- •Лекция №1 Актуальность энергосбережения, повышение эффективности использования энергии; энергосбережение и экология
- •Лекция №2 Нормативно-правовая и нормативно- техническая база энергосбережения. Законы об энергосбережении.
- •Глава I. Общие положения
- •Глава 3. Государственное регулирование в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности
- •Лекция №3
- •Глава 5. Энергосервисные договоры (контракты) и договоры купли-продажи, поставки, передачи энергетических ресурсов, включающие в себя условия энергосервисных договоров (контрактов)
- •Глава 6. Информационное обеспечение мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности
- •Глава 7. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в организациях с участием государства или муниципального образования и в организациях, осуществляющих регулируемые виды деятельности
- •Глава 8. Государственная поддержка в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности
- •Глава 9. Государственный контроль за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и ответственность за их нарушение
- •Глава 10. Заключительные положения
- •Лекция_№ 4 основы энергоаудита объектов теплоэнергетики. Экспресс аудит
- •Характерные черты
- •Алгоритм проведения энергоаудита:
- •Лекция_№5 углубленное энергетическое обследование. Программа проведения энергоаудита
- •Методика обследования. Основные правила проведения энергоаудита:
- •Ознакомление с предприятием
- •Обследование предприятия
- •Разработка энергосберегающих проектов
- •Энергопаспорта
- •Лекция № 6 Энергосбережение в теплоэнергетических установках(тэу)
- •Условное топливо
- •Основное оборудование пту
- •Лекция №_7 Цикл Ренкина на перегретом паре
- •Влияние конечного давления на экономичность турбоустановки.
- •Лекция№ 8 Регенеративный подогрев пит.Воды.
- •Схемы регенеративного подогрева воды. Подогреватели воды
- •Сравнение эффективности схем слива дренажей.
- •Совершенствование схем каскадного слива дренажей установкой охладителя.
- •Пароохладители.
- •(Схема Рикара-Некольного).
- •Потеря пара и конденсата, их пополнение.
- •Диаграмма теплообмена в конденсаторах при последовательном подключении
- •Лекция №11 Оборотное водоснабжение с прудами охладителями
- •Обратное водоснабжение с градирней.
- •Поправка на влажный воздух
- •Брызгальные бассейны
- •Лекция № 12 Комбинированные паротурбинные установки для производства тепловой и электрической энергии.
- •Лекция №_13 Методы контроля за экономичностью работы тэс на действующем оборудовании.
- •Характеристики оборудования конкретной электростанции.
- •Влияние параметров на экономичность.
- •Потеря пара и конденсата, их пополнение.
- •Лекция №13. Парогазовые установки Основные типы парогазовых установок
- •Лекция №14 Количественные показатели термодинамических циклов пгу
- •Термическая эффективность парогазовых установок
- •Лекция№15 Соотношения между параметрами газового и парового циклов
- •Парогазовые установки с впрыском пара
- •Лекция №_17_Определение параметров влажного воздуха на диаграмме
- •5. Процессы тепло- и массообмена между воздухом и водой в теплообменниках смешения
- •Сушильные установки
- •Расчет конвективных сушилок с однократным использованием горячего воздуха
- •Лекция №_19_ Расчет действительной сушилки
- •Варианты конвективной сушки материалов
- •Лекция № 20 .
- •Энерготехнологическое комбинирование в прокатном производстве
- •1 Проходная печь для нагрева металла; 2 нагреваемый металл; 3 газовые горелки;
- •4 Котел-утилизатор; 5 испарительные поверхности нагрева; 6 пароперегреватель;
- •7 Барабан; 8 водяной экономайзер; 9 воздухоподогреватель Энерготехнологическое комбинирование при получении водорода
- •Охлаждение конструктивных элементов высокотемпературных установок
- •1 Теплообменная поверхность; 2 циркуляционный насос;
Термическая эффективность парогазовых установок
Коэффициент термической эффективности определяется из уравнения
. (18)
Для конденсационных парогазовых установок коэффициент термической эффективности определяется уравнением
, (19)
где электрическая мощность соответственно газовой и паровой турбины. Уравнения электрической мощности турбин имеют вид
, (20)
, (21)
где Qпот – потери теплоты в котельном агрегате, основными из которых являются потери теплоты с уходящими газами, существенно зависящие от величины коэффициента избытка воздуха в уходящих газах. Пренебрегая потерями с наружным охлаждением и с химической неполнотой сгорания, запишем потери теплоты как потери с уходящими газами в виде
. (22)
Подставляя в (119) выражения (120), (121) и (122), с учетом (114) получим:
(23)
Преобразуем комплекс, содержащий потери теплоты с уходящими газами к следующему виду:
где 3,65 – отношение теплоты сгорания газа к теоретически необходимому количеству воздуха, МДж/м3 воздуха. Тогда выражения для коэффициента термической эффективности ГТУ будет иметь вид
. (24)
Для ПГУКУ и выражение преобразуется к виду
. (25)
Уравнение (124) включает в себя основные характеристики ПГУ, что позволяет расчетным путем определить их характеристики. Термическая эффективность парогазовых установок с котлом полного горения слабо зависит от термической эффективности ГТА, т. е. от степени повышения давления в компрессоре. С увеличением степени повышения давления в компрессоре возрастает избыток воздуха в отходящих из турбины газов, увеличивается доля выработки электроэнергии по паровому циклу и суммарная эффективность ПГУ возрастает незначительно (см. рис. 58).
