Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы энергосбережения на современных тэц и пути их решения 11
1.1 Энергосбережение на современных ТЭЦ 11
1.2 История применения тепловых насосов 15
1.3 Исследования эксплуатации ТНУ в составе основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ 18
1.4 Практическое применение тепловых насосов в целях теплоснабжения 25
1.5 Снижение энергопотерь оборудования ТЭЦ с помощью ТНУ 30
1.6 Постановка цели и задач исследования 34
2 Возможности использования вторичных источников низкопотенциальной теплоты ТЭЦ 36
2.1 Естественные и искусственные источники низкопотенциальной теплоты 37
2.2 Обзор искусственных источников низкопотенциальной теплоты на ТЭЦ 38
2.3 Оценка потенциала вторичных источников низкопотенциальной теплоты на ТЭЦ-5 2.3.1 Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения энергоблока №1 ТЭЦ-5 43
2.3.2 Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения энергоблока №2 ТЭЦ-5 47
2.3.3 Источники низкопотенциальной теплоты в сбросных системах ТЭЦ-5 51
2.4 Оценка потенциала вторичных источников низкопотенциальной теплоты на
ТЭЦ-21 55
2.4.1 Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения ТЭЦ-21 56
2.4.2 Источники низкопотенциальной теплоты в сбросных системах ТЭЦ-21 61
2.5 Выводы 63
3 Методика оценки возможности использования тну в составе тэц и разработка схемных решений 65
3.1 Методика оценки возможности использования ТНУ в составе ТЭЦ 65
3.2 Возможные потребители теплоты от ТНУ 80
3.3 Влияние ТНУ на режимы работы ТЭЦ 83
3.4 Схемы включения ТНУ в состав основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ 89
3.5 Выводы 91
4 Имитационное моделирование тепловых схем ТЭЦ 93
4.1 Преимущества и недостатки метода имитационного моделирования 93
4.2 Этапы моделирования в САПР «United Cycle» 98
4.3 Основные требования к имитационным моделям ТЭЦ-5 и ТЭЦ-21 99
4.4 Исходные данные для моделирования ТЭЦ-5 и ТЭЦ-21 100
4.5 Имитационная модель ТЭЦ-5 1
4.5.1 Создание имитационной модели ТЭЦ-5 101
4.5.2 Проверка адекватности модели ТЭЦ-5 104
4.6 Имитационная модель ТЭЦ-21 107
4.6.1 Создание имитационной модели ТЭЦ-21 107
4.6.2 Проверка адекватности модели ТЭЦ-21 108
4.7 Выводы 110
5 Анализ влияния тну на технико-экономические показатели работы ТЭЦ 111
5.1 Варианты использования теплоты от ТНУ 112
5.2 Влияние ТНУ на параметры режимов работы ТЭЦ-5 113
5.2.1 Влияние ТНУ большой мощности на параметры режимов работы ТЭЦ-5 113
5.2.2 Влияние установки ТНУ малой мощности на параметры режимов работы ТЭЦ-5 121
5.3 Влияние установки ТНУ на параметры режимов работы ТЭЦ-21 122
5.3.1 Влияние установки ТНУ большой мощности на параметры режимов работы ТЭЦ-21 122
5.3.2 Влияние установки ТНУ малой мощности на параметры режимов работы ТЭЦ-21 131
5.4 Влияние ТНУ на технико-экономические показатели работы станций 132
5.5 Выводы 136
6 Экономическое обоснование использования тепловых насосов в составе ТЭЦ 138
6.1 Расчеты программ производства и реализации электрической энергии и теплоты. Расчет топливных издержек 139
6.2 Расчет показателей экономической эффективности применения ТНУ 144
6.3 Оценка потенциальных рисков при применении ТНУ 147
6.4 Выводы 153
Заключение 155
Список сокращений и условных обозначений 157
Список литературы 160
- Исследования эксплуатации ТНУ в составе основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ
- Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения энергоблока №2 ТЭЦ-5
- Возможные потребители теплоты от ТНУ
- Создание имитационной модели ТЭЦ-5
Введение к работе
Актуальность темы. Работа теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) связана с образованием вторичных источников низкопотенциальной теплоты (ВИНТ). Внедрение в технологическую схему ТЭЦ утилизационных установок позволит полезно использовать потенциал ВИНТ, сократив нагрузку на окружающую среду и уменьшив себестоимость теплоты и электрической энергии.
