Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты тепловых электрических станций

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты тепловых электрических станций

Тепловая электрическая станция (ТЭС) - сложная многокомпонентная система, состоящая из большого числа подсистем и агрегатов. При проектировании и эксплуатации ТЭС некоторым агрегатам уделяется недостаточно внимания, их тепловые потери считаются естественными. К таким агрегатам и системам можно отнести турбогенераторы, трансформаторы ТЭС, систему смазки подшипников вала турбины и турбогенератора, систему непрерывной продувки котлов. Потери теплоты ряда рабочих сред, например, отработавшего пара турбин, традиционно считаются неизбежными из-за низкого потенциала теряемой теплоты, хотя наличие низкопотенциальных теплопотерь ведет к существенному понижению энергетической эффективности ТЭС. Только в конденсаторах турбин крупных электростанций теряется до 500 МВт тепловой мощности.

С учетом этого, одним из наиболее актуальных вопросов эксплуатации ТЭС является разработка технологий, позволяющих регенерировать (возвращать в цикл) теплоту низкого потенциала. Одним из путей решения этой задачи является использование низкотемпературных потоков топлива и воздуха, потребляемых котлами ТЭС, в качестве хладагентов агрегатов и сред - источников низкопотенциальных выделений.

Целью работы является разработка технологий повышения экономичности тепловых электрических станций путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов и систем ТЭС.

Задачи исследования:

1. Выявление агрегатов и систем - источников «бросовой» низкопотенциальной теплоты на тепловых электростанциях.

2. Разработка общей концепции повышения энергетической эффективности ТЭС путем регенерации низкопотенциальной теплоты.

3. Экспериментальные исследования изменения состояния природного газа при редуцировании в промышленных условиях на тепловых электрических станциях.

4. Разработка технических решений, позволяющих реализовать на практике разработанную концепцию повышения энергетической эффективности с использованием низкотемпературных потоков дутьевого воздуха и редуцированного природного газа.

5. Исследование энергетической и экологической эффективности разработанных технологий, оценка инвестиционной привлекательности.

6. Разработка сопроводительной информационной системы автоматизированного расчета технико-экономических показателей разработанных технологий.

Методы исследований. В диссертационной работе использованы метод пассивного многофакторного эксперимента, методы регрессионного анализа экспериментальных данных, современные методы технико-экономических расчетов в энергетике, эвристические методы поиска новых технических решений.

Положения, выносимые на защиту:

- технические и технологические решения по повышению экономичности тепловых электрических станций путем регенерации «бросовых» низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов и рабочих сред дутьевым воздухом и редуцированным природным газом, включая:

- результаты исследований энергетической, экологической и экономической эффективности разработанных технических решений;

- результаты экспериментальных исследований изменения состояния природного газа при дросселировании в промышленных условиях.

Научная новизна работы заключается в следующем:

Разработана концепция повышения энергетической эффективности тепловых электрических станций, предусматривающая возврат в цикл теплоты «бросовых» потоков (отработавшего пара турбин, циркуляционного водорода турбогенераторов, масла турбин и трансформаторов, продувочной воды).

Разработан комплекс научно обоснованных технологий охлаждения основных энергопреобразующих агрегатов и сред ТЭС с использованием дутьевого воздуха и редуцированного природного газа в качестве хладагентов.

Практическая ценность работы.

Построена модель энергетической эффективности новых технологий. Установлено, что использование воздуха и газа для регенерации теплоты отработавшего пара, а также основных преобразующих агрегатов позволяет понизить расход условного топлива на 29 тыс. т/год в расчете на один энергоблок мощностью 100 МВт.

Проведена оценка инвестиционной привлекательности технологий, установлено, что срок окупаемости не превышает 2 года.

Проведено экспериментальное исследование процесса дросселирования природного газа в промышленном регуляторе давления, построено уравнение регрессии, описывающее изменение температурного перепада природного газа при редуцировании.

Разработана технология осушки водорода редуцированным природным газом.

Разработана сопроводительная информационная система, позволяющая автоматизировать расчет технико-экономических показателей технологий при внедрении.

Реализация результатов работы. На Ульяновской ТЭЦ-1 технология регенерации теплоты отработавшего пара турбины принята к внедрению. Результаты диссертации также используются в учебном процессе при преподавании дисциплин «Теплогенерирующие установки», «Технология централизованного производства тепловой и электрической энергии», «Энергосбережение».

