Энергосбережение в теплоэнергетике играет важнейшую роль в условиях ограниченности энергетических ресурсов. Повсеместное внедрение альтернативной энергетики с использованием возобновляемых источников энергии нацелено на разрешение указанной проблемы, но в краткосрочной перспективе эффективное экономическое развитие не представляется возможным без комплексного и всеобъемлющего следования принципам энергосбережения. Энергосбережение в теплоэнергетике не ограничивается заменой чугунных радиаторов на алюминиевые, хотя это, безусловно, имеет свой эффект в отдельно взятой квартире. Энергосбережение в теплоэнергетике – это одновременное применение целого ряда энергосберегающих решений и мероприятий на уровнях получения, транспортировки и использования тепловой энергии. Эффективность каждого из таких решений может казаться небольшой в каждом отдельном случае, однако с уверенностью можно говорить, что комплекс мер, направленных на повышение энергосбережения в теплоэнергетике, дает синергетический эффект. Мировой опыт показывает, что в силу инертности сложившейся энергосистемы, несмотря на очевидную выгоду и перспективы, массовое энергосбережение в теплоэнергетике реально только при поддержке государства, введении определенных целевых программ и специальных льгот.
Наиболее известным, но от этого не менее эффективным подходом к энергосбережению в теплоэнергетике является способ «когенерации», или одновременное получение тепла и электроэнергии. Так, например, в котельных, где производится тепло для отопления и горячего водоснабжения, возможно дополнительно генерировать некоторое количество электроэнергии, просто заменяя редуктор давления пара на противодавленческую турбину. Экономия здесь очевидная: котельные естественным образом переводятся в разряд небольших ТЭЦ.
Еще одна возможность для энергосбережения в теплоэнергетике — это утилизации отходов. Проблема утилизации крайне актуальна и вне зависимости от ее роли в энергетике. Во всем мире эту проблему пытаются решать, сжигая мусор с одновременной выработкой тепло- и электроэнергии, жестко контролируя вредные выбросы. В Дании и Японии таким образом утилизируется 80% городского мусора. Подсчитано, что сжигание бытового мусора для целей энергосбережения в теплоэнергетике позволит покрыть треть потребности городов в горячей воде.
Энергосбережение в теплоэнергетике многих стран связано с использованием термотрансформаторов и тепловых насосов. Они позволяют экономить до 50% используемого топлива. Такие установки можно применять для повышения эффективности работы ТЭС, для кондиционирования и нагревания помещений промышленных предприятий. В мире активно используется около 40 млн. тепловых насосов, а в России их всего 140 штук общей мощностью 75 МВт.
Описанные выше способы энергосбережения в теплоэнергетике касаются производства энергии, где доля от всего потенциала энергосбережения составляет не более трети. Намного более широкие возможности дает включение потребителей в процесс энергосбережения в теплоэнергетике. Главные мероприятия в области энергосбережения в теплоэнергетике на уровне потребителей предполагают разработку и воплощение в жизнь проектов современных зданий, использующих технологии «пассивной архитектуры» и позволяющих экономить до 90% тепловой энергии без применения специального оборудования, а также правильное утепление уже существующих зданий. Не менее продуктивно использование энергосберегающих методов при устройстве систем отопления, вентиляции, кондиционирования – одна только установка терморегуляторов позволяет экономить до 30% тепловой энергии. Использование таких готовых и простых решений может гарантировать значительное снижение расходов на тепло и электроснабжение.
Рассмотрены основные понятия, принципиальные схемы и методы расчета, связанные с рациональным использованием топливно-энергетических ресурсов. Описаны технические решения, обеспечивающие снижение энергозатрат на производство промышленной продукции и процессы жизнедеятельности как на производстве, так и в жилищно-коммунальном секторе. Уделено внимание составу, способам проведения и анализу результатов энергетических обследований промышленных предприятий.
Учебник предназначен для студентов энергетических специальностей высших учебных заведений, может также служить методическим пособием для инженерно-технических работников различных отраслей промышленности и энергоаудиторов, проводящих энергетические обследования и энергетическую паспортизацию промышленных предприятий и объектов жилищно-коммунального хозяйства.
Классификация топливно-энергетических ресурсов Основные понятия и определения.
Топливно-энергетические ресурсы - это совокупность природных и произведенных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйственной деятельности. Топливно-энергетические ресурсы делятся на первичные и вторичные.
К первичным энергетическим ресурсам относятся ресурсы, получаемые непосредственно из природных источников для последующего преобразования в другие виды энергии либо для непосредственного применения. Часто первичные ресурсы не могут быть использованы непосредственно и должны быть извлечены и подготовлены к дальнейшему потреблению.
