Технико-экономическое обоснование внедрения теплонасосной установки для утилизации сбросного тепла на Тюменской ТЭЦ-2

Актуальность. В соответствии с Федеральным законом № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», энергогенерирующие предприятия обязаны реализовывать программы по снижению потребления топливно-энергетических ресурсов на собственные нужды. Значительную долю в структуре собственных нужд ТЭЦ занимает тепловая энергия, расходуемая на низкотемпературный подогрев сырой воды в системе химической водоподготовки (ХВО). Традиционно для этих целей используется острый пар из отборов турбин, что приводит к прямым потерям в виде недовыработки электроэнергии и снижению общего КПД станции.

Научная проблема. Существует противоречие между необходимостью обеспечения технологического процесса подогрева воды и нерациональным использованием для этих целей высокопотенциального энергоносителя (острого пара), который мог бы быть направлен на производство электрической энергии.

Цель исследования. Оценка технологической возможности и экономической эффективности замещения острого пара на Тюменской ТЭЦ-2 путем внедрения теплонасосной установки, утилизирующей сбросное тепло циркуляционной воды.

Задачи исследования:

• 1.    Проанализировать потенциальные источники низкопотенциального тепла на Тюменской ТЭЦ-2.

• 2.    Обосновать выбор типа и схемы теплонасосной установки для решения поставленной задачи.

• 3.    Подобрать основное оборудование для реализации проекта.

• 4.    Провести оценку капитальных затрат и расчет экономической эффективности проекта.

Методы и исследования

Для решения поставленных задач был применен комплекс методов исследования.

Анализ технической документации и данных энергетического обследования Тюменской ТЭЦ-2 [2] был использован для идентификации и количественной оценки источников низкопотенциального тепла. На данном этапе определялись температура, массовый расход и тепловая мощность каждого потенциального источника.

Сравнительный анализ технологий был применен для выбора типа ТНУ. Сравнивались абсорбционные (АТН) и парокомпрессионные (ПТН) тепловые насосы по ключевым параметрам: коэффициент трансформации (COP), температурный потенциал на выходе, надежность и капитальные затраты, на основе данных из источников [3, 4].

Теплотехнический расчет был выполнен для определения требуемой тепловой мощности установки, исходя из графика температур и расхода сырой воды.

Метод технико-экономического обоснования (ТЭО) использовался для оценки эффективности инвестиций. Расчет включал определение капитальных затрат (на основе коммерческих предложений на оборудование), годовых эксплуатационных расходов, а также годового экономического эффекта за счет дополнительной выработки электроэнергии. Срок окупаемости определялся по простой формуле: CAPEX / Годовой экономический эффект.

Результаты оригинального авторского исследования

• 1.    Анализ источников сбросного тепла. В результате анализа был идентифицирован и выбран основной источник низкопотенциального тепла — поток циркуляционной воды системного оборотного охлаждения, поступающей из конденсатора турбины. Его параметры: температура +35°С, тепловая мощность ≈ 465 МВт (400 Гкал/ч). Другие источники, такие как дымовые газы (125°С, 23 МВт) и тепло от вспомогательного оборудования (35°С, 17 МВт),

• 2.    Выбор и обоснование схемы ТНУ. Для нагрева 512 т/ч сырой воды от +5°С до +30°С (требуемая тепловая мощность — 14,9 МВт) был выбран парокомпрессионный тепловой насос каскадной схемы. Сравнительный анализ показал, что ПТН превосходят АТН по значению COP (4,0-5,0 против 1,8) и способны обеспечить нагрев до требуемых температур. Каскадная схема была выбрана для обеспечения высокого общего COP при большом температурном напоре между источником и потребителем тепла.

• 3.    Подбор оборудования. В рамках проекта был подобран следующий комплект основного оборудования:

• 4.    Оценка экономической эффективности. Расчеты показали, что внедрение ТНУ позволит высвободить 22,5 т/ч острого пара. Перенаправление этого пара на выработку электроэнергии (при удельном расходе d = 2,65 кг/кВт·ч и длительности работы 7000 ч/год) обеспечит дополнительную выработку 59 433 962 кВт·ч/год.

обладают значительно меньшим рекуперируемым потенциалом и были признаны неперспективными для данного проекта.

ТНУ: Четыре агрегата типа THY-4,0-70/40-И, суммарной тепловой мощностью 16,0 МВт.

Теплообменник: Кожухотрубчатый ТН 800-МУ-20-2-В с поверхностью теплообмена 400 м².

Насосное оборудование: Два циркуляционных насоса RV 300-590/4 для контура циркуляционной воды.

Дополнительный доход (при цене электроэнергии 3,5 руб/кВт·ч за вычетом затрат на электроэнергию для компрессоров): 195,28 млн руб/год.

Капитальные затраты (CAPEX): 277 млн руб.

Годовые эксплуатационные затраты (OPEX) (амортизация, ремонт, ФОТ): 124,65 млн руб/год.

Чистый годовой экономический эффект: Эчист = 195,28 – 124,65 = 70,55 млн руб/год.

Дисконтированный срок окупаемости (DPP) при ставке 15% и сроке службы 15 лет: 6,36 лет, что меньше нормативного срока (1/q = 6,7 лет).

Чистый дисконтированный доход (NPV): 135 млн руб. (положительное значение подтверждает эффективность инвестиций).

Заключение

В результате проведенного исследования была решена поставленная научная проблема — разработано техническое решение, позволяющее устранить нерациональное использование острого пара на Тюменской ТЭЦ-2 для низкотемпературного подогрева воды путем внедрения каскадной теплонасосной установки, утилизирующей сбросное тепло циркуляционной воды.

Сформулированы следующие оригинальные авторские выводы, соответствующие целям работы:

Установлено, что циркуляционная вода конденсаторов турбин Тюменской ТЭЦ-2 является наиболее мощным и технологически доступным источником низкопотенциального тепла для утилизации.

Доказано, что для условий Тюменской ТЭЦ-2 парокомпрессионная каскадная ТНУ является технологически оптимальным решением, превосходящим абсорбционные аналоги по энергетической эффективности.

Комплексный экономический анализ подтвердил высокую инвестиционную привлекательность проекта. Положительное значение NPV (135 млн руб.) и дисконтированный срок окупаемости (6,36 года), не превышающий нормативный, демонстрируют устойчивость проекта к рискам, связанным со стоимостью капитала.

Практическая значимость и применение результатов: Проект обладает высоким экономическим эффектом (70,55 млн руб./год) за счет дополнительной выработки электроэнергии. Полученные результаты свидетельствуют о целесообразности внедрения проекта на Тюменской ТЭЦ-2. Разработанная методика и полученные выводы могут быть применены для тиражирования данного решения на другие теплоэлектроцентрали со схожими технологическими процессами, что будет способствовать выполнению требований законодательства в области энергосбережения и повышению эффективности российской энергетики в целом.