Решению задачи по повышению эффективности работы ТЭЦ сопутствует учет технических и экономических факторов. К ним относятся особенности технологической схемы ТЭЦ, состояние эксплуатируемого оборудования, режимы работы ТЭЦ, климатологические характеристики объекта и особенности трей-динговой деятельности компании. Представляется перспективным применение теплонасосных установок (ТНУ) для использования потенциала ВИНТ. В настоящее время методики для анализа повышения эффективности работы ТЭЦ с помощью ТНУ разработаны в недостаточной степени.
Степень разработанности темы исследования. Проблемой применения ТНУ в составе оборудования ТЭЦ занимались отечественные ученые: В.П. Про-ценко (1988-2012 гг.), Э.Э. Шпильрайн (2003 г.), А.И. Андрющенко (1997-2003 гг.), В.М. Боровков (2006-2009 гг.) и др. В большинстве работ анализировались схемы ТЭЦ с ТНУ без учета влияния режимов работы оборудования на общую эффективность системы.
Реальные режимы работы оборудования оказывают значительное влияние на эффективность применения ТНУ, что обуславливает необходимость их учета.
Цель исследования: путем имитационного моделирования оценить эффективность применения тепловых насосов в технологических схемах теплоэлектроцентралей с учетом режимов работы основного и вспомогательного оборудования.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
выполнить анализ потенциальных возможностей ВИНТ ТЭЦ с учетом ее технологической схемы, режимов работы основного и вспомогательного оборудования;
разработать методику для анализа возможности внедрения ТНУ в состав технологической схемы с учетом режимов работы ТЭЦ;
предложить схемные решения, повышающие эффективность процесса ко-генерации на ТЭЦ, определить варианты использования полученной теплоты от ТНУ для улучшения рабочих режимов ТЭЦ;
построить имитационные модели тепловых схем ТЭЦ, учитывающие режимы основного и вспомогательного оборудования при включении ТНУ на различных участках схем;
произвести оценку экономической эффективности энергосберегающих мероприятий, реализованных с помощью ТНУ и выявить экономические риски, связанные с предложенными техническими решениями.
Научная новизна.
-
Разработана методика для анализа возможности внедрения ТНУ в состав технологической схемы с учетом режимов работы ТЭЦ;
-
Разработаны имитационные модели тепловых схем ТЭЦ с паротурбинными и парогазовыми блоками;
-
Произведен анализ влияния различных схем включения ТНУ с отпуском теплоты от 1,7 до 43 Гкал/ч на технико-экономические показатели (ТЭП) ТЭЦ для характерных режимов работы станций;
4. Произведена сравнительная оценка эффективности вариантов использова
ния теплоты от ТНУ: для дополнительной выработки электроэнергии; для
дополнительного отпуска теплоты потребителю от ТЭЦ; для снижения
нагрузки энергетических котлов или газотурбинных установок.
Теоретическая и практическая значимость работы. Построены имитаци
онные модели двух действующих ТЭЦ с возможностью включения в состав обо
рудования ТНУ. Получены аналитические зависимости для расчета удельных
расходов условного топлива на выработку электрической энергии и отпуск теп
лоты.
Практическая значимость работы заключается в том, что разработанная методика для анализа возможности внедрения ТНУ в состав технологической схемы с учетом режимов работы ТЭЦ может быть использована эксплуатационными и проектными организациями при внедрении схем ТНУ в процессы проектирования новых и модернизации действующих ТЭЦ. Она представляет интерес также для всех существующих теплоснабжающих объектов (ТЭС, котельных, АЭС и т.д.) и промышленных предприятий, имеющих вторичные источники низкопотенциальной теплоты.
Методология и методы исследований. В работе использовались как теоретические методы (идеализации, формализации), так и экспериментальные (моделирования и сравнения).
Объект исследования – ТЭЦ с включенным в состав оборудования ТНУ.
Предмет исследования – тепловые процессы, протекающие при эксплуатации основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ.
В работе применялись методы термодинамического анализа энергоустановок, математического моделирования и технико-экономических расчетов. Были применены программные комплексы САПР «United Cycle» и «CoolPack».
Положения, выносимые на защиту:
-
Методика для анализа возможности внедрения ТНУ в состав технологической схемы с учетом режимов работы ТЭЦ.
-
Имитационные модели тепловых схем ТЭЦ с паротурбинными и парогазовыми блоками.