Первичные ресурсы подразделяют на возобновляемые и невозобновляемые.
Вторичные энергетические ресурсы - это энергетические ресурсы, получаемые в виде побочных продуктов основного и вспомогательного производства в различных технологиях.
Топливно-энергетические ресурсы включают в себя не только источники получения энергии, но и произведенные энергетические ресурсы, к которым относят, в первую очередь, тепловую энергию (чаще всего передаваемую в виде горячей воды и водяного пара) и электрическую энергию и которые получают, используя энергию первичных и вторичных энергоресурсов. Электрическая энергия впоследствии может быть снова преобразована в другие виды энергии.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие
Глава 1. Виды топливно-энергетических ресурсов
1.1. Классификация топливно-энергетических, ресурсов
1.2. Единицы измерения топливно-энергетических ресурсов
Контрольные вопросы,
Глава 2. Энергетика России и актуальность рационального использования энергоресурсов
2.1. Динамика топливно-энергетического баланса и показатели потребления энергоресурсов в России и в мире
2.2. Актуальность энергосбережения в России
2.3. Структура энергетики страны
Контрольные вопросы
Глава 3. Методы и критерии оценки эффективности использования энергии
3.1. Общие положения
3.2. Термодинамические показатели оценки энергетической эффективности и особенности их применения в теплотехнике и теплотехнологиях
3.3. Технические (натуральные) показатели оценки энергетической эффективности
3.4. Экономические показатели оценки энергетической эффективности
Контрольные вопросы
Глава 4. Энергобалансы потребителей топливно-энергетических ресурсов
4.1. Виды энергобалансов
4.2. Балансы потребления и использования энергии на промышленном предприятии. Энергетический паспорт потребителей ТЭР
4.3. Энергетический баланс и энергетический паспорт здания
Контрольные вопросы
Глава 5. Нормирование потребления энергоресурсов.
5.1. Нормирование потребления энергоресурсов в зданиях и сооружениях
5.2. Нормирование потребления энергоресурсов в промышленности
5.3. Нормативные эксплуатационные технологические затраты и потери тепловой энергии в тепловых сетях
Контрольные вопросы
Глава 6. Методы энергосбережения при производстве тепловой энергии
6.1. Виды источников тепловой энергии
6.2. Энергосбережение в котельных
6.3. Особенности энергосбережения на ТЭЦ промышленных предприятий
Контрольные вопросы
Глава 7. Энергосбережение в системах транспортировки и распределения тепловой энергии
7.1. Общие сведения о передаче тепловой энергии. Схемы присоединения потребителей к тепловым сетям
7.2. Потери энергии и ресурсов в тепловых сетях
7.3. Меры по сокращению потерь энергии и ресурсов в тепловых сетях
Контрольные вопросы
Глава 8. Энергосбережение в теплотехнологиях
8.1. Принципиальные схемы технологий и структуры энергообеспечения предприятий
8.2. Энергосбережение в высокотемпературных технологиях
8.3. Рациональное энергоиспользование в низкотемпературных технологиях
Контрольные вопросы
Глава 9. Рациональное использование энергии в зданиях и сооружениях
9.1. Инженерные системы обеспечения жизнедеятельности в зданиях и сооружениях
9.2. Общие принципы энергосбережения в зданиях и сооружениях
9.3. Типовые энергосберегающие мероприятия и оценка энергосберегающих эффектов
Контрольные вопросы
Глава 10. Вторичные энергетические ресурсы
10.1. Виды ВЭР и направления их использования
10.2. Экономия энергии при утилизации ВЭР
10.3. Принципиальные возможности использования вторичных энергоресурсов,
10.4. Использование низкопотенциальной теплоты с помощью теплонасосных установок
10.5. Использование ВЭР в целях получения холода с помощью теплонасосных установок
10.6. Применение детандер-генераторных агрегатов при утилизации ВЭР
Контрольные вопросы
Глава 11. Энергосбережение при электроснабжении и электропотреблении
11.1. Общие сведения о системах электроснабжения промышленных предприятий и объектов ЖКХ
11.2. Определение нагрузок при потреблении электроэнергии
11.3. Качество электроэнергии и его влияние на работу потребителей, затраты энергии и ресурсов
11.4. Направления эффективного использования электрической энергии
Контрольные вопросы
Глава 12. Основы энергоаудита
12.1. Общие положения
12.2. Нормативная база энергоаудита
12.3. Задачи и виды энергоаудита
12.4. Методология энергоаудита промышленного предприятия
12.5. Энергоаудит системы воздухоснабжения
12.6. Энергоаудит теплотехнологической установки
Контрольные вопросы
Глава 13. Учет энергетических ресурсов
13.1. Значимость учета энергетических ресурсов
13.2. Приборы учета тепловой энергии и теплоносителя
13.3. Учет тепловой энергии в различных системах теплоснабжения
Контрольные вопросы
Приложение. Некоторые методы и оборудование для эффективного использования энергии
Список литературы
Основные термины и понятия, используемые в тексте
Предметный указатель.
Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:
Скачать книгу Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях, Данилов О.Л., Гаряев А.Б., Яковлев И.В., 2010 - fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.
Глава 14. Парoгазoвые уcтанoвки. Общие пoлoжения
14.1. Клаccификация ПГУ, их преимущеcтва и недocтатки
Энергетичеcкие уcтанoвки, в кoтoрых теплoта ухoдящих газoв ГТУ прямo или кocвеннo иcпoльзуетcя для вырабoтки электрoэнергии в паротурбинном цикле, называютcя парогазовыми.
По назначению ПГУ подразделяют на конденcационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые cлужат и для нагрева cетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.
По количеcтву рабочих тел, иcпользуемых в ПГУ, их подразделяют на монарные и бинарные. В монарных уcтановках рабочим телом турбины являетcя cмеcь продуктов сгорания и водяного пара. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. На практике применяются следующие установки бинарного типа: утилизационные ПГУ (ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) — ПГУ-У); сбросные ПГУ (ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел); ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ); ПГУ с вытеснением регенерации.
Тепловые схемы котлов-утилизаторов ПГУ бинарного типа различаются по компоновке поверхностей нагрева и количеству контуров циркуляции рабочего тела (воды и пара). В соответствии с этим имеются одно-, двух- и многоконтурные (трехконтурные) ПГУ, а котлы-утилизаторы — с горизонтальной и вертикальной (башенной) компоновкой поверхностей нагрева.
По числу валов турбогенераторов ПГУ бывают одновальные и многовальные. В одновальных ПГУ ГТУ и ПТ устанавливаются на одном валу с общим электрогенератором; многовальные ПГУ выполняются с индивидуальными электрогенераторами для каждой ГТУ и ПТ.
Компоновка ПГУ может быть сомкнутой, разомкнутой; с общим машзалом, с общей на всю ТЭС дымовой трубой и с индивидуальными дымовыми трубами.
В настоящее время строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в современной теплоэнергетике. Это обусловлено еле дующими преимуществами газотурбинных и парогазовых ТЭС по сравнению с паротурбинными (паросиловыми) ТЭС:
1) умеренной стоимостью установленной единицы мощности ПГУ, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения;
2) существенно меньшим строительным циклом ПГУ (ПГУ, как и ПСУ, можно вводить поэтапно, что упрощает проблему инвестиций);
3) достаточно высокой экономичностью ПГУ. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42%. КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет примерно 1450 °С, достигает 60 %;
4) существенно меньшими выбросами оксидов азота (NOх). Это обусловлено не только тем, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС работают на угле, но и тем, что в топках энергетических котлов применяется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытками воздуха и длительным пребыванием топливовоздушной смеси при высокой температуре;
5) высокой маневренностью ПГУ, обеспечиваемой наличием в ее схеме ГТУ, нагрузку которой можно изменять в течение нескольких минут. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей паротурбинная установка (ПТУ) должна быть оснащена байпасным трубопроводом перегретого пара. Для возможности глубокого разгружения ПГУ она должна быть многовальной;
6) при одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.
Основным недостатком энергетических ПГУ является то, что в камере сгорания ГТУ сжигается природный газ. Использование тяжелых сортов жидкого и тем более твердого топлива требует сложных систем подготовки (газификации) топлива и очистки образующегося горючего газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42...44%). В России имеются возможности для сооружения ПГУ, так как доля используемого для энергетики природного газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ.
В РФ работает ряд газотурбинных ТЭС: ГРЭС им. Классона ОАО «Мосэнерго», Северо-Западная ТЭЦ (г. Санкт-Петербург), Краснодарская ТЭС, Якутская ГРЭС и др.
Совершенствование стационарных ГТУ связано в первую очередь с освоением высоких температур рабочего тела (до 1300... 1500 °С) и повышением единичной мощности (до 250...300 МВт и выше), что позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель парогазовых ТЭС.
14.2. Монарные ПГУ
В монарной ПГУ (рис. 14.1 ) рабочим телом является смесь продуктов сгорания органического топлива и водяного пара. В котел-утилизатор питательным насосом подается вода. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся газопаровая смесь направляется в газовую (правильнее сказать — в газопаровую) турбину. Таким образом, часть воздуха, идущего из турбокомпрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает котел-утилизатор при температуре, превышающей точку росы. В этом случае теплота конденсации водяного пара, полученная им в котле и составляющая значительное количество, не используется в установке, а отводится в атмосферу.
Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси в ПГУ и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.
За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Injected Gas Turbine ). Их строит в основном фирма «Дженерал Электрик» в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 14.1 приведены данные фирмы «Дженерал Электрик», иллюстрирующие увеличение мощности и КПД газотурбинных двигателей при использовании впрыска пара.
Анализ данных, приведенных в табл. 14.1, показывает, что при впрыске пара и мощность, и КПД монарной ПГУ растут. Монарные ПГУ не получили широкого распространения для производства электроэнергии на мощных ТЭС.
На турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.
14.3. Утилизационные ПГУ (ПГУ-У)
В ПГУ-У теплота уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах для получения пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с паротурбинной установкой являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60%), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, работают либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.
Принципиальная схема одноконтурной ПГУ-У показана на рис. 14.2, 14.3 и рис. 14.9. Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения с размещенными в ней поверхностями нагрева, образованными оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода, пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4, опускных труб 5 и достаточно плотно установленных испарительных труб 6. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поднимается вверх в барабан, так как плотность пароводяной смеси в испарительных трубах меньше, чем в опускных. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. Описанный котел-утилизатор является котлом с естественной циркуляцией, поскольку поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно проходит через испарительные трубы.
Питательная вода в экономайзере нагревается до температуры, на 10...20 °С меньшей, чем температура насыщенного пара в барабане. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура перегретого пара t0 меньше температуры газов θг , поступающих из газовой турбины, на 25. ..30 °С.
В процессе теплообмена в котле-утилизаторе температура газов уменьшается от значения θг на входе до значения температуры уходящих газов θух (см. рис. 14.2 ). Температура питательной воды повышается в экономайзере до температуры кипения (точка а ). При этой температуре вода поступает в испаритель, где происходит ее испарение при постоянной температуре (процесс а—b ). В точке b рабочее тело находится в виде сухого пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения tПЕ .
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и с помощью питательного насоса ПН снова направляется в котел-утилизатор.
Проанализируем работу парогазовой установки утилизационного типа.
В большинстве ГТУ температура уходящих газов составляет 530.. .580 °С (имеются отдельные ГТУ с температурой θг до 640 °С). Газы отводятся из котла-утилизатора при температуре θух ≈ 100 °С. Примем: θг = 555 °С, θух = 100 °С, tн.в = 15 °С. Здесь tн.в — температура наружного воздуха, °С. В этом случае КПД котла-утилизатора составит
При работе на газе энергетический котел ТЭС имеет КПД брутто ηк ≈ 94%. Таким образом, КПД ηк.y существенно более низкий, чем КПД ηк энергетического котла.
КПД паротурбинной установки ПГУ-У существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации (наличие системы регенерации приводит к повышению температуры tп.в пик еще большему снижению КПД котла-утилизатора).
Для проведения дальнейшего анализа рассмотрим ПГУ простой схемы (см. рис. 14.3 ), при этом в расчетах будем принимать не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования .
Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество топлива, из которого получено Qк.с = 100 МВт⋅ ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34%. Это означает, что в ГТУ будет получено Эгту = 34 МВт⋅ч электроэнергии . Количество теплоты, которое поступает в котел-утилизатор, составляет
Примем КПД котла-утилизатора лку=75%. Тогда в дымовую трубу из котла будет отведено количество теплоты
В паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию поступает количество теплоты Qптy = Qк.y - Qух — 49,5 МВт. ч. Примем КПД ПТУ η пту = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:
Всего ПГУ выработает электроэнергии, следовательно КПД ПГУ
Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:
Анализ формулы (14.1) объясняет причину строительства ПГУ лишь в последние 20 лет. Рассмотрим ГТУ типа ГТ-100-ЗМ: η гту=28,5%; температура газов на ГТУ θг = 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет равен примерно 14%. Тогда при ηк.y = 0,75 КПД ПГУ составит
В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые обеспечили не только ее высокий КПД, но и условия для реализации паротурбинного цикла.
Из уравнения (14.1] можно получить соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частей ПГУ:
Для рассмотренного выше примера 
т. е. мощность ГТУ примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины. Именно это соотношение объясняет, почему ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт (см. § 15.2). Цикл ПГУ с котлом-утилизатором приведен в § 14.8.
14.4. ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел
Часто ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел называют «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем дутьевой воздух (рис. 14.4,а). При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле твердых топлив.
