изд., стереот./ Е.Я.Соколов. -М.: Издательский дом МЭИ. - 2009. - 472 с.: ил.

116. Терехов Д.В. Повышение эффективности тепловых двигателей с использованием теплонасосных установок при неравномерном графике энергопотребления / Д.В. Терехов // Автореф. Дисс. На соиск. Уч. Ст. канд. Тех. Наук. - М. - 2012.- 19 c.

117. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив: Справочник/ Ривкин С.Л. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 104 с., ил.

118. Том 1. Современная теплоэнергетика/ А.Д. Трухний, М.А. Изюмов, О.А. Поваров, С.П. Малышенко; под ред. А.Д. Трухния.- 472 с., ил.

119. Федеральная служба по тарифам. Сведения о полезном отпуске теплоты из формы 46-ТЭ в разрезе теплоснабжающих организаций за 2013 год. [Электронный ресурс]. -http://www.fstrf.ru/about/activity/18/10.

120. Формирование тарифов на ТЭЦ в рыночных условиях / В.А. Малафеев, И.А. Смирнов, А.А. Хараим, Л.С. Хрилев, И.М. Лившиц // Теплоэнергетика. - 2003. - №3. - С. 55-63.

121. Фролов В.П., Щербаков С.Н., Фролов М.В., Шелгинский А.Я. Анализ эффективности использования тепловых насосов в централизованных системах горячего водоснабжения // «Энергосбережение». - 2004. - №2.

122. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. - М.: Изд-во МЭИ, - 2009.- 584 с.

123. Чаховский В.М. Опыт применения энергосберегающей теплонасосной технологии в системе городского теплоснабжения/ В.М. Чаховский // Бюллетень РСЭ Информ. - № 2. - 1999.

124. Чаховский В.М. «Роль и место теплонасосной технологии в системе «централизованного теплоснабжения крупных городов Российской Федерации» / В.М. Чаховский // Новости теплоснабжения. - №1(29). - 2003.

125. Шпильрайн Э.Э. Возможность использования теплового насоса на ТЭЦ / Э.Э Шпильрайн // Теплоэнергетика. - 2003. - № 7. - С. 54-56.

126. Экономия топлива в системе за счет перевода ТЭЦ в комбинированный теплофикационный режим с внутриквартальными теплонасосными установками/ В. Г. Томилов, П. А. Щинников, Г. В. Ноздренко, Ю. Л. Пугач. // Энергосбережение в системах промышленного энергоснабжения. Выпуск 2. - 2007.

127. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/.

128. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года [Электронный ресурс]. -http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/621/621d81f0fb5a11919f912bfafb3248d6.pdf

129. Энергосберегающие, экологически чистые технологии теплоснабжения производственных и жилых помещений / И.М. Калнинь, Л.Я. Лазарев, А.И. Савицкий // ЭСКО. - 2006. - № 2. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://esco-ecosys.narod.ru/2006_2/art55.htm.

130. Эффективность и оптимизация функционирования энергоблоков ТЭЦ в комбинированных теплофикационных системах с абсорбционными теплонасосными установками. Пугач Ю.Л. Новосибирск. - 2000

131. Янтовский Е.И., Пустовалов Ю.В. Парокомпрессионные теплонасосные установки. М.: Энергоиздат. - 1982.

132. Bailer P., Pietrucha U. District heating and district cooling with large centrifugal chiller-heat pumps //Proc. 10th Int. Symp. on District Heating and Cooling. - 2006. - С. 3-5.

133. Becker F.E., Zakak A.I. Recovering energy by mechanical vapor recompression // Chem. Engng. Proc. 1985. Juli.

134. Eisa M.A., Best R., Holland F.A. Working fluids for high temperature heat pumps // Heat Recovery System. 1986. No. 11. P. 305-311.

135. Exergoeconomic analysis of a combined cycle system utilizing associated gases from steel production process based on structural theory of thermoeconomics / Hua Yao, Deren Sheng,

Jianhong Chen, Wei Li, Anping Wan, Hui Chen // Applied Thermal Engineering. - 2013 (51). -P.476- 489.