2. Схемные решения с использованием ТНУ, позволяющие повысить тепло-
вую экономичность ТЭЦ.
3. Результаты расчетных исследований влияния мощности ТНУ и вариантов
ее использования на технико-экономические показатели работы ТЭЦ при характерных режимах основного и вспомогательного оборудования. Достоверность результатов исследований подтверждена введением обоснованных допущений, применением фундаментальных уравнений теории тепло-и массообмена, сравнением имитационных моделей с данными реальных ТЭЦ.
Апробация результатов. Результаты исследований опубликованы в 9 печатных работах в Российской Федерации. Всего 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК при Минобрнауки РФ, 5 тезисов докладов и одна работа в Реестре программ для ЭВМ.
Материалы были доложены и обсуждены на: o международно-практических конференциях «Неделя науки СПбГПУ» (г.
Санкт-Петербург, 2011-2012 гг.); o форуме с международным участием «Неделя науки СПбПУ» (г. Санкт-Петербург, 2015 г.); o научно-практических конференциях «Эффективная энергетика» (г. Санкт-Петербург, 2015-2016 гг.); o семинарах кафедры «Атомная и тепловая энергетика» Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого (2015-2016 гг.) и Института тепловой и атомной энергетики Национального исследовательского университета «МЭИ» (2016 г.).
Разработанные схемные решения и математические модели использованы при проведении научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Разработка инновационных решений по внедрению тепловых насосов и их совместной эксплуатации с тепловыми электростанциями на ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»» (2013-2014 гг.).
Материалы работы используются в учебном процессе в Санкт-Петербургском политехническом университете Петра Великого при подготовке по направлению «Теплоэнергетика и теплотехника» бакалавров (13.03.01) и магистров (13.04.01) (при проведении практических занятий по дисциплинам: «Режимы работы ТЭС и АЭС», «Возобновляемые источники энергии и установки утилизации низкопотенциальной теплоты» и «Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехноло-гиях»).
Личный вклад автора заключается в постановке цели и задач исследования; в обосновании методов решения задач; в разработке схем утилизации низкопотенциальной теплоты на ТЭЦ с паротурбинными и парогазовыми блоками; в создании имитационных моделей, позволяющих исследовать показатели тепловой экономичности ТЭЦ с ТНУ; при обработке, обобщении полученных результатов и выработке рекомендаций по условиям и схемным решениям применения ТНУ на ТЭЦ различного типа.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы (110 наименований) и пяти приложений. Работа содержит 171 страницу основного текста, 26 таблиц, 80 рисунков.
Исследования эксплуатации ТНУ в составе основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ
Тепловым насосом (ТН) называется техническое устройство, реализующее процесс переноса низкотемпературной теплоты, не пригодной для прямого использования, на более высокотемпературный уровень. ТН – это устройства, в которых рабочие тела совершают обратный термодинамический цикл, перенося теплоту с низкого температурного уровня на высокий [25].
Принцип действия теплового насоса вытекает из работ Карно и описания цикла Карно, опубликованного в его диссертации в 1824 г. «...повсюду, где имеется разность температур, может происходить возникновение движущей силы. Обратно, повсюду, где можно затратить эту силу, возможно образовать разность температур...». И дальше: «Ничто не препятствует образованию пара с помощью... (теплоты) тела и при температуре этого тела сжатию его так, чтобы он нагрелся до температуры тела, и, наконец, конденсации его в соприкосновении с этим телом» [105].
Практическую теплонасосную систему предложил Вильям Томсон (впоследствии - лорд Кельвин) в 1852 г. Она была названа умножителем теплоты и показывала, как можно холодильную машину эффективно использовать для целей отопления. В обосновании своего предложения Томсон указывал, что ограниченность энергетических ресурсов не позволит непрерывно сжигать топливо в печах для отопления и, что его умножитель теплоты будет потреблять меньше топлива, чем обычные печи.
Есть данные о том, что фактически реализована подобная машина была в Швейцарии. Томсон заявил, что его тепловой насос способен давать необходимую теплоту при использовании только 3% энергии, затрачиваемой на прямое отопление [18]. Практическое применение тепловых насосов за рубежом претерпело за более чем полувековую историю и подъемы, и спады. Можно выделить четыре основных периода развития ТНУ: 1) 1927-1946 гг. - создание, главным образом, экспериментальных и, зачастую, неэкономичных установок; 2) 1947-1962 гг. - разработка, массовое производство и широкое внедрение реверсивных тепловых насосов - круглогодичных кондиционеров; 3) 1963-1971 гг. - резкий спад спроса, вплоть до того, что в Европе тепловые насосы оказались полузабытыми; 1972 г. и по настоящее время - возрождение интереса к тепловым насосам и резкое увеличение работ во всем мире.