Апробация работы. Технологии регенерации низкопотенциальных потоков теплоты воздухом и природным газом, разработанные в рамках диссертационной работы, отмечены: медалью Российской Академии наук, 2008 г.; золотой медалью Международного салона изобретений «Женева-2008», г. Женева (Швейцария), 2008 г.; серебряной медалью 56-го Всемирного Салона инноваций, научных исследований и новых технологий «Иннова/Энерджи 2007», г. Брюссель (Бельгия), 2007 г.; серебряной медалью 58-й Международной выставки «Идеи, изобретения, инновации» - «IENA-2006», г. Нюрнберг (Германия), 2006 г.; медалью лауреата Всероссийского Выставочного Центра, г. Москва, 2008 г.; дипломом первой степени Всероссийского смотра-конкурса научно-технического творчества «Эврика-2006», г. Новочеркасск, 2006 г.; дипломом Российской научно-технической выставки «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», г. Ульяновск, 2006 г.; дипломом лауреата Всероссийского конкурса инновационных проектов «Энергетика и энергосбережение», г. Томск, 2006 г.

Основные положения диссертационной работы представлены на: Тринадцатой Международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (МЭИ, 2007); Второй Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции» (МГСУ, 2007); VIII Международном симпозиуме «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» (Казань, 2007); V Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (УлГТУ, 2006); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проектов по направлению «Энергетика и энергосбережение» (ТПУ, 2006); III-ей Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергетика - теория и практика» (МЭИ, 2006); IV-й Российской научно-практической конференции (Иван. гос. энерг. ун-т, 2005); Всероссийском смотре-конкурсе научно-технического творчества «Эврика - 2006» (ЮРГТУ, 2006); 35-37 СНТК УлГТУ (2005-2007 гг.); 39-41 НТК ППС УлГТУ (2005-2007 гг.); заседаниях постоянно действующего научного семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (Ульяновск, 2005-2008 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 76 печатных работ, в том числе 1 монография, 15 статей, 7 полных текстов докладов, тезисы 5 докладов, 47 патентов РФ на изобретения, 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов, изложенных на 212 страницах машинописного текста, содержит 95 иллюстраций, 21 таблица, 1 приложение, список литературы из 164 наименований.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы задачи исследования, защищаемые положения, дано описание структуры диссертации.

В первой главе приведены результаты поиска агрегатов и систем ТЭС, которые являются источниками выделения низкопотенциальной теплоты.

Выявлены среды с наиболее значимыми тепловыделениями: отработавший пар турбин; циркуляционный водород турбогенераторов; масло турбин; масло трансформаторов.

Проведен критический анализ существующих способов утилизации низкопотенциальной теплоты агрегатов. Анализ показал, что в большинстве случаев для отвода теплоты перечисленных сред используют циркуляционную воду, которую охлаждают в градирнях атмосферным воздухом. Этот способ охлаждения не предусматривает полезного использования отведенной теплоты и связан с эксплуатационными затратами на обслуживание водяного контура охлаждения. Рассмотрены проблемы пониженной эффективности водяных контуров охлаждения в летний период.

Проведен поиск низкотемпературных сред, участвующих в цикле станции. Выявлено, что потенциал дутьевого воздуха и редуцированного природного газа значительно ниже потенциала теплоты, отводимой от агрегатов. При этом на ТЭС осуществляют паровой подогрев воздуха в низкотемпературном диапазоне перед подачей его основные воздухоподогреватели для предотвращения сернистой коррозии подогревателей, что связано с повышенными энергетическими затратами на собственные нужды.

Редуцированный природный газ имеет довольно низкие температуры, особенно при использовании турбодетандеров (газовых турбин, позволяющих использовать энергию газа высокого давления для выработки дополнительной электроэнергии) в качестве органов редуцирования. Перед подачей в топки котлов газ подогревают в специальных горелках сжиганием части топочного газа или паром в паровых подогревателях, что является неэкономичным из-за больших эксергетических потерь вследствие высокой необратимости процесса подогрева.

Раскрыты резервы повышения экономичности ТЭС путем регенерации теплоты низкого потенциала с использованием низкотемпературных потоков дутьевого воздуха и редуцированного природного газа.

На основании проведенного анализа сформулированы основные задачи исследования.