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла: Брайтона в ГТУ и Ренкина в ПТУ (рис. 14.4,6). Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т. е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел, — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ —1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ существенно меньше, чем утилизационной, и составляет примерно
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел при останове ГТУ.
На Молдавской ГРЭС были построены две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт; КПД этих ПГУ на несколько процентов меньше, чем КПД обычных энергоблоков СКД (на 23,5 МПа, 540/540 °С).
В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, г. Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8 фирмы ABB (мощность 47,1 МВт, КПД 3136%, степень сжатия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °С). Судя по публикациям, опыт реконструкции оказался не вполне удачным.
Однако есть и положительный опыт. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540/535 °С, работающий на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3 %, путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы ABB мощностью 140 МВт с КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86%. Таким образом, достигнута экономия топлива 11 %.
14.5. ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ)
Значительный шаг в развитии парогазовых, установок был сделан фирмой «Браун-Бовери» (Швейцария, 1932 г.), создавшей конструкцию парового котла, работающего при высоком давлении продуктов сгорания (0,3...0,4 МПа). Продукты сгорания после парогенератора направлялись в газовую турбину, приводившую в движение высоконапорный нагнетатель воздуха. Таким образом осуществлялся вспомогательный цикл ГТУ при р = const. Вся выработанная энергия ГТУ использовалась на собственные нужды кот-лоагрегата.
В 1944 г. А.Н. Ложкин (Центральный котлотурбинный институт) предложил увеличить мощность газовой турбины и вырабатывать за счет этого дополнительное количество электрической энергии. Таким способом была создана парогазовая установка без смешения рабочих тел с более высоким КПД, чем у ПТУ.
В ПГУ с ВПГ (рис. 14.5,а) воздух, сжатый в турбокомпрессоре ТК, поступает в топку ВПГ, куда также подается топливо. Здесь часть теплоты сгорания топлива затрачивается на выработку и перегрев водяного пара, направляемого в паровую турбину. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор.
Продукты сгорания (заданной температуры) из ВПГ направляются в газовую турбину ГТ, а оттуда — в газовый подогреватель конденсата ГПК, где охлаждаются и отводятся в атмосферу. Таким образом осуществляется «открытый» цикл 1—2—3—4 ГТУ (рис. 14.5,6) при р = const (цикл Брайтона). Параллельно осуществляется цикл водяного пара а—b—с—d: питательный насос ПН подает воду в ГПК, где она подогревается и поступает в змеевик ВПГ; в ВПГ генерируется пар заданной температуры; выработанный пар поступает в турбину, совершает работу и направляется в конденсатор.
Таким образом осуществляется простейший цикл Ренкина без регенерации. Связь между циклами Брайтона и Ренкина заключается в том, что теплота отработавших газов ГТ затрачивается на подогрев питательной воды; регенеративные отборы пара отсутствуют. По схемам, близким к приведенным, построено и работает несколько установок мощностью до 250 МВт. Полезная мощность газовой части составляет 20.. .25 % паровой.
Экономия топлива в такой установке зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на том же уровне, что и у рассмотренных выше сбросных ПГУ, В России на Невинномысской ГРЭС построена ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт (ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ типа ГТ-25-710), обеспечивающая экономичность на уровне 36,9%. В 1998 г. ПГУ-170 имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт ⋅ ч), т.е. при КПД 34,7%.
Из T-s -диаграммы (см. рис. 14.5,6) видно, что комбинированный цикл ПГУ с ВПГ является частично бинарным, поскольку часть отводимой теплоты газового цикла (площадь 4—5—g—7) подводится к паровому циклу и затрачивается на подогрев питательной воды (площадь b—е—-f—g). Соответствующая этой теплоте часть парового цикла (площадь а—b—е—е") представляет собой бинарную надстройку к газовому циклу и повышает его КПД. Правая часть парового цикла (площадь с—d—е"—е) является как бы пристройкой к комбинированному циклу и при низких параметрах паровой части несколько снижает эффективность таких установок. Процесс 3"—3 газовой части цикла ПГУ соответствует отдаче части теплоты сгорания топлива водяному пару при его генерации в ВПГ (научастке ее парового цикла).
Существенными недостатками ПГУ с ВПГ являются практическая невозможность их работы на твердых и низкосортных топливах, а также износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.
14.6. ПГУ с «вытеснением» регенерации (с газовым регенеративным подогревателем)
В ПГУ с вытеснением регенерации (с газовым регенеративным подогревателем, см. §14.7) регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется теплота уходящих газов (рис. 14.6) . В этом случае пар регенеративных отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации пара отборов теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ.
Парогазовая установка с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4%), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.