Развитие работ по тепловым насосам в СССР значительно отличалось от развития работ в этом направлении за рубежом. Это обусловлено совершенно иной системой хозяйства и другой энергетической политикой. Социалистическая система хозяйства обеспечивала бескризисное развитие производительных сил, о чем свидетельствует и тот факт, что наша страна не оказалась ввергнутой в энергетический кризис 1973 г. Энергетическая политика СССР отличалась тем, что развитие электроэнергетики и теплоснабжения с самого начала шла по пути централизации. Теплофикация и централизованное теплоснабжение от крупных котельных были развиты в Советском Союзе как нигде в мире. При таком положении и с учетом климатических и некоторых других факторов децентрализованное теплоснабжение, на базе которого за рубежом развивались тепловые насосы, в СССР не играло столь значительной роли, как в зарубежных странах [105].
Значительный вклад в развитие теории тепловых насосов был сделан русской физической школой, в частности проф. В.А. Михельсона и акад. А.Ф. Иоффе. Один из первых инженерных проектов теплонасосной системы отопления принадлежал русскому физику проф. В.А. Михельсону, который под названием «Проект динамического отопления» еще в 1920 г. весьма подробно разработал технику использования теплоты низкого потенциала для целей зимнего теплоснабжения, предложив метод сезонной аккумуляции теплоты [48]. В работе А.М.Каплана «Тепловые насосы, их технико-экономические возможности и области применения» [41] рассмотрена возможность внедрения ТНУ в систему централизованного теплоснабжения с использованием для догрева подаваемой воды обычных котельных в пиковых режимах работы, также рассчитаны предполагаемые объемы вытеснения органического топлива в годовом разрезе.
Широко применяемые в настоящее время промышленные тепловые насосы открытого цикла для получения острого пара с помощью сжатия в компрессоре сбросного пара низкого давления рассматривались в работе А.Н. Ложкина «Трансформаторы тепла» [77].
Пятидесятые годы ознаменовались строительством крупных гидроэлектростанций, что послужило толчком к активизации работ по применению тепловых насосов [105]. В 1950 г. К.Д. Смирновым была рассмотрена возможность отопления зданий ГЭС и их поселков с помощью хладоновых тепловых насосов с использованием в качестве источника низкопотенциальной теплоты воздуха, нагретого при охлаждении гидрогенераторов. Было предложено для этой цели использовать вместо схемы «воздух-вода» схему «вода-вода», а также предлагалось применять воздушные компрессионные тепловые насосы [83].
50-е годы отмечены большим количеством исследовательских работ в области ТНУ. Так В.С. Мартыновский показал, что парокомпрессионный тепловой насос по сравнению с воздушным имеет примерно в 2 раза большее значение коэффициента преобразования. Е.Я. Соколов определил, что граничный коэффициент преобразования, при котором ТНУ по расходу топлива равноэкономичны с местными котельными, имеет значение 2,5 (при термическом коэффициенте полезного действия (кпд) котельной 0,6 и кпд тепловой электростанции 0,25), и подчеркнул, что такие значения коэффициента преобразования могут быть получены только в парокомпрессионных тепловых насосах. Коэффициент преобразования, требуемый для конкуренции ТНУ с ТЭЦ, по расчетам Е. Я. Соколова равен 6-8 [105].
Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения энергоблока №2 ТЭЦ-5
Ежедневно значительное количество низкопотенциальной теплоты сбрасывается от ТЭЦ-5 в виде сточных вод с температурой порядка 30С.
1. Продувка системы оборотного водоснабжения.
Для предотвращения накипеобразования в оборотной системе охлаждения часть циркуляционной воды отводится из чаш градирен через дренажные трубопроводы в промышленную ливневую канализацию.
