Влияние абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС и АЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Янченко, Илья Владимирович

• Янченко, Илья Владимирович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Янченко, Илья Владимирович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Глава. Анализ технических решений, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС

1.1 Схемные решения по применению паротурбинных установок для производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС

1.2 Типы применяемых теплонасосных установок

1.3 Существующие решения по использованию ПКТН для повышения эффективности работы электростанций

1.4 Схемные решения по установки АБТН в технологических циклах электростанций

1.5 Зарубежный опыт использования тепловых насосов

1.6 Выводы по главе и постановка задач диссертационного исследования

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

2.1 Теоретическое обоснование применения тепловых насосов в схемах паротурбинных установок ТЭС и АЭС

2.2 Исследование целесообразности применения парокомпрессионного теплового насоса в схемах ТЭС

2.3 Новые схемные решения применения теплового насоса в технологических циклах ТЭС и АЭС

2.3.1 Тепловая схема ТЭС на основе использования АБТН

2.3.2 Тепловая схема АЭС на основе использования АБТН

2.4 Выводы по главе

3 Глава. Исследования режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС с абсорбционным тепловым насосом

3.1 Описание математической модели режимов работы ТЭС с АБТН

3.2 Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН

3.3 Влияние режимов работы испарительного контура АБТН на тепловую экономичность ТЭС

3.4 Тепловая экономичность работы ТЭС с АБТН при обеспечении тепловой мощности двух ПНД

3.5 Тепловая экономичность работы АЭС с АБТН

3.6 Оценка погрешности определения расчетных величин при выполнении математического моделирования режимов работы ТЭС и АЭС

3.7 Выводы по главе

4 Глава. Рекомендации по практической реализации применения АБТН в

технологических циклах ТЭС и АЭС и их экономическое обоснование

4.1 Способ интеграции теплонасосного оборудования в технологический цикл ТЭС

4.2 Практическая реализация вторичного промперегрева пара в турбоустановках АЭС

4.3 Технико-экономическое обоснование применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС

4.3.1 Экономическая эффективность применения АБТН в технологическом цикле ТЭС

4.3.2 Экономическая эффективность применения АБТН в технологическом цикле АЭС

4.4 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А - Пример расчета типовых энергоблоков ТЭС и АЭС

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Номинальные параметры и технические характеристики абсорбционных тепловых насосов ООО «ОКБ Теплосибмаш»

ПРИЛОЖЕНИЕ В - Копии патентов на полезную модель

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Развернутая тепловая схема турбоустановки

К-300-240-2 ХТГЗ с АБТН

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - План размещения тепловых насосов в главном корпусе

типовой ТЭС

ПРИЛОЖЕНИЕ Е - Копии документов о внедрении результатов

диссертации

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж - Расчет коммерческой эффективности проекта по

установки АБТН в технологический цикл ТЭС

ПРИЛОЖЕНИЕ И - Расчет коммерческой эффективности проекта по установки АБТН в технологический цикл АЭС

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС и АЭС»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Конденсационные тепловые (ТЭС) и атомные (АЭС) электрические станции установленной мощностью свыше 1000 МВт составляют большую часть энергетической системы России (около 67%). КПД таких электростанций, как правило, не превышает: для ТЭС - 40%, для АЭС - 32%. Величина КПД конденсационных ТЭС и АЭС обусловлена особенностями технологического процесса, однако влияние на ее изменение могут оказывать и отличные от номинальных режимы работы электростанции и физический износ энергетического оборудования.

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

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

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

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

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

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

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

промежуточного перегрева пара при переменных режимах работы тепловых насосов абсорбционного типа, в данных работах в явном виде не рассматривались и требуют дальнейшего более широкого исследования.

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

Для достижения цели в работе поставлены следующие задачи:

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

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

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

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

Научная новизна работы состоит в следующем:

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

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

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

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

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

Теоретическое значение работы заключается в следующем:

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

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

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

Практическое значение работы заключается в следующем:

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

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

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

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

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

В ходе проведения исследований были применены методы анализа научно-технической документации, теоретические и численные методы оценки влияния абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС и АЭС, проведено математическое моделирование режимов работы энергоблоков ТЭС и

АЭС с установленным теплонасосным оборудованием на примере энергоблоков мощностью 300 и 1000 МВт.

Степень достоверности результатов проведенных исследований. Достоверность и обоснованность полученных результатов подтверждается: корректным использованием фундаментальных законов термодинамики и теплопередачи; корректностью допущений математических моделей и оценкой погрешности результатов исследований основанной на общепринятой методике расчета тепловых схем электростанций и параметров пара и воды; использованием современных вычислительных программных средств (Microsoft Excel, WaterSteamPro, NeuroThermal) для проведения и обработки результатов исследований.

Реализация результатов исследования. Результаты диссертационной работы получили внедрение в:

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

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

Личный вклад автора состоит в:

- проведении системного анализа существующей в настоящее время информации о технических решениях, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС за счет применения тепловых насосов в

составе технологических циклов электростанций, с выявлением работ наиболее близко подходящих к тематике диссертационного исследования;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- математическая модель режимов работы ТЭС с абсорбционным тепловым насосом;

- математическая модель работы АЭС с абсорбционным тепловым насосом.

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

1 Глава. Анализ технических решений, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС

1.1 Схемные решения по применению паротурбинных установок для производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС

В настоящее время среди электрических станций установленной мощностью свыше 1000 МВт, больше всего конденсационных (67-68%). КПД современных конденсационных электростанций, как правило, не превышает 40 %, в основном это связанно с потерями тепла, уносимого отходящими газами, вместе с продуктами сгорания, отработанной циркуляционной водой необходимой для полной конденсации пара в турбине, а также со снижением рабочих параметров пара на входе в турбину [1, с. 159].

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

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

В рамках программы развития электроэнергетики России на период до 2020 года, в каждой из отраслей энергетики планируется применение нового энергоэффективного оборудования и инновационных технологий, позволяющих повысить надежность энергосистемы в целом [3, с. 10; 4, с. 3].

Рисунок 1.1 - Рейтинг ДЗО РАО "ЕЭС России" по степени износа основного энергетического оборудования ТЭС.