Во второй главе сформулирована концепция повышения энергетической эффективности ТЭС путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты основных энергопреобразующих агрегатов (теплоты отработавшего пара турбин, обмоток турбогенератора и трансформатора, масла турбин). Концепция предусматривает использование дутьевого воздуха и редуцированного природного газа в качестве охладителей перечисленных агрегатов, что позволяет возвращать теплоту, выделяемую агрегатами, в цикл станции, а также снизить эксплуатационные расходы на контур циркуляционной воды, системы подогрева воздуха и газа перед подачей в топки котлов, индивидуальные системы охлаждения. Принципиальная энергетическая диаграмма, иллюстрирующая концепцию, представлена на рис. 1.



Рис. 1. Принципиальная энергетическая диаграмма ТЭС с применением концепции регенерации низкопотенциальных потоков теплоты основных преобразующих агрегатов

тепловой электрический энергетический

Разработан комплекс технологий, позволяющих реализовать концепцию на практике.

Наиболее заметным и значимым по величине теряемым потоком теплоты является отработавший пар турбин, его температура на выходе из турбины составляет 35 - 40 °С, что практически соответствует температуре конденсата после конденсатора. Основной поток теряемой теплоты - это скрытая теплота конденсации водяных паров.

Регенерацию теплоты отработавшего пара турбин целесообразно осуществлять в соответствии со схемой, представленной на рис. 2.

Конденсатор выполнен в виде двухсекционного комбинированного теплообменника 4, воздушная секция 6 которого включена по охлаждающей среде в воздуховод дутьевого вентилятора 7 котла 1, а газовая секция 5 - в газопровод между устройством для понижения давления газа и горелкой 2 котла. В качестве поверхности теплообмена предусматривается использование паровых калориферов.



Рис. 2. Схема ТЭС с газо-воздушным охлаждением конденсатора: 1 - котел; 2 - горелка; 3 - турбина; 4 - конденсатор; 5 - воздушная секция; 6 - газовая секция; 7 - дутьевой вентилятор

Компоновка системы с использованием воздуха и газа нескольких котлов показана на рис. 3.

Рис. 3. Схема ТЭС с водо-газо-воздушным охлажде-нием конденсатора турби-ны: 1 - котел; 2 - горелка; 3, 4, 5 - турбины различных типов; 6 - водяной конденсатор; 7 - комбини-рованный газо-воздухо-водяной конденсатор; 8 - газовая секция; 9 - воздушная секция; 10 - водяная секция; 11 - турбодетандер; 12 - дутьевой вентилятор

Предложенные технологии регенерации отработавшего пара основных турбин применимы и для регенерации отработавшего пара вспомогательного оборудования станции, в частности, для отработавшего пара турбин питательных турбонасосов.

При работе генераторов в их обмотках и стали выделяется теплота, которую необходимо удалять. Количество выделяемой теплоты зависит от электромагнитного КПД агрегата и определяется по уравнению

,

где P - мощность агрегата, кВт; з - КПД агрегата.

Для установки, состоящей из турбины Т-100-130 и турбогенератора ТВФ-120-2, теряемая мощность достигает 1,95 МВт.

Чаще всего на станциях для отвода теплоты от обмоток и стали турбогенераторов используют водород. Его охлаждают в водяных охладителях технологической водой. При этом температура водорода на входе в охладитель составляет 95 °С, а на выходе - 40 °С.

Схема регенерации теплоты обмоток турбогенераторов существенно зависит от используемого метода охлаждения агрегата. При водородном охлаждении турбогенератора регенерацию лучше осуществлять путем передачи теплоты нагретого водорода воздуху или природному газу в специальных газовых охладителях (рис. 4 а, б).



Рис. 4. Схемы ТЭС с охлаждением генератора воздухом (а) и природным газом (б): 1 - котел; 2 - горелка; 3 - турбина; 4 - вал турбины; 5 - ротор; 6 - турбогенератор; 7 - газоохладители; 8 - воздухозаборные (газозаборные) отверстия; 9 - воздухоотводящие (газоотводящие) отверстия; 10 - дутьевой вентилятор

Описанные технологии позволяют совместить процессы утилизации теплоты обмоток турбогенераторов с предварительной подготовкой топлива, что позволяет повысить экономичность станции путем снижения энергетических затрат на систему водяного охлаждения, на систему предварительного подогрева воздуха и природного газа, а также благодаря возврату теплоты турбогенераторов в цикл станции.