В соответствии с [52] расход воды на продувку Рз в % от расхода охлаждающей воды может быть определен по формуле: Р Ждб „ п л ч Р =— Р \ --U Ж — ждо6 пр к где PY - потери воды из градирни за счет испарения, %; Р2 - потери воды из градирни в результате капельного уноса, %; УК - предельно допустимая карбонатная жесткость охлаждающей воды, мг экв/кг; Ждо6 - карбонатная жесткость добавочной воды, мг-экв/кг; Потери воды из системы за счет испарения в процентах от расхода охлаждающей воды определяются согласно [24] по формуле: Pi = At-К, (2.2) где At - перепад температур в системе градирен, С; К - коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха (Таблица 2.9). Соответственно для перепада температур в системе порядка 5C, значение Pi будет составлять от 0,5 до 0,8%. Потери воды из системы в результате капельного уноса составляют для башенных градирен с водоуловительными устройствами 0,01-0,05 % (от расхода охлаждающей воды) в соответствии с [24], зависимость относительного расхода потерь воды из системы в результате капельного уноса (Р2) от расхода воды на продувку представлена в Таблице 2.10. Таблица 2.9 – зависимость коэффициента K для расчета потерь воды из системы оборотного водоснабжения за счет испарения от температуры наружного воздуха. Температура воздуха, C 0 10 20 30 40 K 0,1 0,12 0,14 0,15 0,16
Согласно [52] продувка эффективна при карбонатной жесткости воды источника подпитки ниже предельно допустимой карбонатной жесткости примерно в 1,3-1,5 раза. В соответствии с данными, предоставленными ОАО «ТГК-1», Жкдоб составляет 0,54 мг-экв/дм3 (средние показатели качества технической воды ТЭЦ-5). Соответственно по формуле 2.1 P3 должно составлять в среднем 1,2 - 2% от расхода охлаждающей воды.
При работе Т-180/210-130 и Т-125/150-7,4 с номинальными расходами охлаждающей воды через конденсаторы ПТ равные 22000 м3/ч и 19000 м3/ч соответственно расход воды на продувку в соответствии с данными Таблицы 2.10 может достигать 490 – 800 м3/ч. Таблица 2.10 - Зависимость значений расхода потерь воды из системы в ре зультате капельного уноса ( P2 , %) от расхода воды на продувку. Потери воды из системы в результате капельного уноса Р2, % Расход воды на продувку P3 , % 0,01 1,24 1,49 1,74 1,865 1,99 0,02 1,23 1,48 1,73 1,855 1,98 0,03 1,22 1,47 1,72 1,845 1,97 0,04 1,21 1,46 1,71 1,835 1,96 0,05 1,2 1,45 1,7 1,825 1,95 На Рисунке 2.13 представлены ориентировочные значения температурного уровня воды при непрерывной продувке котла и теплота теряемая с продувочной водой градирни на ТЭЦ-5 в годовом разрезе. Рисунок 2.13 – Потери теплоты с продувочной водой и температурный уровень охлаждающей воды на входе систему оборотного водоснабжения ТЭЦ-5 (1 – потери теплоты, 2 – средняя температура) 2. Продувка барабанов котлов. В соответствии с [70] расход воды при непрерывной продувке котла для установившегося режима должен поддерживаться при восполнении потерь обессоленной водой в пределах не более 1 и не менее 0,5% производительности котла. На блоке № 1 ТЭЦ-5 установлен один котел типа Еп-670-13,8-545 ГМН (заводская модель ТГМЕ-206/П) введенный в эксплуатацию в 2006 г. Соответственно при паропроизводительности котла в пределах от 201 до 670 т/ч расходы непрерывной продувки ориентировочно составит 1,2 - 4,8 т/ч при температурном уровне порядка 160С. На Рисунке 2.14 представлены ориентировочные объемы низкопотенциальной теплоты, теряемой с непрерывной продувкой барабанов котла ТГМЕ-206/П, в зависимости от производительности котла и процента продувки. На блоке № 2 ТЭЦ-5 установлено 2 двухконтурных котла-утилизатора Пр-228/47-7,86/0,62-515/230 введенных в эксплуатацию в 2012 г. Соответственно при паропроизводительности котла в пределах от 274 т/ч до 548 т/ч расход непрерыв 54 ной продувки ориентировочно составит 0,2 – 0,9 т/ч при температурном уровне порядка 160оС.
На Рисунке 2.15 представлены ориентировочные объемы низкопотенциальной теплоты теряемой с непрерывной продувкой барабанов 2-х котлов Пр-228/47-7,86/0,62-515/230 в зависимости от производительности котла и процента продувки.
Зависимость величины потерь низкопотенциальной теплоты, теряемой с непрерывной продувкой барабанов котла ТГМЕ-206/П, в зависимости от процента продувки и производительности продувки.