14.7. Цикл ПГУ с газовым регенеративным подогревателем
Комбинированная установка включает в себя ГТУ с турбокомпрессором ТК (рис. 14.7), камерой сгорания КС, газовой турбиной ГТ и ПТУ с паровым котлом ПК, паровой турбиной.ПТ, конденсатором К и регенеративными подогревателями питательной воды РП (на схеме показан один из них) . Кроме этого, имеется газовый подогреватель ГП питательной воды, который установлен параллельно регенеративным подогревателям. Этот подогреватель является общим элементом комбинированной установки, так как в нем подогрев питательной воды осуществляется теплотой уходящих газов ГТУ перед отводом их в атмосферу. В случае остановки ГТУ по тем или иным причинам ГП клапанами Кл-3 отключается от схемы ПТУ и питание котла водой осуществляется через регенеративные подогреватели РП.
Действительный цикл комбинированной установки в T-s -диаграмме представлен на рис. 14.8. Здесь цикл 1—2д—3—4д— 5—1 есть цикл ГТУ, в которой газ после расширения в турбине (точка 4д) при атмосферном давлении охлаждается в ГП до состояния 5, отдавая теплоту питательной воде цикла ПТУ, и только после этого отдает теплоту Q2г окружающей среде. В цикле ПТУ 6—7д— 8—9—6 подогрев питательной воды от состояния 8 до состояния 9 осуществляется в ГП за счет теплоты газа ГТУ, а дальнейший подвод теплоты Q1в — за счет сжигания топлива в котле. Таким образом, комбинированный цикл является частично бинарным, т.е. в низкотемпературном цикле часть теплоты (та, что подводится ГП) получена из высокотемпературного цикла, а остальная часть — от продуктов сгорания топлива.
Поскольку термодинамические свойства газа и воды различны, в газовой и водной частях комбинированного цикла циркулируют разные количества рабочего тела. Соотношение между ними можно определить из теплового баланса узла, связывающего оба эти контура, т.е. ГП. Эта величина, называемая кратностью циркуляции воздуха т , рассчитывается по формуле
Заметим, что и T-s -диаграмма (см. рис. 14.8) построена соответственно для газа массой т , кг, и воды массой 1 кг.
Внутренний КПД комбинированного цикла можно определить как
Доля мощности ПГУ, вырабатываемая ГТУ, может составлять 20...25%.
14.8. Цикл ПГУ с котлом-утилизатором (ПГУ-У)
В газовой части ПГУ с котлом-утилизатором (рис. 14.9) атмосферный воздух, сжатый турбокомпрессором ТК, поступает в камеру сгорания КС, где к нему при сжигании топлива подводится теплота Q1к.с и далее адиабатно расширяется в газовой турбине ГТ, производя работу, которая используется для вращения компрессора и генератора. Уходящие из турбины газы направляются в топку котла-утилизатора КУ.Содержание кислорода в этих газах может составлять 12... 17%, и они могут использоваться вместо воздуха для сжигания вводимого в топку топлива и дополнительно подвода теплоты Q1к. y. Однако в лучших современных ГТУ, в которых температура газов перед турбиной составляет 1100.. .1250 °С, температура уходящих газов может достигать 480...570 °С. Это позволяет получать пар в котле-утилизаторе высоких параметров и без дополнительного подвода теплоты. Именно такой случай продемонстрирован на Т-s -диаграмме цикла, представленной на рис. 14.10. Полученный пар поступает в паровую турбину ПТ, после адиабатного расширения в ней конденсируется в конденсаторе К, конденсат насосом снова подается в котел-утилизатор.
Таким образом, и ГТУ, и ПТУ работают по обычным своим циклам. На схеме (см. рис. 14.9) обе установки представлены в простейших вариантах. Реально в схемах ГТУ используются многоступенчатые сжатие и расширение газа, а в схемах ПТУ — вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды паром, отбираемым из турбины. Объединение же их в единую парогазовую установку снижает расход топлива за счет использования теплоты уходящих после газовой турбины газов в котле-утилизаторе. Характерные точки процессов цикла (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7д, 8, 9, см. рис. 14.10) изображают состояние рабочего тела в точках с аналогичными номерами, показанных на рис. 14.9.
Эффективный КПД комбинированной парогазовой установки ηепгу и его связь с эффективными КПД входящих в ее состав ГТУ ηепгу и ПТУ ηепгу можно получить следующим образом. По определению
Введем новый параметр σ - степень бинарности цикла :
Приведем выражение (14.5) к виду
Из (14.7) следует, что при данных КПД ГТУ и ПТУ наивысший КПД ПГУ получается при степени бинарности σ , равной единице. В этом случае сжигания топлива в котле-утилизаторе не проводится, и вся работа паротурбинной части комбинированной установки осуществляется за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ. Графики, приведенные на рис. 14.11, характеризуют значения эффективного КПД ПГУ, которые можно получить при комбинировании ГТУ, имеющей температуру газа перед турбиной t3 = 1100 °С и эффективный КПД ηегту = 33 %, с различными ПТУ.