Термическая эффективность парогазовых установок с котлами-утилизаторами несколько возрастает при увеличении степени повышения давления, несмотря на то, что из-за повышения избытка воздуха в уходящих газах падает эффективность выработки электроэнергии по паровому циклу (возрастают потери с уходящими газами). Во всем диапазоне изменения термической эффективности ГТУ величина эффективности ПГУ полного горения ниже, чем у ПГУ с котлами-утилизаторами (рис. 61).
Рис. 4 Зависимость КПД ПГУ от степени повышения давления в компрессоре
Лекция№15 Соотношения между параметрами газового и парового циклов
Критерием, определяющим целесообразность утилизации теплоты отходящих газов, является термический КПД Для определения термического КПД рассмотрим термодинамический цикл, состоящий из двух циклов – пароводяного и газового (рис. 62).
Рис. 62. Цикл ПГУ полного горения
Термический КПД парогазовой установки с котлом-утилизатором вычислим по формуле
, (126)
где работа и полезно используемая теплота 1 кг продуктов сгорания соответственно в газовом и паров цикле; q1– теплота, подведенная к 1 кг рабочего тела в ГТУ, которая определяется выражением (102): .Термический КПД цикла самой ГТУ определяется выражением (101): .
Подогрев питательной воды в экономайзере котла-утилизатора (процесс 5-6), парообразование 6-7, и перегрев пара 7-8 осуществляются за счет охлаждения продуктов сгорания ГТУ в процессе 4-1. В этом случае теплота 1 кг продуктов сгорания ГТУ, полезно используемая в паровом цикле, равна
, (127)
где T10 – температура продуктов сгорания на выходе из котла утилизатора; ηпт – термический КПД паротурбинной установки. КПД парового цикла определяется параметрами пара в котле-утилизаторе, которые в свою очередь зависят от параметров ГТУ и давления отработанного пара в конденсаторе паровой турбины. При невысоком давлении парового цикла можно записать:
, (128)
где i8, i9 – удельная энтальпия пара соответственно на выходе из котла-утилизатора и в конденсаторе паровой турбины, i5 – удельная энтальпия конденсата на линии насыщения.
Температура Т10 может быть определена из уравнения теплового баланса составленного для водяного экономайзера котла-утилизатора
, (129)
где G – массовый расход продуктов сгорания; T6 – температура продуктов сгорания перед экономайзером; i6 – удельная энтальпия воды на выходе из экономайзера. Преобразуя, получим:
, (130)
где d – относительный расход пара на единицу рабочего тела в газотурбинном цикле. В идеальном цикле (при бесконечно большой поверхности испарителя) температура газа на выходе из испарителя равна температуре кипящей воды (температуре насыщения) Т6 = Тs , тогда
. (131)
Выразим относительный расход пара через его параметры. Для этого используем уравнение теплового баланса для пароперегревателя и испарителя котла-утилизатора
, (132)
где i6 удельная энтальпия воды на линии насыщения в котле-утилизаторе. Вычислим из последнего уравнения значение и подставим в выражение (131) для определения температуры газов на выходе из котла-утилизатора:
. (133)
Количество теплоты, полезно используемое в паровом цикле, составит:
=
(134)
где K= коэффициент, учитывающий соотношение полезно полученной работы и теплоты, подведенной в испарителе и пароперегревателе котла-утилизатора. Термический КПД паровой части цикла определится следующим выражением:
, (135)
где степень сжатия в компрессоре; отношение температур в адиабатном процессе связано со степенью сжатия следующим соотношением: ; коэффициент соотношения температуры насыщения и температуры газов перед турбиной; коэффициент соотношения начальной температуры и температуры газов перед турбиной.