Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Энергосбережение в теплоэнергетике, теплотехнике и теплотехнологиях. Учебное пособие.pdf
7 Конденсат от потребителя
61
Пар в паровую сеть
1 2
10 4
5
11 8 3
Вода в теплосеть
13 6
8 17
Вода из теплосети
12 14 15 16
9
Рис. 4.5. Принципиальная тепловая схема типовой паровой котельной [2]:
1 – котёл паровой; 2 – пароводяной подогреватель сетевой воды; 3 – охладитель конденсата; 4 – деаэратор питательной
воды; 5 – насос питательный; 6 – насос сетевой; 7 – деаэратор подпиточной воды; 8 – подогреватель химически очищенной
воды; 9 – насос подпиточный; 10 – бак сборный для конденсата; 11 – насос конденсатный; 12 – насос сырой воды;
13 – сепаратор проду
вочной воды; 14
16 – блок химической очистки воды; 17 – насос химически очищенной воды
– охладитель продувочной воды; 15 – пароводяной подогреватель сырой воды;
4.1.2. Автономные источники тепловой энергии
Под автономными источниками по выработке тепловой энергии
понимаются такие источники, которые не присоединены к внешним
тепловым сетям. По статистике около 14% всей вырабатываемой тепловой энергии в Российской Федерации приходится на данный вид
источников теплоснабжения.
Одним из представителей автономных источников теплоснабжения являются газопоршневые энергетические установки.
Газопоршневые энергетические установки (ГПУ). ГПУ отно-
сятся к группе когенеративных источников, когда одновременно вырабатывается как тепловая, так и электрическая энергия. Схема теплоснабжения с использованием ГПУ приведена на рис. 4.6.
Мощность ГПУ, как правило, намного ниже, чем у ГТУ, однако
их электрический КПД выше. Он достигает 40%. В таких установках
тепловая энергия вырабатывается за счёт утилизации те
плоты ух
одящих отработанных газов, а также за счёт теплоты охлаждения блока цилиндров ДВС. Конструкция ГПУ достаточно сложная
как в изготовлении, так и в обслуживании. В них доля вырабатываемой тепловой энергии не превышает 50% теплоты сгорания
топлива.
Отработанные газы (в атмосферу) В теплосеть
5
5 4
3
Топливо 2 6 5
Воздух
1 7
Рис. 4.6. Схема теплоснабжения с применением ГПУ
и пиковой котельной [2]:
1 – ГПУ; 2 – утилизатор тепловой энергии отработанных дымовых газов;
3 – охладитель контура рубашки ГПУ; 4 – котёл водогрейный пиковый;
5 – насосы; 6 – блок химводоочистки и деаэрации; 7 – генератор
62
В когенеративных энергетических установках с использованием
ГПУ главной задачей стоит выработка электрической энергии, а получение тепловой энергии является второстепенным фактором. Поэтому
такие установки применяются в тех местах, где наблюдается дефицит
электрической энергии и куда невыгодно прокладывать систему её
транспортировки. В качестве топлива в ГПУ может быть использовано
как жидкое (дизельное) то
пливо,
так и газ (в том числе и биогаз).
Иногда избыточную тепловую энергию, вырабатываемую когенерационной установкой, направляют на получение холода. Процесс одновременного производства электроэнергии, тепловой энергии и холода называется
тригенерацией.
Другим представителем автономных источников теплоснабжения
считаются
котельные малой мощности с водогрейными котлами.
В тех случаях, когда наблюдается избыток электрической энергии
(или в качестве временных источников теплоснабжения), для выработки тепловой энергии могут быть использованы
и
подогреватели электрические.
котлы электрические
Самыми главными достоинствами и преимуществами автономных систем теплоснабжения являются возможность индивидуального
регулирования тепловой нагрузки и отсутствие централизованных
тепловых сетей, на которые приходится значительная доля потерь
тепловой энергии и которые требуют больших эксплуатационных
затрат. К недостаткам следует отнести расходы на их индивидуальное обслуживание [2].
4.2. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
Основными факторами, снижающими энергоэффективность котельных установок, а следовательно, снижающими их КПД, являются:
– износ оборудования выше нормативного;
– недостаточно отрегулированная система автоматики (или её
отсутствие);
– неудовлетворительная работа блока впрыска топлива (фор-
сунок);
– образование отложений (накипи) на рабочих поверхностях;
– недостаточная теплоизоляция поверхностей нагрева;
– неоптимальная тепловая схема;
– отсутствие подогревателей;
– наличие непл
отностей
в газовоздушном тракте.
63
Основные направления энергосбережения в котельных вытекают
=
η
η
из анализа их теплового баланса, который складывается из следующих
компонентов:
QQ
, (4.1)
расхприх
р
– низшая рабочая теплота сгорания
QQ =
нприх
Q
где
– приходная часть (максимальное количество теплоты, вво-
прих
димое в топку котла);
В свою очередь
Q
– расходная часть.
расх
топлива (при условии пренебрежения физической теплотой топлива и
теплотой парового дутья в форсунках).