Зависимость величины потерь низкопотенциальной теплоты, теряемой с непрерывной продувкой барабанов котла Пр-228/47-7,86/0,62-515/230, в зависимости от процента продувки и производительности продувки 3. Канализационные сбросы. Помимо продувочной воды градирни и бытовых стоков на канализационно-насосную станцию (КНС) ТЭЦ-5 также сбрасываются сточные воды, образующиеся в результате химической подготовки подпиточной воды, а также с очистных сооружений. На Рисунке 2.16 представлены потери низкопотенциальной теплоты со сточными водами при различных расходах.
На ТЭЦ-21 действует оборотная схема охлаждения циркуляционной воды, включающая две башенные градирни. Циркуляция охлаждающей воды обеспечивается четырьмя циркуляционными насосами (ЦН) (48Д-22 – 2 шт. и 24НДН – 2 шт.). Из магистральных водоводов ТЭЦ-21 охлаждающая вода распределяется по конденсаторам турбин №1-5, системам охлаждения турбин, генераторов и ПЭН. 2.4.1 Источники низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения
Система охлаждения конденсаторов Нагретая после конденсаторов турбин Т-100/120-130 (тип конденсатора КГ2-6200-2) охлаждающая вода поступает в два магистральных водовода диаметром 1600 мм и с помощью насосов подается в градирни для охлаждения. Дополнительно в трубное пространство встроенных пучков (ВП) конденсаторов турбин №1-5 подается вода питьевого качества, которая деаэрируется, нагревается и подается в систему ГВС города. Номинальный расход охлаждающей воды через основной пучок составляет 16000 м3/ч, через встроенный пучок 2400 м3/ч [94]. На Рисунках 2.17 -2.18 показано изменение температуры охлаждающей воды в течение года по агрегатам и усредненные значения соответственно.
Рисунок 2.17 – Изменения температур охлаждающей воды конденсатора турбины Т-100 по блокам (номер ПТ соответствует номеру блока)
Оценка теплоэнергетического потенциала охлаждающей воды конденсатора турбин должна производиться с учетом таких факторов, как режимы работы ТЭЦ, расход и температура циркуляционной воды, а также ряда других факторов.
Возможные потребители теплоты от ТНУ
Формируются данные, характеризующие необходимые текущие затраты, связанные с производственной деятельностью, т.е. определяются суммарные производственные издержки. Для ТЭЦ наибольшую составляющую в переменных части издержек составляет топливо, в структуре постоянных издержек наибольший удельный вес имеет амортизационная составляющая, которая рассчитывается исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и утвержденных в установленном порядке норм амортизационных отчислений [51].
Оценка экономической эффективности инновационных технологий в энергосбережении основана на сопоставлении сегодняшних капитальных затрат по проекту с окупающими их будущими возвратными денежными потоками. Соизмерение разновременных показателей осуществляется с учетом изменения реальной ценности денежных средств во времени путем приведения (дисконтирования) их к моменту начала реализации инновационного проекта [87].
Показатели эффективности инновационных проектов, рассчитываемые с использованием ставки дисконтирования, согласно «Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» [50], по которым будет определяться инвестиционная привлекательность проекта: 1) Чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV) 2) Индекс доходности (ИД, PI) 3) внутренняя норма доходности (ВНД,IRR) 4) Срок окупаемости инвестиций (Ток, P P) и дисконтированный срок окупаемости (DPP) Показатели экономической эффективности проекта рассчитываются по известным формулам [42]: - чистый дисконтированный доход (NPV): После расчета показателей экономической эффективности необходимо провести оценку NPV: - NPV 0, тогда в случае принятия решения об использовании ТНУ на ТЭЦ компания понесет убыток (прибыль от продажи тепловой и электрической энергии не покроет издержек, связанных с установкой ТНУ), проект следует отвергнуть; - NPV=0, тогда в случае принятия решения об использовании ТНУ на ТЭЦ прибыль от продажи тепловой и электрической энергии будет равна издержкам, связанным с установкой ТНУ, решение об установки нужно принимать на основании дополнительных аргументов; - NPV 0, тогда в случае принятия решения об использовании ТНУ на ТЭЦ прибыль от продажи тепловой и электрической энергии будет больше издержек, связанных с установкой ТНУ, применение ТНУ в составе ТЭЦ целесообразно. Оценка рисков
Под рисками инвестиционных проектов понимается, как правило, предполагаемое ухудшение итоговых показателей эффективности проекта, возникающее под влиянием неопределенности. В количественном выражении риск обычно определяется как изменение численных показателей проекта: чистого дисконтированного дохода (NPV), внутренней нормы доходности (IRR) и дисконтированного срока окупаемости (DPP).