Жирная линия здесь характеризует значения эффективного КПД, реально достигнутые в действующих ПГУ. Из рисунка видно, что эффективный КПД ПГУ достигает 50... 53%. Это свидетельствует о том, что применение ПГУ с котлом-утилизатором является весьма перспективным направлением повышения экономичности энергетических установок.
Выводы. Комбинирование установок, в которых различные рабочие тела используются в оптимальных для каждого из них температурных интервалах, позволяет существенно повысить термический КПД цикла и эффективный КПД суммарной установки . Именно на ПГУ достигнута самая высокая из всех тепловых машин эффективность преобразования теплоты в работу. Применение парогазовых установок с различными вариантами схем для строительства новых энергетических установок и модернизации существующих ПГУ является одним из основных направлений развития энергетики.
Уже на сегодняшний день КПД современных ГТУ при их работе по простому циклу достигает 38...38,5 % при единичной мощности до 280 МВт. Это позволяет получить КПД ПГУ на уровне 58%. С ростом температуры газов на входе до 1427 °С становится реальным достижение КПД ПГУ 60 %, а при повышении температуры газов до 1500 °С — и 62%. Естественно, что при этом предполагается также и совершенствование ПГУ с повышением ее экономичности путем увеличения параметров пара (вплоть до использования сверхкритического давления), совершенствования проточной части турбины, сокращения протечек пара через уплотнения, снижения потерь в конденсаторе паровой турбины.
Учебное пособие
Великий Новгород
РИС НовГУ
Рецензент
Доцент В.М.Калашников
Энергосбережение
УДК 621. 1. 016. 7.(075.8)
Актуальность энергосбережения в России и мире
Теплота сгорания топлива. Понятие условного топлива. Энергоёмкость ВВП.
Теплота сгорания топлива - это количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м3 газообразного топлива. Часто теплоту сгорания называют также теплотворной способностью топлива.
Высшая теплота сгорания топлива – это максимальное количество теплоты, которое можно получить в результате химической реакции горения топлива.
Низшая теплота сгорания топлива отличается от высшей на то количество тепла, которое затрачивается на испарение воды, содержащейся в топливе, а также образующейся в результате химической реакции горения топлива.
На испарение этой воды требуется определенное количество теплоты и высшая теплота сгорания не будет равна низшей.
Поскольку теплота, затраченная на испарение влаги чаще всего удаляется из энергетических установок в виде паров с дымовыми газами, то она редко полезно используется на практике. Поэтому в теплотехнических расчетах теплоты, получаемой при сжигании топлива используется низшая теплотворная способность топлива.
Для сопоставления энергетической ценности различных видов топлива и его суммарного учета введено понятие условного топлива . В качестве единицы условного топлива принимается топливо, которое имеет низшую теплоту сгорания, равную 7000 ккал/кг (29,33 МДж/кг).
Введение понятия условного топлива позволяет, например, сопоставить энергетические затраты двух различных регионов страны, не уточняя какое количество тех или иных конкретных видов топлива сжигается в этих регионах.
Экономию энергии также удобно представлять в тоннах условного топлива (т.у.т.).
Зная теплотворную способность любого вида топлива, можно определить его эквивалент в условном топливе.
1 т.у.т. эквивалентна:
1,2–1,8 тонн каменного угля
1,8–3,2 тонны бурого угля
0,7 – 0,75 тонны мазута
0,8 – 0,9 куб.м. природного газа.
Пожалуй, основным показателем эффективности использования энергоресурсов на уровне страны является энергоёмкость внутреннего валового продукта (энергоёмкость ВВП). Обычно эту величину выражают в кг у.т. на денежную единицу.
Энергоаудит
Увеличение эффективности генерации тепла
В настоящее время происходит постоянное удорожание традиционных видов топлива (каменного угля, мазута, природного газа и т.д.), особенно в регионах, в которые эти виды топлива приходится транспортировать. Наряду с другими причинами, это связано с тем, что запасы этих топлив ограничены, и разработка новых месторождений требует всё увеличивающееся количество материальных затрат. Данная проблема может решаться различными путями, например:
1) увеличение использования альтернативных видов топлива, в том числе возобновляемых, таких как биомасса;
2) более эффективное сжигание топлива путём увеличения КПД традиционных теплогенерирующих установок или использование новых способов сжигания, например, таких как каталитическое сжигание.