Расходная часть теплового баланса определяется из выражения
,
QQQQQQQ +++++=
654321расх
Q
где
– полезная теплота;
1
выми газами;
Q – химическая неполнота сгорания топлива;
3
ханическая неполнота сгорания топлива;
изоляцию котла;
Q – физическая теплота шлаков.
6
Q
– потери теплоты с уходящими дымо-
2
Q
Q – потери теплоты через
5
– ме-
4
Если в качестве топлива используется жидкое топливо или газ, то
и QQ равны нулю.
64
Следовательно, КПД котла (брутто)
Для паровых котлов
тельность котла
D
бр
бр
, энтальпию пара на выходе
тельной воды на входе в котёл
бр
Q
1
=η
бр
Q
расх
может быть определён через производи-
h и расход топлива B:
п.в
=η
определится как
бр
. (4.2)
h , энтальпию пита-
п
)(BQhhD −
п.впбр
. (4.3)
р
н
Анализ работы котлов показывает, что до 25% всех потерь тепловой энергии происходит с уходящими дымовыми газами.
64
Рекомендации по снижению потерь тепловой энергии с уходящи-
ϕ
ми газами следующие:
– поддержание оптимального значения коэффициента избытка
воздуха в топке за счёт правильной работы системы автоматики;
– сведение к минимуму присосов воздуха в газовоздушном
тракте;
– содержание в чистоте поверхностей нагрева котла;
– обеспечение расчётного значения степени охлаждения газов в
т по
хвостовых поверхностях нагрева за счё
ддержания номинального
давления в барабане парового котла;
– увеличение площадей хвостовых поверхностей нагрева котла;
– замена твёрдого (или жидкого) топлива на природный газ [2].
Перевод паровых котлов в водогрейный режим позволяет увеличить их КПД до 12%. Однако это требует внесения определённых изменений в конструкцию котла.
При эксплуатации нескольких котлов, работающих одновременн
и имеющих различные ха
рактеристики, степень износа и срок службы,
большое значение имеет рациональное распределение нагрузки между
ними. В таком случае руководствуются следующим условием минимального суммарного расхода топлива:
B
Δ
D
Δ
2
1
=
D
Δ
2
1
B
B
Δ
Сведению к минимуму потерь тепловой энергии при эксплуатации паровых котлов способствует также их непрерывная продувка
(непрерывное удаление из барабана котла части воды для поддержания
водного режима). Для этого в схему включают сепаратор и теплообменник.
Снижению расхода топлива при эксплуатации паровых котлов
способствует сбор и возврат конденсата в котельную. Перерасход то
BΔ
лива
в котельной только за счёт замещения физической тепловой
энергии невозвращённого от потребителя конденсата определяется из
выражения
B
=Δ
где
– доля возвращённого конденсата;
к
тальпия конденсата, кДж/кг.
Δ
п
==
...
. (4.4)
D
Δ
п
п-
))(1(
hhD
−ϕ−
п.вкк
р
Q
η
н
, (4.5)
h
– действительная эн-
к
о
65
При отсутствии возвращённого конденсата
=
ϕ
)0(
к
удельный пе-
рерасход топлива может достигать 17% от расхода топлива на выработку пара.
4.3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ НА ТЭЦ, ТЭС, КЭС, ГТУ, ПТУ
Основные направления повышения энергоэффективности и снижения удельных затрат условного топлива в процессе получения тепловой и электрической энергии на ТЭС, ТЭЦ, КЭС определены исходя
из огромного опыта эксплуатации таких энергосистем как в Российской Федерации, так и за рубежом.
Основные способы увеличения КПД ТЭС:
– повышение параметров пара перед турбиной;
– по
нижение
– промежуточный перегрев пара;
– регенеративный подогрев питательной воды.
Повышение параметров пара перед турбиной. Применение та-
кого способа увеличения КПД паротурбинных энергетических установок приводит к преждевременному износу материала турбины (её лопаток), так как турбина вынуждена работать при сверхвысоких температурах. Это в свою очередь приводит к дополнительным расходам на
проведение ремонтных работ оборудования и расходам на изготовление быстроизнашиваемых частей турбины из дорогостоящих мате
лов. КП
повышения энергоэффективности реализуется редко.
Д таких энергоустановок достигает 50%, однако такой способ
Понижение параметров пара в конденсаторе турбины. Такой
способ повышения КПД энергоустановки происходит за счёт увеличения располагаемого перепада давления пара на входе и выходе из турбины. Это достигается путём создания в конденсаторах паровых турбин глубокого вакуума за счёт понижения температуры охлаждающей
воды (например, в градирнях).
Тот же эффект можно достичь путём проведения постоянной очи-
стки внутр
енних п
жений. При этом увеличивается коэффициент теплопередачи в конденсаторе, уменьшается разность температур пара и охлаждающей
воды, понижаются давление насыщенного пара и его температура.
Кроме того, такой способ увеличения КПД позволяет уменьшить расходы электроэнергии на работу циркуляционных насосов.