Реализация технологической программы по модернизации тепловых электростанций предусматривает:

- ввод новых мощностей в объеме 55 163 МВт;

- доведение установленной мощности газовых ТЭС до 50 900 МВт;

- достижения значений КПД угольными электростанциями не менее 38%,

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

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

В последние годы наметился явный сдвиг в сторону улучшения состояния отечественной энергетики. На ряде ТЭС введены в эксплуатацию новые энергоблоки повышенной эффективности на базе ПГУ (Киришская ГРЭС, Новомосковская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, Юго-Западная ТЭЦ, Краснодарская ТЭЦ и др.) единичной мощностью от 100 до 800 МВт, а также значительное количество ПГУ и ГТУ небольшой мощности. В ближайшие годы будут введены в эксплуатацию блоки средней и высокой мощности на Ново-Уральской ГРЭС-2, Новоростовской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС, Ново-Салаватской ТЭЦ,

Новоберезниковской ТЭЦ и др, что в полной мере соответствует «Энергетической стратегии России» [3, с. 11; 4, с. 2].

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

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

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

насос; 15- деаэратор; 16- группа ПВД.

/_ А .3. Л. .5. 6

15. .13. ,12. .11. .10. 9. _в. 7.

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

14 - деаэратор; 15- группа ПВД.

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

Повышение давления в паровом пространстве конденсатора турбины приводит к:

- снижению срабатываемого теплоперепада и внутреннего относительного КПД последних ступеней турбины;

- увеличению степени реактивности последних ступеней, что приводит к росту осевых усилий действующих на ротор турбины;

- повышению температуры в выхлопном патрубке турбины, что может вызвать расцентровку ротора и появление повышенных вибраций турбоустановки;

- уменьшению зазоров между сопловыми и рабочими лопатками и их задевание, за счет термических расширений металла турбинной ступени.

Понижение давления может привести к:

- перегрузке рабочих лопаток в последних ступенях турбины, из-за увеличения срабатываемого теплоперепада;

- увеличению удельного объема пара, что требует увеличение проходных сечений сопловых и рабочих лопаток последних ступеней турбины, а также выхлопного патрубка турбины;

- увеличению присосов воздуха в конденсатор, что нарушает воздушную плотность конденсатора, ухудшает условия теплообмена и увеличивает нагрузку на эжекторы турбоустановки.

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

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

- отсутствие вредных выбросов;

- незначительные расходы топлива и возможность его повторного использования после переработки;

- высокая единичная мощность энергоблоков (может превышать 1000 МВт);

- низкая себестоимость отпускаемой электрической и тепловой энергии.

1 2 3 4- 5 6 7 8 9

Рисунок 1.4 - Принципиальная тепловая схема энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт с турбоустановкой К-1000-60/1500 ХТГЗ и ядерным реактором типа ВВЭР: 1 - ядерный реактор; 2 - главный циркуляционный насос; 3 - парогенератор; 4 -группа ПВД; 5 - сепаратор пара; 6 - промежуточный пароперегреватель; 7 - паровая турбина; 8 - конденсатор паровой турбины; 9 - турбогенератор; 10 - сетевая установка; 11 - группа ГИД; 12 - деаэратор; 13 - питательный насос;

14 - расширитель продувки.

Однако, имея значительные преимущества по сравнению с энергоблоками тепловых электростанций, АЭС все же уступает им в вопросах экологии, связанных с тепловым загрязнением окружающей среды. Например, при одинаковой мощности станций величина теплового загрязнения АЭС примерно в 2 раза превышает аналогичный показатель на ТЭС, и составляет около 1,6 ГВт [1; 5, с. 152]. Особенность технологического цикла АЭС такова, что высокая мощность турбо-установок работающих в конденсационном режиме сопровождается большими расходами пара в цилиндры низкого давления (ЦНД), влияющими на потери теп-

ловой энергии в конденсаторе главной паровой турбины. Повышенные невосполнимые теплопотери в холодном источнике сильно снижают экономичность работы таких энергоблоков, поэтому КПД современных атомных электростанций, как правило, не превышает 30+32% [1, с. 174; 9, с. 360; 10, с. 217].

Типичным недостатком технологического цикла АЭС является работа последних ступеней турбоустановки в зоне влажного пара. В процессе расширения пара в проточной части турбины влажность в последних ступенях значительно возрастает, что оказывает негативное влияние на внутренний относительный КПД турбины и способствует эрозионному износу лопаток. В связи с этим на энергоблоках АЭС, как правило, применяется сепарация пара, отработавшего в цилиндре высокого давления (ЦВД), с последующим перегревом в специальных теплообменниках. Данный способ позволяет значительно повысить параметры пара на входе в ЦНД, однако последние ступени турбоустановки, несмотря на внутреннюю сепарацию, продолжают работать в зоне пара, влажность которого составляет порядка 10+16%. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность [9, с. 220; 11, с. 35].

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

Технологические циклы ТЭЦ, например, с турбоустановками типа ПТ (рисунок 1.5) при комбинированном производстве электроэнергии и тепла обладают высокими показателями по экономичности в случае максимальной загрузки регулируемых отборов, так как в конденсатор поступает незначительное количество пара, что повышает термический КПД за счет малых тепловых потерь в холодном источнике. Аналогично работают турбоустановки типа Т, отличительной особенностью которых является отсутствие промышленного отбора [1, с. 164; 6, с. 15; 8, с. 30].

.13. .12^

Рисунок 1.5 - Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустанов-кой ПТ-60/75-130 ЛМЗ: 1 - паровой котел; 2 - расширитель непрерывной продувки; 3 - паровая турбина; 4 - конденсатор; 5 - турбогенератор; 6 - установка отпуска пара промышленному потребителю; 7 - сетевая установка; 8 - конден-сатный насос; 9 - группа ПНД; 10 - дренажный насос; 11 - питательный насос;

12- деаэратор; 13- группа ПВД.

2

6 расширитель йрвюжси

8. .7. 6. 5. А.

Рисунок 1.6- Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустанов-кой Р-100-130/15 УТМЗ: 1 - паровой котел; 2 - паровая турбина; 3 - турбогенератор; 4 - деаэратор обратного конденсата; 5 - установка по отпуску пара промышленному потребителю; 6 - деаэратор питательной воды; 7 - питательный насос; 8- группа ПВД.

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Янченко, Илья Владимирович, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рыжкин В .Я. Тепловые электрические станции. 3 изд.-М.: Энергоатомиздат, 1987.-327 с.