Газовое охлаждение, помимо перечисленных достоинств, позволяет решать ряд проблем, связанных с увеличением влажности водорода. Как известно, при работе турбогенераторов происходит насыщение водорода водяными парами, которые попадают в корпус генератора через неплотности в торцевых уплотнениях, что создает опасность появления конденсата на внутренних поверхностях генератора, который является одной из наиболее распространенных причин аварий. Обычно для предотвращения описанного эффекта используют фреоновые осушители водорода или продувку генератора свежим гидролизным водородом, что связано с большими затратами.

Рис. 5. Схема ТЭС с осушкой циркуляционного водорода турбогенератора природным газом: 1 - котел; 2 - горелка; 3 - турбина; 4 - турбогенератор; 5 - газоохладители; 6 - низкотемпературные охладители (сушилки); 7 - устройство отвода конденсата, 8 - турбодетандер

Использование турбодетандера в качестве органа редуцирования газа позволяет снижать температуру газа до довольно низких отрицательных температур, что дает возможность использовать природный газ для осушки.

Предложено организовать постоянную рециркуляцию части водорода через дополнительный низкотемпературный охладитель, расположенный перед основным охладителем по ходу газа (рис. 5), что позволит охлаждать часть водорода до отрицательных температур, при этом водяные пары, находящиеся в водороде, будут конденсироваться на стенках и удаляться через специальное устройство.

Таким образом, использование газа в качестве охладителя дает возможность не только регенерировать теплоту турбогенератора, но и осуществлять осушку циркуляционного водорода, т.е. позволяет повысить экономичность ТЭС путем исключения дорогостоящих и высокозатратных устройств осушки водорода из схемы станции.

При работе трансформаторов в их обмотках выделяется теплота, количество которой зависит от мощности агрегата и его КПД и определяется по уравнению (1). Для энергоблока 100 МВт потери мощности превышают 0,6 МВт и полностью переходят в тепловые.

Масляные трансформаторы с воздушным охлажде-нием строят так, чтобы при нормальной нагрузке уста-новившаяся разность температур меди обмотки и температуры воздуха не превосходила 70 °С, а превышение темпера-туры масла над температурой воздуха не было выше 60 °С, таким образом, средняя температура масла на входе в маслоохладитель равна 90 °С, а на выходе 40 °С. Предложено использовать для охлаждения трансформаторного масла воздух подаваемый в топки котлов, как показано на рис. 6, или использовать в качестве хладагента природный газ.

Рис. 6. Схема ТЭС с воздушным охлаждением трансформаторного масла: 1 - трансформатор; 2 - маслоохладитель; 3 - масляный насос; 4 - воздухозаборное отверстие; 5 - воздухоотводящее отверстие; 6 - дутьевой вентилятор; 7 - котел; 8 - горелка

Постоянная циркуляция масла трансформатора 1 через маслоохладитель 4 поддерживается масляным насосом 3. Воздух или природный газ пропускают через маслоохладитель и подают в топку котла 7. Движение воздуха осуществляют за счет тяги дутьевого вентилятора котла 6, движение газа - за счет избыточного давления сети.

Рассмотренные схемы позволяют повысить экономичность ТЭС не только путем возврата в цикл станции теплоты, выделяемой трансформа-торами, но и путем существенного упрощения системы охлаждения трансформаторного масла. При использовании новых технологий отпадает необходимость в установке большого числа вентиляторов обдува масляных радиаторов, что приводит к снижению стоимости трансформаторов, а также к снижению энергетических затрат на их эксплуатацию.

В третьей главе приведены результаты экспериментального исследования процесса дросселирования природного газа в регуляторах давления Ульяновской ТЭЦ-1.

Экспериментальное исследование проводилось методом многофакторного пассивного эксперимента. Фиксировались четыре параметра: температура и давление газа на входе в регулятор; температура и давление газа на выходе из регулятора. Замеры производились штатными приборами.

В результате эксперимента выявлено, что реальный перепад температур газа на 1,5 - 2 єС меньше теоретического (полученного по номограммам для метана).

На основе полученных в ходе эксперимента данных построено уравнение регрессии понижения температуры газа:

Y = 0,871X₁ + 0,2567X₂ - 2,5007,

где Y - температурный перепад газа при редуцировании, єС; X₁ - перепад давлений газа, кгс/см²; X₂ - температура газа перед регулятором давления, єС.