Для оценки рисков проекта предлагается использовать произвести анализ чувствительности проекта. Анализ чувствительности представляет собою сравнительный анализ различных факторов проекта на ключевой показатель эффективности проекта. В качестве такого показателя может служить внутренняя норма доходности или чистый дисконтированный доход. Далее происходит последовательное изменение каждого фактора, для которого предварительно установлены номинальные и предельные значения, и далее пересчитывается новая величина ключевого показателя эффективности проекта для всех выбранных предельных значений фактора. После этого строится график чувствительности для всех неопределенных факторов [87, 80].
Автором выделены четыре фактора риска, по которым будет производиться анализ чувствительности проекта: 1. Изменение темпов роста цен на ОРЭМ. 2. Изменение темпов роста тарифа на теплоту. 3. Изменение темпов роста цен на топливо. 4. Увеличение капитальных затрат. При необходимости число факторов может быть увеличено. 3.2 Возможные потребители теплоты от ТНУ Наибольший интерес представляет собой исследование применения мощных ТНУ (с отпуском теплоты более 17,2 Гкал/ч) на ТЭЦ, так как они оказывают существенное влияние на режимы работы станции.
Теплоту, полученную с использованием мощных ТНУ для ТЭЦ, работающих в открытой системе теплоснабжения, рационально использовать для подогрева двух потоков: - подпиточной воды теплосети (подпитки); - обратной сетевой воды теплосети.
Для общего теплового баланса ТЭЦ эти варианты равноценны, однако эффективность работы ТНУ зависит от величины перепада температур между источником и потребителем теплоты от ТНУ (чем перепад ниже, тем эффективнее работа ТНУ). Так при использовании ТНУ, простейшей компоновки, работающей на хладагенте R134a, с тепловой мощностью 43 Гкал/ч и с температурой ИНТ равной 25С, для подогрева воды ориентировочные затраты на привод компрессора ТНУ составят 7,8 МВт при нагреве воды до температуры 45С (схема использования ТНУ для подогрева подпитки) и 19,5 МВт при нагреве воды до температуры 80С (схема подогрева ОСВ). Поэтому предпочтительным вариантом использования тепловой нагрузки от ТНУ большой мощности является подогрев подпиточной воды теплосети перед системой вакуумных деаэраторов. Расходы и температурный уровень подпитки на рассматриваемых ТЭЦ позволяют установить тепловые насосы широкого диапазона мощностей (от 0,86 до 43 Гкал/ч) [12]. Из преимуществ данного потребителя можно выделить: - эффективную работу ТНУ за счет небольшой разницы между температурным уровнем ИНТ и потребителем теплоты;
Создание имитационной модели ТЭЦ-5
ИНТ для ТНУ в данной схеме являлась циркуляционная вода в общем коллекторе на входе в конденсаторы паровых турбин, ввиду того, что значение этой температуры для данного режима было выше нормативного и составляло 25С. Таким образом, установка ТН позволит снизить температуру на входе в конденсатор ПТ до значения 20С. Параметры потребителя теплоты от ТНУ соответствуют параметрам подпиточной воды, перед системой ВТД, для данного режима: температура равна 28,1С, расход равен 1860 т/ч. Цикл работы одноступенчатого ТНУ для режима периодического протапливания на хладагенте R134a в координатах lgp-h представлен на Рисунке 5.12.
На Рисунке 5.13 показано сравнение процессов расширения пара в проточной части турбины Т-100 блока №4, для режима без установки ТНУ (Рисунок 5.13.а) и для режима использования теплоты от ТНУ для дополнительного производства электроэнергии (Рисунок 5.13.б). Для данного блока, снижение нагрузки теплофикационных отборов составило 37,4 Гкал/ч, а величина дополнительной выработки электроэнергии равна 11,8 МВт.
В качестве характерного летнего режима по статистической информации был выбран режим с двумя работающими блоками, основные показатели работы выбранного режима указаны в Таблице 5.8 в столбце «без ТНУ». В столбах «с ТНУ» представлены показатели работы ТЭЦ с использованием ТНУ для трех вариантов использования теплоты на ТЭЦ.