2. Пшеничников С.Б. Физический износ основного энергетического оборудования ТЭС. Рейтинг ДЗО РАО «ЕЭС России». ЭнергоРынок - 2005. - № 12.

3. Беловицкий В.А., Бобылева Н.В., Полудницын П.Ю. Развитие единой энергетической системы России на период до 2020 года // Электрические станции. 2012. №5. С.4-13.

4. Волков Э.П., Баринов В. А., Маневич A.C., Сапаров М.И. Развитие электроэнергетики России // Электрические станции. 2013. №3. С.2-8.

5. Основы расчета и проектирования ТЭС и АЭС: Учеб. пособие / C.B. Скубиенко, C.B. Шелепень, В.Н. Балтян - Под общ. ред. C.B. Скубиенко / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т.-Новочеркасск: ЮРГТУ, 2004.- 184 с.

6. Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты: учеб.-метод. пособие к практ. занятиям / C.B. Скубиенко, И.В. Осадчий, Д.А. Шафорост; Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. - Новочеркасск: ЮРГТУ, 2010.- 39 с.

7. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. 2-е изд., перераб. — М.: Энергоатомиздат, 1989. —608 с.

8. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. -540 е.: ил., вкладки

9. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: Учебник для вузов. -3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. школа, 1978. -360 с. с ил.

10. Прядко И.А. Оценка потенциала повышения энергоэффективности на уровне региона (Ростовская область) // Научный вестник Московского государственного горного университета. 2013. № 11. С. 215-221.

И. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 е.: ил.

12. Д. Турлайс, А. Жигурс, А. Церс, С. Плискачев. Утилизация низкопотенциального тепла с использованием тепловых насосов для повышения эффективности комбинированной выработки энергии // Новости теплоснабжения. 2009. № 10.

13. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: Пер. с англ. - М.: Энергоиздат, 1982. -224 е., ил.

14. Системы динамического охлаждения и отопления; комфортное жизнеобеспечение: учебное пособие / В.М. Столетов; Кемеровский технологический институт пищевой промышленности. - Кемерово, 2009. - 112 с.

15. Мазурова O.K. Методические указания по расчету тепловых насосов для теплоснабжения. - Ростов-на-Дону: Рост. гос. строит, ун-т., 2004. - 19с. с ил.

16. Голицын М.В. Альтернативные энергоносители / М.В. Голицын, A.M. Голицын, Н.В. Пронина; Отв. ред. Г.С. Голицын. - М.: Наука, 2004. - 159 с.

17. Варфоломеев Ю.М., Кокорин О.Я. Отопление и тепловые сети: Учебник. -М.: ИНФРА-М, 2006. - 480 с.

18. Практическое пособие по выбору и разработке энергосберегающих проектов. / В семи разделах. Под общей редакцией д.т.н. O.JI. Данилова, П.А. Костюченко, 2006. 668 с.

19. Андрижиевский A.A. Энергосбережение и энергетический менеджмент: учеб. пособие / A.A. Андрижиевский, В.И. Володин. - 2-е изд., испр. - Мн.: Высш. шк., 2005.-294 с.

20. Смирнов С.С. Исследование режимов работы абсорбционных тепловых насосов совместно с системами тепло-, холодоснабжения // Вестник СевероКавказского федерального университета. 2011. №3. С.94-98.

21. Горшков В.Г. Эффективность парокомпрессионных и абсорбционных тепловых насосов // Молочная промышленность. 2011. №4. С. 46-47.

22. A.B. Попов, В.Г. Горшков, О.С. Леванов, С.О. Лысцов. Анализ эффективности различных типов водоохлаждающих машин на атомных электростанциях // Тяжёлое маш. 2010. №4.

23. Галимова Л.В. Абсорбционные холодильные машины и тепловые насосы: Учеб. пособие для спец. «Техника и физика низких температур» / Астрахан.гос.тех.ун-т. - Астрахань: Изд-во АГТУ, 1997. - 226 с.

24. Долинский A.A., Снежкин Ю.Ф., Чапаев Д.М., Шаврин B.C. Исследование и разработка термотрансформаторов сорбционного типа // Пром. Теплотехника. -2006.-Т. 28,№2.-С. 14-19.

25. A.B. Потанин, Д.Г. Закиров, Ю.Н. Чадов, В.А. Николаев. Тепловые насосы в теплоснабжении зданий и сооружений // Горный информационно-аналитический бюллетень (Научно-технический журнал). 2008. №5. стр. 321-330.

26. A.B. Суслов. Теплоснабжение воздушными тепловыми насосами // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2012. №11 (131). стр. 44-47.

27. Г.И. Бабокин, Ю.А. Луценко. Теплоснабжение сельской школы с использованием тепла грунта при помощи теплового насоса // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2011. №6-1. С. 9-13.

28. A.B. Овсянник, Д.С. Трошев. Оценка энергетической эффективности тепловых насосов в системах индивидуального теплоснабжения по годовому расходу условного топлива // Вестник Гомельского государственного технического университета им. П.О. Сухого. 2012. №4 (51). С. 66-72.

29. Бутузов В.А., Томаров Г.В., Шетов В.Х. Геотермальная система теплоснабжения с использованием солнечной энергии и тепловых насосов // Промышленная энергетика. 2008. №9. С.39-43.

30. А.Г. Батухтин. Использование тепловых насосов для повышения тепловой мощности и эффективности существующих систем централизованного теплоснабжения // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2010. Т.2. №2 (100). С. 28-33.

31. Новожилов Ю.Н. Применение тепловых насосов в схемах теплоснабжения // Промышленная энергетика. 2006. №5. С. 24-25.

32. Буртасенков Д.Г. Повышение эффективности централизованного теплоснабжения путем использования тепловых насосов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Краснодар, 2006.

33. Потапова A.A., Султангузин И.А. Применение тепловых насосов в системе теплоснабжения промышленного предприятия и города // Металлург. 2010. №9. С. 75-78.

34. Ефимов H.H., Лапин И.А., Малышев П.А. Проблемы и перспективы использования теплонасосных систем в России // Экология промышленного производства. 2008. №2. С. 80-83.

35. Сорокин O.A. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС // Промышленная энергетика. 2005. №6. С. 36-41.