66
параметров пара в конденсаторе;
риа-
оверхностей трубок конденсатора турбины от отло-
Промежуточный перегрев пара. Применение промежуточного
перегрева пара позволяет повысить коэффициент заполнения термодинамического цикла без значительного повышения температуры и давления пара. Кроме того, понижается конечная влажность пара перед
турбиной. Это положительно влияет на её внутреннем относительном
КПД и КПД всей паротурбинной энергоустановки в целом. Схема такой конденсационной ТЭС с промежуточным перегревом пара пр
ставлена
на рис. 4.7.
ед-
Отработанный пар из части высокого давления (ЧВД) турби-
ны
4 поступает в газовый промежуточный пароперегреватель 3. По-
догреватель
2 смонтирован в конвективной части парового котла 1.
4
2 3 5
ЧВД ЧНД
1
9
6 7 8
Рис. 4.7. Схема конденсационной ТЭС с промежуточным
перегревом пара:
1 – котёл паровой; 2 – пароперегреватель; 3 – промежуточный
пароперегреватель; 4 – турбина паровая
(ЧВД – часть высокого давления
турбины; ЧНД – часть низкого давления турбины);
5 – электрогенератор; 6 – насос питательный; 7 – бак питательный;
8 – насос конденсатный; 9 – конденсатор турбины
67
Перегрев пара происходит за счёт тепла продуктов сжигания топлива.
Пар из промежуточного пароперегревателя
3 с повышенной темпера-
турой и давлением поступает на вход в часть низкого давления турбины
(ЧНД)
4. Такой промежуточный перегрев пара делает работу паровой
турбины более эффективной.
Регенеративный подогрев питательной воды. В этом случае
подогрев питательной воды происходит за счёт теплоты пара, отбираемого из турбины. При этом общий КПД цикла увеличивается за
счёт уменьшения потока тепла, направляемого с паром в конденсатор.
Схема КЭС с регенеративным подогревом питательной воды (конденсата) в подогревателе представлена на рис. 4.8.
2
3 4
1
5
6 7 8
Рис. 4.8. Схема регенеративного подогрева конденсата
паровой турбины в подогревателе:
1 – котёл паровой; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина паровая;
4 – электрогенератор; 5 – конденсатор турбины; 6 – насос питательный;
7 – подогреватель; 8 – насос конденсатный
68
Пар из промежуточного отбора турбины 3 поступает в подогрева-
тель смешивающего типа
7. В подогревателе 7 пар смешивается с пи-
тательной водой (конденсатом), нагревает её и конденсируется. Подогретая питательная вода поступает в паровой котёл
1. Общий КПД
такой энергетической установки при этом увеличивается.
На современных КЭС обычно производят несколько отборов пара
из турбины, как из части высокого давления (ЧВД), так и части низкого давления (ЧНД).
Как правило, перерасход топлива происходит из-за того, что
энергетические установки работают на нестационарных, а не на номинальных режимах из-за нер
вномерности потребления электрической
а
или тепловой энергии потребителями. Поэтому большое значение в
плане энергосбережения придаётся
энергетической нагрузкой.
рациональному управлению
Способы повышения КПД ГТУ, ПТУ:
– увеличение температуры и давления рабочего тела на входе в
турбину;
– регенеративный подогрев сжатого воздуха продуктами сгорания;
– охлаждение воздуха перед компрессором или между отдель-
ными его ступенями.
Увеличение температуры и давления рабочего тела на входе в
турбину.
ограничивается прочностью конструкции элементов газовой турбины.
Здесь, как и для ТЭС, КЭС, ТЭЦ, повышение параметров
Регенеративный подогрев сжатого воздуха продуктами сгора-
ния.
Схема такой энергетической установки представлена на рис. 4.9.
Для реализации такого способа повышения энергоэффективности в
схему включается теплообменник
2. КПД энергетической установки
увеличивается вследствие того, что для подогрева воздуха в камере
сгорания
3 требуется меньшее количество топлива. Даже если расход
топлива не уменьшать, увеличатся температура и давление газа перед
турбиной, что в конечном счёте также приведёт к увеличению КПД
установки.
Охлаждение воздуха перед компрессором или между отдель-
ными его ступенями.
ставлена на рис. 4.10. Здесь в схему включается охладитель воздуха
Схема такой энергетической установки пред-
2,
который представляет собой теплообменник, в котором в качестве холодного теплоносителя циркулирует, как правило, вода. Применение
69
промежуточных охладителей снижает затраты энергии на сжатие воздуха в компрессоре
1, которую он получает от газовой турбины 4. Всё
это приводит к повышению КПД энергетической установки [2].
Топливо
3
2 4
5
1
Продукты
сгорания
Воздух
Рис. 4.9. Схема ГТУ с регенеративным подогревом сжатого воздуха
продуктами сгорания:
1 – компрессор; 2 – теплообменник; 3 – камера сгорания;
4 – турбина газовая; 5 – электрогенератор
Топливо
2 3
5
1 4
Воздух Продукты сгорания
Рис. 4.10. Схема ГТУ с охлаждением воздуха
между ступенями компрессора:
1 – компрессор; 2 – охладитель воздуха; 3 – камера сгорания;
4 – турбина газовая; 5 – электрогенератор
70