- •В.А. Мунц Энергосбережение в энергетике и теплотехнологиях
- •Введение
- •Энергоаудит
- •Глава 1. Вторичные энергоресурсы
- •1.1. Газообразные горючие вэр
- •4 Кольцевой коллектор; 5 – смеситель;
- •8 Камера догорания; 9 трубчатый теплообменник; 10 горелка
- •1.2. Огневое обезвреживание шламов металлургических производств
- •1 Топка; 2 – барабанная печь; 3 – горелки для сжигания поверхностного масла;
- •Глава 2. Утилизация высокотемпературных тепловых отходов
- •2.1. Газотрубные котлы-утилизаторы
- •1 Входная газовая камера; 2 испарительный барабан; 3 барабан сепаратора;
- •4 Сепарационное устройство; 5 трубы основного испарителя; 6 выходная камера;
- •7 Предвключенная испарительная поверхность
- •1 Газотрубная поверхность нагрева; 2 нижний барабан; 3 входная газовая камера;
- •4 Поворотная камера; 5 выходная газовая камера; 6 верхний барабан;
- •7 Пароперегреватель; 8 змеевики для разогрева при пуске
- •2.2. Водотрубные котлы-утилизаторы
- •4 Шламоотделитель; 5 – испаритель II ступени; 6 - балки; 7 - барабан; 8 – обдувочные линии; 9 - испаритель III ступени; 10 – экономайзер
- •2.3. Котлы-утилизаторы за обжиговыми печами серного колчедана
- •1 Печь с кипящим слоем; 2 испаритель, размещенный в кипящем слое;
- •3 Котел-утилизатор
- •2.4. Установки сухого тушения кокса (устк)
- •2.5. Котлы-утилизаторы сталеплавильных конвертеров
- •1 Циркуляционные насосы; 2 – паровой аккумулятор; 3 — газоплотная юбка; 4 — горелки; 5 — подъемный газоход; 6 — барабан-сепаратор; 7 — конвективный испаритель;
- •12 Дымовая труба; 13, 14 — дымососы; 15 смеситель; 16 — конвертер
- •Глава 3. Энерготехнологические установки
- •3.1. 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
- •3.2. Энерготехнологическое комбинирование в целлюлозно-бумажной промышленности
- •3.3. Энерготехнологическое комбинирование в доменном производстве
- •Расчет тепловой схемы
- •3.4. Энерготехнологическое комбинирование при получении водорода
- •3.5. Охлаждение конструктивных элементов высокотемпературных установок
- •1 Теплообменная поверхность; 2 циркуляционный насос;
- •Глава 4. Использование отработавшего пара
- •1 Производственная установка;
- •1 Производственный агрегат;
- •2 Пароочиститель; 3 турбина мятого пара; 4 турбина двойного давления;
- •5, 6 Тепловые аккумуляторы;
- •Глава 5. Утилизация низкопотенциальных тепловых отходов
- •5.1. Утилизация теплоты загрязненных стоков
- •5.2. Утилизация теплоты агрессивных жидкостей
- •6 Теплообменники с промежуточным теплоносителем;
- •5.3. Утилизация теплоты вентиляционных выбросов
- •1 Приточный вентилятор; 2 вытяжной вентилятор; 3 пластинчатый теплообменник; 4 сборник конденсата; 5 фильтр наружного воздуха;
- •6 Фильтра удаляемого воздуха; 7 воздухонагреватель;
- •8 Воздухораспределитель
- •Глава 6. Глубокое охлаждение продуктов сгорания
- •6.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания
- •6.2. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов
- •6.3. Расчет контактного экономайзера
- •Глава 7. Парогазовые установки
- •7.1. Основные типы парогазовых установок
- •7.2. Количественные показатели термодинамических циклов пгу
- •7.3. Термическая эффективность парогазовых установок
- •7.4. Соотношения между параметрами газового и парового циклов
- •7.5. Парогазовые установки с впрыском пара
- •7.6. Модернизация котельных в тэц
- •Глава 8. Энергосбережение в газовой промышленности
- •8.1. Опытно-промышленная газотурбинная расширительная станция (гтрс) на Среднеуральской грэс
- •8.2. Оптимальное использование теплоты уходящих газов газовых турбин
- •8.3. Теплоснабжение от утилизационных установок компрессорных станций
- •Глава 9. Энергосбережение промышленности
- •9.1. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях
- •1. Снижение потерь теплоты с уходящими газами
- •2. Потери теплоты с химической неполнотой сгорания
- •3. Потери теплоты в окружающую среду
- •4. Работа котельной установки в режиме пониженного давления
- •5. Температура питательной воды tв
- •6. Возврат конденсата в котельную
- •7. Использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов
- •8. Режимы работы котельного оборудования
- •9. Перевод паровых котлов на водогрейный режим
- •10. Оптимизация работы насосного и тягодутьевого оборудования
- •9.2. Тепловые потери трубопроводов
- •9.3. Энергосбережение в компрессорном хозяйстве
- •9.4. Снижение теплопотерь за счет использования двухкамерного остекления
- •9.5. Система инфракрасного обогрева производственных помещений
- •8 Рабочие места в цехе
- •Библиографический список
- •620002, Екатеринбург, ул. Мира,19
- •620002, Екатеринбург, ул. Мира,19
7.3. Термическая эффективность парогазовых установок
Коэффициент термической эффективности определяется из уравнения
. (118)
Для конденсационных парогазовых установок коэффициент термической эффективности определяется уравнением
, (119)
где электрическая мощность соответственно газовой и паровой турбины. Уравнения электрической мощности турбин имеют вид
, (120)
, (121)
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
. (122)
Подставляя в (119) выражения (120), (121) и (122), с учетом (114) получим:
(123)
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
. (124)
Для ПГУКУ и выражение преобразуется к виду
. (125)
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. 61.Зависимость КПД ПГУ от степени повышения давления в компрессоре
7.4. 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.