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

37. Лавриненко А.Г., Сопленков К.И., Спорыхин О.В. Способ утилизации теплоты неочищенных сточных вод и получения горячего теплоносителя. Патент на изобретение RUS 2338968 19.02.2007.

38. Буров В.Д., Дудолин A.A., Олейникова E.H. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой. Патент на полезную модель RUS 122124 23.05.2012.

39. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Подстрешная Н.С. Тепловая электрическая станция. Патент на изобретение RUS 2321758 10.04.2008.

40. Плевако А.П. Возможность использования тепловых насосов на ТЭС и котельных // Сборник научных трудов. Национальный исследовательский Томский политехнический университет. Томск, 2012. С. 229-232.

41. Ефимов H.H., Лапин И.А., Малышев П.А., Скубиенко C.B. и др. Тепловая электрическая станция. Патент на полезную модель RUS 81259 10.03.2009.

42. Стенин В.А. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на изобретение RUS 2247840 14.01.2003.

43. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1979.-57 с.

44. В.Г. Горшков, А.Г. Паздников, Д.Г. Мухин Р.В. Севастьянов. Промышленный опыт и перспективы использования отечественных абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин и тепловых насосов нового поколения// Холодильная техника. 2007. №8. стр. 23-29.

45. А. В. Попов. Анализ эффективности различных типов тепловых насосов// Проблемы энергосбережения. 2005. №1-2.

46. А. В. Попов, А. Г. Корольков. Абсорбционные бромистолитиевые водоохлаждающие и нагревательные трансформаторы теплоты // Проблемы энергосбережения. 2003. №1.

47. Стоянов Н.И., Смирнов С.С., Шведов С.Ф. Исследование режимов работы абсорбционного теплового насоса в технологической схеме извлечения и использования геотермальной энергии // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2009. №1. С.77-80.

48. Догадин Д.Л., Крыкин И.Н., Латыпов Г.Г. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной. Патент на полезную модель RUS 119394 20.08.2012.

49. Молодецкий В.И., Василевский С.И. Система охлаждения отработанного пара паровых турбин. Патент на полезную модель RUS 62166 27.03.2007.

50. Ефимов H.H., Малышев П.А., Скубиенко C.B. Способ работы электростанции. Патент на изобретение RUS 2425987 21.12.2009.

51. Фаддеев И.П. Эрозия влажнопаровых турбин. Л., «Машиностроение» (Ленингр. отд-ние), 1974, 208 с.

52. Калнинь И.М., Савицкий И.К. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра // Холодильная техника. - 2000. N 10. - С. 2-6.

53. Ковалев О.П. Особенности использования тепловых насосов в системах теплоснабжения // Научные труды Дальневосточного государственного технического рыбохозяйственного университета. 2007. №19. С.35-42.

54. Шаталов И.К., Антипов Ю.А. Подогрев добавочной цикловой воды с помощью ТНУ // Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Инженерные исследования. 2004. №1. С. 60-65.

55. Тарасова В.А., Харлампиди Д.Х., Харлампиди Х.Э. Оценка термодинамического совершенства современных чиллеров и тепловых насосов при работе в режиме с неполной нагрузкой // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16. № 19. С. 125-129.

56. Ильин А.К., Дуванов С.А. Анализ переменных режимов работы тепловых насосов // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2004. Т. 4. № 1.С. 51-58.

57. Дуванов С.А. Исследование работы тепловых насосов на режимах, отличных от номинального, при сохранении выходных параметров. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Астрахань, 2006.

58. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, С.А. Тевлин, А.Т. Шарков; Под ред. Л.С. Стермана. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 456 е., ил.

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

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

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

62. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. О возможности применения абсорбционного теплового насоса в тепловых схемах ТЭС. Материали за 10-а

международна научна практична конференция, «Новината за напреднали наука», -2014. Том 31. Технологии. София. С. 3-7.

63. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. Тепловая электрическая станция. Пат. 150039 Рос. Федерация, F01K 13/00 - № 2014114040/06; заявл. 09.04.2014; опубл. 27.01.2015, Бюл. № 3.

64. Коновалов Г.М., Канаев В.Д. Нормативные характеристики конденсационных установок паровых турбин типа К. 1973.

65. Доброхотов В.И., Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 256 е.: ил.

66. Ефимов H.H., Янченко И.В., Скубиенко C.B. Оценка эффективности использования вторичной ступени промежуточного перегрева пара в схеме АЭС с абсорбционным тепловым насосом /Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки -2014. -№3.-С. 20-24.

67. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 264 е., ил.

68. В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров и др. Тепловые электрические станции. Под ред. В. М. Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: «Издательский дом МЭИ», 2007. — 466 с.

69. Ефимов H.H., Скубиенко C.B., Янченко И.В. Атомная электрическая станция. Пат. 147663 Рос. Федерация, F01K 13/00 - № 2014114734/06; заявл. 14.04.2014; опубл. 10.11.2014, Бюл. №31.

70. Бахвалов Ю.А. Математическое моделирование: учеб. пособие для вузов / Ю.А. Бахвалов: Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. / Новочеркасск: ЮРГТУ(НПИ). 2010. -142 с.

71. В.Н. Костин.: Оптимизационные задачи электроэнергетики: учеб. пособие. -СПб.: СЗТУ, 2003 - 120 с.

72. И. Пащенко. Excel 2007. Эксмо. 2008. - 496 с.

73. Е.А. Веденеева. Функции и формулы Excel 2007. Библиотека пользователя. -СПб.: Питер, 2008. - 384 е.: ил.

74. NeuroThermal - Диаграмма HS для воды и водяного пара. Version 2.1.2010.901. http://neurothermal.narod.ru./

75. WaterSteamPro - программа для расчета свойств воды/водяного пара, газов и газовых смесей. Версия 6.5.0.64. Авторы: К.А. Орлов, A.A. Александров, A.B. Очков, В.Ф. Очков, http://www.wsp.ru

76. Ривкин С.Л., Александров A.A. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984, 80 с. с ил.

77. Боднар В.В. Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов -М.: Энергоатомиздат, 1983. - 176 с.

78. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС: Учеб. для техникумов — М.: Энергоатомиздат, 1992.— 240 е.: ил.