136. Schmid F. Sewage water: interesting heat source for heat pumps and chillers //9th International IEA Heat Pump Conference, Switzerland. Paper. - 2008. - №. 5.22. - С. 1-12.

137. Forsen М. и др. European Heat Pump Statistics Outlook 2009 // Lunz, Austria. 2009 r. - 18 стр. (http://www.ehpa.org.

138. Heat pump in the chemical process industry and dairy industry // Energy Technology. - 1985. - № 2.

139. Heat pump in the stone, wood and textile // Energy Technology. - 1985. - №2.

140. International Symposium of the industrial application of heat pump. March. P - 24-26. -1982.

141. Mancarella P. Cogeneration systems with electric heat pumps: Energy - shifting properties and equivalent plant modeling / Energy Conversion and Management. - 2009 (50). - P. 1991-1999.

142. Nowacki J. Heat pumps in energy statistics - Suggestions - Lidingo, Sweden. // - 2007. - 23 p.

143. Sternlicht В. Waste energy recovery: an exzellent investment opportuity //Energy Conversion and Management. - 1982. - V. 22. - № 4.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

. 60 1, 037 p 547, 4 T

"1ЭУЭ1У kW

-я

Gross power Net power

Net process heat output Gross electric efficiency(LHV) Net electric efficiency(LHV) CHP efficiency PURPA efficiency Plant auxiliary

Generator, Motor and Aux Loads Generator, Motor and Aux Loads Generator, Motor and Aux Loads Net fuel input(LHV)

232, 4 T 278, 2 T 282,1 T 308, 4 T

457413 kW 445218 kW 115861 kW 49,05 % 47,74 % 50,17 % 53,95 % 12195 kW

Generator[1] of Gas Turbine(GT PRO)...159519 kW Generator[2] of Gas Turbine(GT PRO)... 159519 kW Generator[3] of STAssembly[1] power 138374 kW 932543 kW

232, 4 T 278, 2 T 282, 1

Рисунок А1 - Расчетная модель ПГУ-ТЭС без ТНУ в программном продукте «^егтойех» разработки компании «Thermoflow»

G-oss power 465421 kW

Net power 417194 kW

Net process heat output 115916 kW

G-oss electric efficiency(LHV) 49,91 %

Net electric efficiency(LHV) 44,74 %

CHP efficiency 57,17 %

PURPA efficiency 50,95 %

Plant auxiliary 48227 kW

Generator, Motor and Aux Loads: Generator[1 ] of Gas Turbine(GT PRO)[... 159519 kW

Generator, Motor and Aux Loads: Generator[2] of Gas Turbine(GT PRO)[... 15951 9 kW

Generator, Motor and Aux Loads: Generator[3] of STAssembly[1 ] power 146383 kW

Net fuel in put(LHV) 932543 kW

Refrigeration cycle COP 1,677

Рисунок А2 - Расчетная модель параллельного варианта включения ТНУ в схему ПГУ-ТЭС в программном продукте

Gross power Net power

Net process heat output Gross electric efficiency(LHV) Net electric efficiency(LHV) CHP efficiency PURPA efficiency Plant auxiliary

Generator, Motor and Aux Loads Generator, Motor and Aux Loads Generator, Motor and Aux Loads Net fuel input(LHV)

Generator[1] of Gas Turbi Generator[2] of Gas Turb Generator[3] of STAssem

ne(GT PRO)[2] pi ne(GT PRO)[34] b ly [1 ] power

464283 kW 434121 kW 1 15897 kW 49,79 % 46,55 % 58,98 % 52,77 % 30163 kW ower 159519 kW p o we r 1 5 9 5 1 9 k W 1 45245 kW 932543 kW

Рисунок А3 - Расчетная модель последовательного варианта включения ТНУ в схему ПГУ-ТЭС в программном продукте

«Т11егпюйех» разработки компании «Tllermoflow»

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Ambient temperature -5,4 С

Gross power 108243 kW

Net power 91817 kW

Net process heat output 98574 kW

Gross electric efficiency(LHV) 47,78 %

Not electric efficiency(LHV) 40,53 %

CHP efficiency 84,03 %

Plant auxiliary 16426 kW

Net fuel input(LHV) 226567 kW