ВИНТ для ТНУ в данной схеме являлась охлаждающая вода системы технического водоснабжения в общем коллекторе (28С). Параметры потребителя теплоты от ТНУ соответствуют параметрам подпиточной воды, перед системой ВТД: температура равна 28,6С, расход равен 1910 т/ч. Цикл работы одноступенчатого ТНУ для летнего режима работы ТЭЦ-21 на хладагенте R134a в координатах lgp-h, представлен на Рисунке 5.14.
На Рисунке 5.15 показано сравнение процессов расширения пара в проточной части турбины Т-100 блока №4, для режима без установки ТНУ (Рисунок 5.15.а) и для режима использования теплоты от ТНУ для дополнительного производства электроэнергии (Рисунок 5.15.б). Для данного блока, снижение нагрузки теплофикационных отборов составило 17 Гкал/ч, а величина дополнительной выработки электроэнергии равна 5,29 МВт.
Использование теплоты после ТНУ для дополнительного производства электрической энергии (Nвыр) Сравнение дополнительной выработки электроэнергии с затратами электроэнергии на привод компрессора ТНУ для различных характерных режимов ТЭЦ-21 приведено на Рисунке 5.16. I
Анализ влияния установки ТНУ малой мощности на режимы работы ТЭЦ-21 проводился для всех четырех характерных режимов станции для варианта использования теплоты от ТНУ для дополнительного отпуска теплоты от ТЭЦ. В Таблице 5.9 представлено сравнение основных параметров режимов работы ТЭЦ-21 для двух схем использования ТНУ: сх. №1 - для подогрева сырой воды перед цехом ХВО; и сх. №2 - для подогрева подпиточной воды для СН и ХН.
Для анализа влияния ТНУ на ТЭП работы станций производился расчет УРУТ на выработку электроэнергии и отпуск теплоты для характерных режимов работы ТЭЦ-21 и ТЭЦ-5 в соответствии с РД 34.08.552-95 «Методическими указаниями по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования» [53].
Особенность метода ОРГРЭС состоит в том, что при его использовании правильное разделение расхода топлива на ТЭЦ можно выполнить лишь в том случае, если имеется подробная карта режимов работы всех турбоагрегатов [102]. Так как в работе используются методы имитационного моделирования, дающие полную информацию о моделируемых режимах работы, использование данного метода обоснованно. Удельные показатели, полученные по методике ОАО «Фирма ОРГРЭС», занимают промежуточное положение между удельными показателями, рассчитанными по балансовой методике и базовому методу, учитывающему тепловую ценность отборного пара. Это объясняется тем, что в методике ОАО «Фирма ОРГРЭС» разница тепловых потенциалов отпускаемой потребителю теплоты учитывается частично [26]. При расчете УРУТ для схем использования ТНУ в составе ТЭЦ были внесены изменения в формулы расчета коэффициента отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии для ТЭЦ (формула 3.3) и УРУТ на выработку электроэнергии и отпуск теплоты (формулы 3.5 – 3.6 соответственно).
Оценка результатов производилась путем сравнения ТЭП ТЭЦ для схемы без ТНУ (фактическая компоновка) со схемой с ТНУ по трем вариантам использования теплоты от ТНУ. Формулы для расчета УРУТ на выработку электроэнергии и отпуск теплоты представлены в Приложении Д для ТЭЦ-5.
Расчетная оценка влияния ТНУ на коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии показала, что возрастание коэффициента э при совместной эксплуатации ТНУ с ТЭЦ-21 достигает 13,1% (Рисунок 5.17).
Изменение удельных расходов условного топлива на выработку электроэнергии и на отпуск теплоты для Правобережной ТЭЦ-5 по трем вариантам использования теплоты от ТНУ большой мощности (QТНУ=43 Гкал/ч) представлено на Рисунке 5.18а и Рисунке 5.18б соответственно. Наибольшая экономия условного топлива достигается при использовании ТНУ для увеличения отпуска теплоты (Q) от станции: - снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии составляет 4,2 гут/кВтч (1,8%) для зимнего режима работы ТЭЦ и 3,4 гут/кВтч (1,4%) для летнего режима; - снижение удельного расхода условного топлива на отпуск теплоты составляет 5,4 кгут/Гкал (3,8%) для зимнего режима работы ТЭЦ и 4 кгут/Гкал (3%) для летнего режима.