79. Носков A.C., Савинкина М.А., Анищенко Л .Я. Воздействие ТЭС на окружающую среду и способы снижения наносимого ущерба / Ин-т катализа СО АН СССР, Ин-т химии твердого тела и переработки минерального сырья СО АН СССР, ГПНТБ СО АН СССР - Новосибирск. Изд. ГПНТБ СО АН СССР, 1990.

80. Путилов A.B. Охрана окружающей среды : учебн. пособ. для техн. / A.B. Путилов, A.A. Копреев, Н.В. Петрухин. - М.: Химия, 1991. - 224 с.

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

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

83. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. - М..: Энергия, 1967. - 400 с.

84. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. - М..: Энергия, 1976. - 444 с.

85. Рыжкин В.Я., Кузнецов A.M. Анализ тепловых схем мощных конденсационных блоков. - М.: Энергия, 1972. - 271с.

86. Керцелли Л.И., Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплотехн. спец. энергет. ин-тов и энергофакультетов политех, и индустриальных ин-тов. - М.: Госэнергоиздат, 1949. - 556 с.

87. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 - М.: Издательство МЭИ. 2003. - 168 е.; ил.

88. http://www.teplosibmash.ru/projects/cat/l/ Теплосибмаш. Перечень реализованных проектов введенния в промышленную эксплуатацию абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин и тепловых насосов.

89. Шаров Ю.И. Оборудование тепловых электростанций - проблемы и перспективы: Учеб пособие. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. - 122 с.

90. Тремясов В. А. Проектирование технологической части тепловых электростанций: Учеб. пособие / В.А. Тремясов. Красноярск. ИПЦ КГТУ, 2003. 107 с.

91. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство тепловых электростанций. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 408 е., ил.

92. Гортышов Ю.Ф. Теория и техника теплофизического эксперимента : Учеб. пособие для инж.-физ. и энергомашиностроит. спец. вузов / Ю.Ф. Гортышов, Ф.Н. Дресвянников, Н.С. Идиатуллин и др.; Под ред. В.К. Щукина. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 360 с.

93. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергия. 1968.-424 с.

94. Орлик В.Г., Качуринер Ю.Я., Аверкина Н.В. и др. Способ удаления влаги из каналов направляющего аппарата влажно-паровой турбинной ступени. Патент на изобретение RUS 2267617 10.01.2006.

95. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. № 7-12/47. Утв. Госстроем России, Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомпромом России 31 марта 1994 г.

96. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. -М.: Экономика, 2000.

97. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес планов в электроэнергетике. Официальное издание (второе, дополненное и переработанное). НЦПИ, М., 2000 г. Утв. приказом РАО «ЕЭС России» от 07.02.2000 г. №54.

98. Пакшин A.B., Блинов Е.А. Основы инженерного проектирования тепловых систем: Учеб. пособие. - СПб.: СЗТУ, 2004. - 142 с.

99. Нагорная В.Н. Экономика энергетики: учеб. пособие / Н.В. Нагорная: Дальневосточный государственный технический университет. - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. - 157 с.

100. Кожевников H.H. Практические рекомендации по использованию методов оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение: Пособие для вузов / H.H. Кожевников, Н.С. Чинакаева, Е.В. Чернова. - М. : Изд-во МЭИ, 2000.-132 с.

101. Контроллинг как инструмент управления предприятием / Е.А. Ананькина, C.B. Данилочкин, Н.Г. Данилочкина и др.; Под ред. Н.Г. Данилочкиной. - М.: ЮНИТИ, 2002. - 279 с.

102. Бацева H.JI. Специальные вопросы проектирования электроэнергетических систем и сетей: учебное пособие / H.JI. Бацева. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. - 254 с.

103. Лисиенко В.Г. Топливо. Рациональное сжигание, управление и технологическое использование: справочник: В 3 кн. - М.: Кн. 3. - 2004. - 586 е.: ил.

104. Синев Н.М. Экономика ядерной энергетики: Основы технологии и экономики производства ядерного топлива. Экономика АЭС: Учеб. пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 480 е.: ил.

105. Пономарева H.A., Пелевина Л.В., Пономарев Н.Р. Методические указания по оценке эффективности инвестиций в дипломных проектах / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. - Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005. - 21 с.

106. Пономарева H.A., Отверченко Л.Ф. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитии электрических сетей: Учебно-методическое пособие к организационно-экономической части дипломных проектов / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. - Новочеркасск: ЮРГТУ, 2011. - 56 с.

107. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалева. - М.: Издательство МЭИ, 2005. -288 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А Пример расчета типовых энергоблоков ТЭС и АЭС

(рекомендуемое)

Расчет тепловой схемы ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой

К-300-240-2 ХТГЗ

Исходные данные

Наименование параметра Размерность Значение

Установленная электрическая мощность МВт 300

Коэффициент недовыработки электрической энергии 0,96

Фактическая электрическая мощность МВт 288

Отопительная нагрузка МВт 20

Температурный график отопительной нагрузки:

температура в прямой сети о с 115

температура в обратной сети 0 с 70

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор О с 12

Вид сжигаемого топлива Антрацитовый штыб

Расчетная тепловая схема энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт: 1 -

паровой котел; 2 - промежуточный пароперегреватель; 3 - паровая турбина; 4 - конденсатор; 5 - турбогенератор; 6 - сетевая установка; 7 -блочная обессоливающая установка; 8 - охладитель эжекторов; 9 -охладитель пароуплотнений; 10 - конденсатный насос; 11 - группа ПНД; 12 - дренажный насос; 13 - турбопривод питательного насоса; 14 -питательный насос; 15 - деаэратор; 16 - группа ПВД.