Рис. 7. Аппроксимация зависимости понижения температуры газа при редуцировании от перепада давлений и температуры газа перед регулятором давлений

Графически построенное уравнение может быть представлена плоскостью, при этом достоверность аппроксимации R² соответствует 0,9843 (рис. 7).

В четвертой главе проведено исследование энергетической и экологической эффективности разработанных технологий, рассмотрены термодинамические аспекты сформулированной концепции, получены количест-венные характеристики энергети-ческой эффективности, проведен анализ инвестиционной привлекательности технологий на примере энергоблока турбины Т-100-130 Ульяновской ТЭЦ-1.

Термический КПД установки, состоящей из котла и турбины с водяным конденсатором, в общем виде определяется уравнением

где Q₁ - теплота, подведенная к рабочему телу в котле; Q₂ - количество теплоты, отведенной в конденсатор.

При использовании отработавшего пара для подогрева воздуха и топлива часть теплоты м·Q₂ - вернется в топку, увеличив при этом величину Q₁ (рис. 8). Теплота, отводимая в атмосферу, составляет (1 - м)Q₂. Так как режим работы установки задается графиком нагрузок, который несет ТЭС, необходимо поддерживать величину подводимой к рабочему телу теплоты на постоянном уровне, т.е. Q₁ = const, для чего расход топлива на котел необходимо понизить на величину, эквивалентную регенерируемой теплоте отработавшего пара.

Рис. 8. Цикл паротурбинной установки в Т, s - диаграмме

Таким образом, окончательное уравнение для расчета термического КПД при регенерации теплоты отработавшего пара турбин имеет вид:

.

Экономия топлива при этом составляет:

.

Возврат теплоты, теряемой генератором, трансформатором и механическими узлами паротурбинных установок, ведет к повышению эффективного КПД:

,

где з_м', з_эм' - скорректированные механический и электромагнитный КПД.

Формула для расчета скорректированного электромагнитного КПД:

,

где N₁ - мощность, снимаемая с вала турбины; N₂ - мощность, отдаваемая в сеть после трансформаторов; N_рег - мощность, эквивалентная теплоте, отведенной от электроагрегатов в топку котла:

.

Формула для расчета механического КПД:

,

где L_вала - работа вала турбины; L^д_цикла - действительная работа цикла ПТУ; Q_рег - теплота, отведенная от механических устройств в топку котла.

Таким образом, использование низкопотенциальной теплоты цикла паротурбинных установок, отводимой как от рабочего тела, так и от преобразующих энергию агрегатов, для подогрева воздуха и топлива, потребляемых котлами, является существенным резервом повышения экономичности тепловых электростанций.

Энергетическая эффективность разработанных технологий в первую очередь обусловлена возвратом части теплоты, отводимой нижнему теплоисточнику, а также теплоты, выделяемой агрегатами, преобразующими основной поток энергии, в цикл станции. В общем виде уравнение для расчета экономии топлива можно записать как

,

где Q_рег - регенерируемая низкопотенциальная теплота; Q_р^н - низшая теплота сгорания топлива; з_е^ТЭС - эффективный КПД ТЭС

или

,

где Q_о.п., Q_т.г., Q_т, Q_м - регенерируемая теплота отработавшего пара, тепловыделений турбогенератора, трансформатора и механических устройств соответственно.

Дополнительным фактором экономии является снижение мощности циркуляционных насосов охлаждающей воды:

,

где p - давление насосов, кПа; G - снижение расхода циркуляционной воды (?35 кг воды на 1 кг отработавшего пара), кг/с; с - средняя плотность циркуляционной воды, кг/м³; з_ц.н. - средний КПД циркуляционных насосов.

Экономия условного топлива (т/ч) в результате понижения нагрузки на циркуляционные насосы может быть вычислена по уравнению

При использовании турбодетандеров в качестве органа редуцирования газа дополнительная выработка электрической мощности составляет

N_дет= Дh m з_эм , (14)

где N_э - электрическая мощность, кВт; Дh - перепад энтальпий рабочего тела, кДж/кг; m - массовый расход газа, кг/с; з_эм - КПД генератора.

Экономия топлива в результате выработки дополнительной электроэнергии в турбодетандере определяется по уравнению, аналогичному уравнению (13).