Теплофизические свойства пара, конденсата и питательной воды

№ точки Пар в отборах Конденсат пара в подогревателях Питательная вода (основной конденсат)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Р„ом, МПа Р„, МПа 1П,°С Ьп, кДж/кг Ркп, МПа 1 О/-, чш> ^ Ькп, кДж/кг 1др> ^ Ьдр, кДж/кг Рпв, МПа 1ПВ> ^ Ьпв, кДж/кг

0 23,54 23,54 540 3332

0' 22,33 22,33 538 3332

1 5,49 5,27 329 3020 5,01 264 1155,08 249,7 1084,36 32,96 260 1135,21

2 3,92 3,76 287 2955 3,58 243,7 1055,52 201,0 857,78 32,96 239,7 1042,37

пп" 3,7 3,55 540 3540

3 1,53 1,47 419 3296 1,40 195,0 830,11 174,4 738,82 32,96 191,0 827,76

ТПН 1,53 1,47 419 3296

Д 1,53/0,7 1,479/0,69 419 3296 0,69 164,4 694,81 0,69 164,4 694,81

4 0,59 0,57 297 3056 0,54 154,8 653,12 1,73 151,8 640,77

5 0,35 0,34 237 2940 0,32 135,8 571,19 1,73 132,8 559,31

6 0,205 0,197 181 2830 0,187 118,1 495,74 1,73 115,1 484,13

7 0,107 0,103 124 2732 0,098 99,1 415,57 1,73 96,1 403,94

8 0,052 0,050 83 2632 0,047 80,3 336,26 1,73 77,3 325,04

9 0,022 0,021 61 2520 0,020 60,1 251,62 1,73 57,1 240,46

К 0,0034 0,0034 26 2318 0,0034 26,0 109,08 0,0034 26,0 109,08

всп 0,205 0,197 181 2830 0,19 118,1 495,74 1,73 115 483,71

нсп 0,107 0,103 124 2732 0,098 99,1 415,57 1,73 96,1 403,94

Расчет сетевой установки.

Расход воды на сетевую установку:

О -Оот-=-2040^-= 1

4Д9 (115-70).4,19

Расход пара на верхний сетевой подогреватель (ВСП):

0кл Лс) = 106.07.(482,5-387,46)

всп {К-И6)чп (2830-495,74)-0,99

Расход пара на нижний сетевой подогреватель (НСП):

^СВ ПР С ~ ЬОС ) _ ^ВСП (Ь 6 1 )л п

В НСП —

(к, - К1 )Т}П

106,07 • (387,46 - 292,97) - 4,362 • (495,74 - 415,57) • 0,99 (2732-415,57)-0,99

= 4,22 (кг/с).

Ориентировочный расход пара на турбину.

В о = кр + О ВСП У ВСП + ^НСП У НСП )=

= 1,35 • (181,932 + 4,362 • 0,32 + 4,22 • 0,259) = 248,969 (кг / с). Расход пара на сетевые подогреватели определяется в долях от общего расхода пара на турбину. Доли отбора пара на ВСП и НСП:

ссВСп= — —^362— £>'„ 248,969

аНсп= — = -^- = 0,017. £>'0 248,969

Расчет группы подогревателей высокого давления (ПВД).

Доли отбора пара на группу ПВД:

'"а, {¡г\-Ндп) + а2(к2 -Н2) = апв(Н т-Н п2 )/7я; ^ а2(Л,2-ЛДР2) + аг3(/1з -/г'3) + а,(А^, - к^) = ат{Ипг-Ипг )т]п\

аъ (Л'3 -Лдрз) + (а, + аг2) • (А^ - НДРЗ) = (/г'^ -А/гяя - Ид )т]п.

Подстановка известных значений:

г

ах (2844,81 -1084,36) + а2(2955 - 2846,53) = 1,05 • (1135,21 -1042,37) • 0,99; а2 (2846,53 - 857,78) + ог3 (3296 - 2821,47) + а, (1084,36 - 857,78) = «< = 1,05 • (1042,37 - 827,76) • 0,99;

«з(2821,47 - 738,82) + (ах + а2) • (857,78 - 738,82) = = 1,05 • (827,76 - 41,76 - 694,81) • 0,99.

Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

а, =0,049;

ч.

<

а2 = 0,098; = 0,037.

Расчет деаэраторной установки.

Доля отбора пара на деаэратор:

схдИ 3 + ос П 4ИП4 + ТапРИПР —оспвИд ; аА +аПЛ +Уат = ос,

<

+(аПВ Т.апр ад)^П4 +^,аДР^ДР ~ аПВ^д >

ап 4 — апв

У, адр ад-

ад (А3 - ) + (<*ПВ ~ЦаДР )кП4 +^аДРНДР= апвК - ;

1

ос П Л - ос 1

-Е

сспо -ал.

Подстановка известных значений:

ад (3296 - 640,77) + (1,05 - 0,184) ■ 640,77 + 0,184 • 738,82 = 1,05 • 694,81 аП4 = 1,05 -0,184 -ад. Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

ад =0,017; аП4 =0,849.

0,99

Расчет группы подогревателей низкого давления (ПНД).

Доли отбора пара на ПНД: -ПНД 4:

а4(Н4 )т]п = аП4(кП4 -кП5).

а„4(^ПА-кП5) 0,849 • (640,77 - 559,31)

а А = --=-= 0 ,02У.

(3056-653,13)-0,99

-ПНД 5:

«5(¿5 -к'5 ^п )Т]П = аП4(НП5 -ктсх).

а ПА (кП5 ~ Кс\ ) - (У 4 )Лп

а5 =-=

(К ~ )т]п

0,849 • (559,31 - 486,13) - 0,029 • (653,13 - 571,19) • 0,99

(2940-571,19)-0,99 -ПНД 6:

«6 (К - h\ )rjn +(а4+а5)- (h'5 -h\ )r¡n = аП1 (hn6 - hni);

= 0,025.

ссП1 —ccn4 cx4 (X5 a6.

«6 (K - h\ + («4 + «5) • (Л*5 -h\ )TJn = (ап4 -a4-a5-a6)- (hn6 - hnl);

Ctnl —ССП4 cx4 ccs cc6. Подстановка известных значеннй:

" er6 (2830 - 495,74) • 0,99 + (0,029 + 0,025) • (571,19 - 495,74) • 0,99 = \ = (0,849 - 0,029 - 0,025 -a6)- (484,13 - 403,94); ^ ani = 0,849 - 0,029 - 0,025 - ab.

Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

а6 = 0,025; аП1 = 0,769.

- ПНД 7:

(^7 — ^ 7 (°^ВСП &НСП ) ' (hlicn 1 )Лп = аП1 №П7 ~ ^ТС2 )•

аП1 (ЬП1 Ьтс1) (схвсп + осНС17)' (^ясл ^ 7 )77я а7 =-

(Л7 -Л'7

0,769 • (403,94 - 327,04) - (0,018 + 0,017) • (415,57 - 415,57) • 0,99

= 0,026.

(2732-415,57)-0,99 -ПНД 8:

«8 Он - >7л + 0*7 + Явсп + (*НСП ) • (#7 >7 Л = «/79 (^Я8 ~ ^/79

<28 + <зг7 + освсп + ос ИС1у — ос П9.

«8 (Л - ^8 + («7 + ^ ВС П + «яся) • (^'7-^8 )77я = = («Я7 ~ «7 ~~ ^лся — аПСЛ — <^8 ) ' (^Л8 ~ ^//9 )' ^\Л9 : ^Я7 ~ ~ авСП аИСП ~ '

Подстановка известных значений:

" а8 (2632 -336,26) • 0,99 + (0,026 + 0,018 + 0,017) • (415,57 - 336,26) • 0,99 -I = (0,769 - 0,026 - 0,018 - 0,017 - а8) • (325,04 - 240,46); ^ осП9 =0,769-0,026-0,018-0,017-а8.

Результаты совместного решения уравнений теплового баланса:

а8 = 0,023; аП9 = 0,686.

-ПНД 9:

(И9 - И9 )Г1П = аП9 (Нп9 - Нпэ ).

аЛ90п9-Кэ) 0,686-(240,46-122,08)

а0 =-=-= 0,036.

9 (И9 - И9 )г/п (2520 - 251,62) • 0,99

Расчет конденсатора.

Доля расхода пара на конденсатор:

ак = аП9 -а9 ~ссЭЖиУПЛ ~осУТ = 0,686-0,036-0,04-0,01 = 0,600.

Расчет питательной установки.

Доля расхода пара на приводную турбину питательного насоса:

a i ib У cp О*пн -Рд) 1,05 • 1,1 -(32,9-0,69) Л1ЛО

атп„ —-—-— u,iUo.

тпн HtrjHTjM (3296-2886)-0,85-0,99

Проверка материального баланса:

ак + ах + а2 + а3 — атпн + ад + а4 + а5 + а6 + остпн + а7 + as + + сх9 + освсп + оснсп : 1,0,

0,600 + 0,049 + 0,098 + 0,037 - 0,108 + 0,017 + 0,029 + 0,025 + 0,025 + + 0,026 + 0,023 + 0,036 + 0,108 + 0,018 + 0,017 = 1,000.

Уточнение расхода пара на турбину:

№ Величина доли Теплоперепад в отсеке Оотс. Ноте.

отсека отбора обозначение величина

1 1,000 Н.(0-1) 312 312,000

2 0,951 Н.(«-2) 65 61,828

3 0,853 Н.(2-3) 244 208,242

4 0,691 Н.(3-4) 240 165,823

5 0,662 Н.(4-5) 116 76,775

6 0,636 Н.(5-6) 110 70,001

7 0,702 Н.(6-7) 98 68,789

8 0,659 Н.(7-8) 100 65,918

9 0,636 Н.(8-9) 112 71,203

к 0,600 Н.(9-к) 202 121,118

Уточненный расход пара на турбину:

О0==-^-_-288000--238,119 (кг,с).

2иаОТС • Нотс г]мт]г 1221,696 • 0,99

Проверка энергетического баланса:

Расчет мощности потоков пара срабатываемых в отсеках турбины: ТУ, =0х{кй-\)г1мг1г =11,619-(3332-3020)-0,99 = 3589 (кВт)-,

И2 =£>2(/*0 ~Н2)т]мт]г =23,277-(3332-2955)-0,99 = 8687,5 (кВт);

Л^з =Оъ(к0-кг+^Ипп)г1мг1г = 38,7• (3332-3296 + 585)• 0,99 = 23792,48 (кВт);

N. - Ил(И0 — /г4 + АИПП)г!мг}г = 6,922 • (3332-3056 + 585) • 0,99 = 5900,5 (кВт);

= £>5(/г0-/г5 +А/2ЛЯ)7Л/7Г =6,069-(3332-2940+ 585)-0,99 = 5869,82 (кВт);

= А (К -И6+ Мгпп )г/мг/г =-15,61-(3332 - 2830 + 585) • 0,99 = = -16798,91 (кВт);

N. =А(/г0-/г7+А/гяя)7м7г = 10,18-(3332-2732+ 585)-0,99 = 11942,21 (кВт); N. =£>„(/%-/%+ АИПП )Г1М?]Г = 5,581 • (3332 - 2632 + 585) • 0,99 = 7099,66 (кВт); Ы9 = Д,(/г0 -1ц +АЬпп)т]м7]г =8,608-(3332-2520+ 585)-0,99 = 11904,55 (кВт);

Ык = Ик(И0 -1гк+ Мгпп )т]мт]г = 142,774 • (3332- 2318 + 585) • 0,99 =

= 226013,21 (кВт).

Определение погрешности расчета:

288000-288000 л А = —-- =-= 0.

Х^огс. 288000

Расчет показателей тепловой экономичности энергоблока.

Расход тепла на турбоустановку с учетом потерь:

Яту = А)(Ао ~ьпв) + °ппМпп -Одв(Ипв -1гдв) =

= 238,119 • (3332 -1135,21) + 203,223 • 585 - 7,144 • (1135,21 - 83,8) =

= 634472,04 (кВт).

Удельный расход тепла на турбоустановку:

3600 <2ТУ 3600-634472,04 , „ „ п

д =-=-1-= 7653,46 (кДжКкВт ■ ч)\

ТУ Мэ+Итпн 288000 + 10440,04

Электрический КПД турбоустановки:

э 3600 3600

т]гу =-=-= 0,47.

ТУ дту 7653,46

Расход тепла на энергоблок:

6 634472,04 =

ппкчтр 0,9-0,98 КПД энергоблока:

Ыэ 288000 Л 11 г = -2- =-- 0,40.

бс 719356,05 Удельный расход тепла на энергоблок:

= = ^^ = 8991,95 (кДж/(кВт ■ ч)). г]с 0,40

Удельный расход условного топлива:

э 0,123 0,123

¿V =-= —— = 0,307 {кг/{кВт-ч)).