Одновременно с этим технология с использованием воздуха в качестве хладагента требует дополнительных затрат электроэнергии ДN_д.в. на привод дутьевых вентиляторов вследствие увеличения аэродинамического сопротивления воздушного тракта котлов:

,

где Дp - увеличение аэродинамического сопротивления воздушного тракта котлов, Па; G_возд - расход воздуха, м³/ч; ? - средний КПД дутьевых вентиляторов. Таким образом, модель, описывающая энергетическую эффективность разработанных технологий регенерации теплоты низкого потенциала, имеет вид

.

В четвертой главе также приведены результаты теплового расчета комбинированного конденсатора. Зависимость количества пара, которое возможно сконденсировать воздухом и газом от температуры окружающей среды применительно к Ульяновской ТЭЦ-1 (воздухопотребление при номинальном режиме 4377 тыс. м³/ч; газопотребление - 300 тыс. м³/ч), представлена на рис. 9.

Рис. 9. Зависимость количества конденсируемого отработавшего пара от температуры наружного воздуха: 1 - линия номинального пропуска пара в конденсатор турбины Т-100-130; 2 - линия конденсации отработавшего пара природным газом; 3 - линия конденсации отработавшего пара воздухом; 4 - линия суммарной конденсации газом и воздухом

Из построенной зависимости видно, что технология позволяет полностью регенерировать теплоту отработавшего пара, по меньшей мере, одной из турбин Т-100-130 в течение отопительного периода. На станциях большей мощности возможна установка конденсаторов подобного типа на двух и более турбинах.

Результаты основных расчетов газо-воздушного конденсатора турбины Т-100-130 Ульяновской ТЭЦ-1 представлены ниже (табл. 1 - 3).

В таблицах приняты следующие обозначения: F_тр - площадь поверхности нагрева, м²; V - массовая скорость, кг/м²с; Дp - аэродинамическое сопротивление, Па.

Таблица 1. Результаты расчета тепловой нагрузки и аэродинамического сопротивления секций комбинированного конденсатора турбины Т-100-130

Таблица 2. Результаты аэродинамического расчета воздушного тракта и прироста мощности дутьевых вентиляторов

Увеличение мощности дутьевых вентиляторов не превышает 937 кВт, что составляет 14% номинальной мощности вентиляторов, установленных на Ульяновской ТЭЦ-1. Так как штатные вентиляторы котлов ТЭЦ имеют 25% запаса по мощности, это повышение нагрузки не требует установки дополнительного оборудования.

тепловой электрический энергетический

Таблица 3. Результаты расчета экономической эффективности новой технологии регенерации теплоты агрегатов воздухом и природным газом

Для оценки инвестиционной привлекательности использован показатель чистого дисконтированного дохода (ЧДД), руб:

где П_t - приток реальных денег в год t, руб.; К_инв - величина первоначальных инвестиций, руб.; р - норма дисконта.

Величина инвестиций (капитальных затрат) является сложным параметром, который включает в себя ряд составляющих, но в большей мере определяется суммой затрат на основные конструктивные элементы и затрат, связанных с изготовлением и монтажом этих элементов. Итоговая сумма, необходимая для внедрения комплекса разработанных технологий на Ульяновской ТЭЦ-1, составляет 40,24 млн. руб.

В результате оценки экономической эффективности технологии регенерации низкопотенциальной теплоты отработавшего пара турбин ТЭС установлено, что среднегодовой чистый дисконтируемый доход при норме дисконта 20 % и длительности проекта 10 лет составляет 12,02 млн. руб./год в расчете на один энергоблок с турбиной Т-100-130. Срок окупаемости не превышает 2 лет.

Пятая глава посвящена разработке системы автоматизированного расчета технико-экономических показателей разработанных технологий.

Разработан программный продукт, позволяющий по исходным данным об оборудовании станции определить возможные границы использования разработанных технологий, выполнить тепловой расчет необходимого теплообменного оборудовании, аэродинамический расчет системы воздуховодов, в автоматическом режиме составить смету и рассчитать показатели инвестиционной привлекательности (чистый дисконтированный доход, дисконтированный срок окупаемости).

Основные выводы

1. Проведен анализ ресурсов повышения эффективности работы тепловых электростанций. Сформулирована концепция повышения экономичности ТЭС путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов и сред редуцированным природным газом и дутьевым воздухом.