7]с 0,40

Расчет тепловой схемы АЭС мощностью 1000 МВт с турбоустановкой

К-1000-60/1500 ХТГЗ

Исходные данные

Наименование параметра Размерность Значение

Установленная электрическая мощность МВт 1000

Отопительная нагрузка МВт 1,9

Температурный график отопительной нагрузки:

температура в прямой сети о с 150

температура в обратной сети о с 70

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор о с 15

12 ЗА 5 6 7 8 9

Я. .13. V. .11. .10_

Расчетная тепловая схема энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт: 1 -

атомный реактор ВВЭР 1000; 2 - главный циркуляционный насос; 3 -парогенератор; 4 - группа ПВД; 5 - сепаратор пара; 6 - система промежуточного перегрева пара; 7 - паровая турбина; 8 — конденсатор; 9 -турбогенератор; 10 - сетевая установка; 11 - группа ПНД; 12 -деаэратор; 13 — питательный насос; 14 — расширитель продувки парогенератора.

Теплофизические свойства пара, конденсата и питательной воды

№ точки Пар в отборах Конденсат пара в подогревателях Питательная вода (основной конденсат)

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

Рп, МПа 1„,°С Ьп, кДж/кг Ркп, МПа t °С Ькп, кДж/кг , ог ЬдР, кДж/кг Рпв, МПа 1 °С 1пв, ^ Ьпв, кДж/кг

0 6,0 276 2789

0' 5,88 274 2789

1 2,87 231 2676 2,73 228,7 984,33 211,2 903,56 8,4 224,7 967,09

2 1,82 208 2608 1,73 205,2 876,06 188,4 800,72 8,4 201,2 860,67

3 1,12 185 2544 1,06 182,4 773,89 174,4 738,91 8,4 178,4 759,98

тпн 1,06 249 2938

д 1,12 185 2544 0,69 164,4 694,82 0,69 164,4 694,82

ПП" 1,12 250 2938

4 0,582 190 2828 0,553 155,7 657,04 1,73 152,7 644,66

5 0,312 137 2736 0,296 133,1 559,79 1,73 130,1 547,78

6 0,08 96 2552 0,076 92,1 386,01 0,076 92,1 386,01

7 0,021 61 2384 0,020 59 247,01 0,020 59 247,01

К 0,004 29 2207 0,004 29 121,62 0,004 29 121,62

С 1,12 187 2784 784,62

ПП1 1,12 211 2844 995,13

пп2 1,12 250 2938 1205,97

Ктпн 0,006 48 2257 0,006 48 200,95 0,006 48 200,95

всп 0,582 190 2828 0,553 155,7 657,04 1,73 150 632,99

нсп 0,312 137 2736 0,296 133,1 559,79 1,73 130,1 547,78

Расчет сепаратора влаги:

Доля расхода сепарированного пара:

hr-h3 2784-2544

ос с = —--- апп ---апп = ОД 36 • апп.

" hj — h'c пп 2544-784,62 пп пп

Расчет промежуточного пароперегревателя:

Доля расходов пара на промежуточные пароперегреватели:

V, -К _ 2844-2784 _ а™ - -Кпт 'апп ~ 2676-995,13 'апп

а =Киг-Кп,.а = 2938-2844

пп2 , ,, "лл т70п ппг т ля "л/7.

К~"пп2 2789-1205,97

Расчет группы подогревателей высокого давления (ПВД).

Доли отбора пара на ПВД: -ПВД 1:

Лп

&пв (^Л1 — ^Л 2 ) ^ пп 2 пп2 1 )

v п _

«1 =

(А,

1,01(967,09 - 860,67) —--0,059 • апп (1205,97 - 903,56)

=-—-= 0,061 - 0,01 ап

(2676-903,56) 77

ПВД 2:

апв (^Л 2 ~~ Алз ) о1 ЯЯ1 ~h;u>2 ) — + °-пп2 x^///>1 — ^д1'2 ) =-^--=

{h2 — hj(p 2)

1,01(860,67 - 759,98) ^ - 0,036 • апп (995,13 - 800,72) -

~ (2608-800,72)

-(0.06^0,049^ >(903,56-800,72) = адя _ ^

-ПВД 3:

апз (А, — Ад/, з) + огс (/г'с —ИдрЪ) + (а1 +а2 + осПП2 + сспт )(Ъ.щ,2 — кдрз) =

= «ял (Аяз - А;/ - ЛАЛД)—;

Лп

-ДАяв)^--ас(А'с-АЖз)-(«1 +«2 +«ЯЯ1 +«ЯЯ2)(АЛ/>2 -Адяз)

ос — ~'——^_^__^________^____

(А3 — Адрз)

1,01(759,98 - 694,82 - 9,98) ^ - 0,13 6 • апп (784,62 - 73 8,91) -

(2544-738,91) - (ОД 14 + 0,078апп )(800,72 - 73 8,91)

= 0,027 - 0,006аяя.

Чпн °>85

- = а, + а2 + апз + апт + аПП2 + ас = 0,141 + 0,208 • апп.

Расчет расширителя продувки парогенератора:

- Рпг = 1,08 ■ Р0 = 1,08 • 6,0 = 6,48 (МПа).

- /гя/) =1240,32 (кДж/кг).

- Рр=\$5-Рд =1,05-0,69 = 0,72 (МПа).

- И'ПР = 2764,10 (кДж/кг); ИПР = 1Ъ2,0 (кДж/кг).

а И = а" /г" -а' И •

иПРг1ПР " ПР п ПР ПР П ПР '

апр — ос пр —а пр.

0,01-1240,32 = а" ПР 2764,10- а' ПР 702,0; а" ПР = 0,01- а' пр.

а V = 0,0074;

а" ПР = 0,01 - 0,0074 = 0,0026.

Расчет деаэраторной установки.

Доля отбора пара на деаэратор:

адр Ьдрз пр кто\ прк пр^^па^пл ^сСдк^ = апвИ д ;

Чп

адР + а ПР+а пр^сс+ осд — апв. Г (0,141 + 0,208апп ) • 738,91 + 0,0074 • 639,15 + 0,0026 • 2764,10 + 644,66аП4 +

< + 2544ад =1,01-694,82

ПА

1

0,99

аПА = 1,01 - 0,141 - 0,208аяя - 0,0074 - 0,0026 - ад.

ссд =0,0205 -0,0103аяя; ап4 = 0,83 85 - 0,1911а пп.

- Доля отбора пара на ПВД 3:

<*з = апг +ад= °>027 - 0,006аяя + 0,0205 - 0,0103аяя = 0,0475 - 0,0163аяя.

- Доля отбора пара на промежуточные пароперегреватели:

апп апп2 ~ах—а2—аъ — оспт — ссс;