2. Разработан комплекс технологий регенерации теплоты конденсаторов турбин, а также основных энергопреобразующих агрегатов ТЭС (турбогенераторов, трансформаторов, механических частей турбины). Основной отличительной чертой разработанных технологий является совмещение процессов утилизации теплоты различного рода агрегатов и первичной подготовки топлива и воздуха к подаче в топку котла. Расчетным путем выявлены области применения каждой из разработанных технологий.

3. Проведено исследование энергетической, экологической и экономической эффективности разработанных технологий. Построена модель энергетической эффективности новых технологий. Установлено, что использование воздуха и газа для регенерации теплоты отработавшего пара, а также основных преобразующих агрегатов позволяет понизить расход условного топлива на 29 тыс. т/год в расчете на один энергоблок мощностью 100 МВт. Срок окупаемости технологий не превышает 2 года.

4. Проведено экспериментальное исследование процесса дросселирования природного газа в промышленном регуляторе давления. На основе данных эксперимента построено уравнение регрессии, описывающее изменение температурного перепада природного газа при редуцировании.

5. Разработана технология осушки водорода редуцированным природным газом.

6. Разработана сопроводительная информационная система, позволяющая автоматизировать расчет технико-экономических показателей. Система автоматически рассчитывает инвестиционную привлекательность технологии регенерации теплоты отработавшего пара турбин ТЭС, учитывая специфику оборудования и режимов работы реального объекта внедрения.

Литература

тепловой электрический энергетический

1.Шарапов, В.И. Регенерация теплоты отработавшего пара турбин ТЭС / В.И. Шарапов, С.Е. Кубашов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2007. - № 11-12. - С. 19-27.

2.Шарапов, В.И. Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты тепловых электрических станций / В.И. Шарапов, С.Е. Кубашов. - Ульяновск: УлГТУ. 2007. 270 с. (монография).

3.Кубашов, С.Е. Повышение экономичности ТЭС путем использования топлива и воздуха для регенерации низкопотенциальных потоков теплоты / С.Е. Кубашов // Сборник конкурсных работ Всероссийского смотра-конкурса научно-технического творчества «Эврика - 2006». - Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006. С. 293-295.

4.Кубашов, С.Е. Использование термодинамических свойств газа для повышения энергетической эффективности ТЭЦ / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Материалы Второй Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции», 21-23 ноября 2007 г. - Москва: МГСУ, 2007. С. 302-306.

5.Кубашов, С.Е. Регенерация низкопотенциальной теплоты отработавшего пара теплофикационной турбины / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Материалы V Российской научно-технической конференции: «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» 20-21 апреля 2006 г. Том 2. - Ульяновск: УлГТУ, 2006. С. 175-181.

6.Кубашов, С.Е. Утилизация сбросной теплоты ТЭС / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Материалы V Российской научно-технической конференции: «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» 20-21 апреля 2006 г. Том 2. - Ульяновск: УлГТУ, 2006. С. 181-188.

7.Кубашов, С.Е. Повышение эффективности выработки тепловой и электрической энергии путем использования топлива и воздуха для регенерации низкопотенциальных потоков теплоты / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Труды Всероссийской конференции - конкурс инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение», 26-29 сентября 2006 г. - Томск: Изд-во Томского политехн. ун-та, 2006. С. 307-314.

8.Кубашов, С.Е. Регенерация теплоты электроагрегатов ТЭС / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // III Всероссийская школа-семинар молодых ученых и специалистов «Энергетика - теория и практика», 21-29 сентября 2006 г. - М: Изд. Дом МЭИ, 2006. С. 87-90.

9.Кубашов, С.Е. Оценка возможности внедрения комбинированного газо-воздушного конденсатора турбины Т-100-130 на Ульяновской ТЭЦ-1 / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Сборник научных трудов НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ «Теплоэнергетика и теплоснабжение». Выпуск 4. - Ульяновск: УлГТУ, 2007. С. 172-183.

10.Кубашов, С.Е. Исследование процесса редуцирования природного газа / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Сборник научных трудов НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ «Теплоэнергетика и теплоснабжение». Выпуск 4. - Ульяновск: УлГТУ, 2007. С. 188-193.

11.Кубашов, С.Е. Осушка водорода турбогенераторов природным газом / С.Е. Кубашов, В.И. Шарапов // Сборник работ аспирантов и студентов - сотрудников НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» «Новые технологии в теплоснабжении и строительстве». Выпуск 4. - Ульяновск: УлГТУ, 2006. С. 235-238.

Размещено на Allbest.ru

...