Остановимся на этих двух примерах более подробно.
Виды ВЭР
Горючие ВЭР - состоящие из всех видов топливных вторичных продуктов и горючих отходов. Например, твердые отходы, жидкие сбросы и газообразные выбросы нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, химической, целлюлозно-бумажной, деревообрабатывающей и других отраслей промышленности. В частности опилки, кора, твердые бытовые отходы, биошламы, использованные автомобильные покрышки и т.п.
Тепловые ВЭР - продукты производства, побочные продукты, отходы, использованные в процессе теплоносители, продукты сгорания топлива и т.д., имеющие температуру превышающую температуру окружающей среды, тепло которых может быть полезно использовано. Например - дымовые газы котлов; отработанный водяной пар; тепло конденсата; тепло продувочной воды; вентиляционные выбросы и т.д.
Тепловые ВЭР делятся на высокотемпературные (выше 650 0 С), среднетемпературные (230-650 0 С), низкотемпературные (ниже 230 0 С).
ВЭР избыточного давления. Пар от котлов, который редуцируется перед пароводяными подогревателями и т. д.
Тепловой насос
Принципиальная схема компрессионного теплового насоса изображена на рис. 8.4. Суть его работы состоит в следующем. В испарителе теплового насоса тепло невысокого температурного потенциала отбирается от некоего источника низкопотенциального тепла и передается низкокипящему рабочему телу теплового насоса. Полученный пар сжимается компрессором. При этом температура пара повышается и тепло на нужном температурном уровне в конденсаторе передается в систему отопления и горячего водоснабжения.
Рис. 8.4 Принципиальная схема работы компрессионного теплового насоса
Для того, чтобы замкнуть цикл, совершаемый рабочим телом, после конденсатора оно дросселируется до начального давления, охлаждаясь до температуры ниже источника низкопотенциального тепла, и снова подается в испаритель. Таким образом тепловой насос осуществляет трансформацию тепловой энергии с низкого температурного уровня на более высокий, необходимый потребителю. При этом на привод компрессора затрачивается механическая (электрическая) энергия. При наличии источника низкопотенциального тепла с более или менее высокой температурой количество тепла, поставляемого потребителю, в несколько раз превышает затраты энергии на привод компрессора. Отношение полезного тепла к работе, затрачиваемой на привод компрессора, называют коэффициентом преобразования теплового насоса, и в наиболее распространенных теплонасосных системах он достигает 3 и более. С увеличением температуры источника низкопотенциального тепла и/или с уменьшением температуры, необходимой потребителю, коэффициент преобразования возрастает и может достигать 4, 5 и больших значений.
Утилизация низкопотенциального тепла с применением теплового насоса. В качестве источника низкопотенциальной тепловой энергии может использоваться тепло вытяжного воздуха, отработанной воды горячего водоснабжения, грунта, подземных и морских вод, наружного воздуха, солнечной радиации.
Приводами компрессоров в тепловых насосах могут служить электродвигатели и двигатели внутреннего сгорания. Для тепловых насосов большой тепловой мощности используют дизельные и газотурбинные двигатели. Наиболее широкое распространение в качестве привода получили электродвигатели. Однако, в последние годы внимание специалистов привлекают двигатели, работающие на природном газе. Температура теплоносителя, получаемая в тепловых насосах с компрессорами, работающими от электродвигателя, обычно не превышает 50-60 0 С. Более высокую температуру (до 90-95 0 С) получают с помощью компрессора, работающего от газового двигателя, утилизируя тепло отходящих газов (10%) и тепло охлаждающей двигатель воды (33%). При этом коэффициент использования первичного топлива можно довести до 80% (доля энергии топлива, передаваемая в двигателе приводу компрессора, составляет 30%, утилизированное в системе теплового насоса тепло, выделяющееся при работе двигателя, - 50%), а коэффициент преобразования энергии возрастает с 1-4 до 3,5-6,5. Для привода компрессора используется природный газ, который сжигается в газовом двигателе. Мощность двигателя регулируется путем изменения расхода газа.
1 – вытяжной вентилятор; 2 – поток удаляемого воздуха; 3 – испаритель; 4 – регулирующий вентиль; 5 – конденсатор; 6 – компрессор; 7 – газовый двигатель; 8 – отходящие газы; 9 – теплоутилизатор отходящих газов; 10 – трубопроводы системы отопления; 11 – отопительный прибор; 12 – насос.
Рис. 8.5 Принципиальная схема системы отопления с тепловым насосом, использующим газовый двигатель
В конденсаторе вода нагревается до температуры, которая может использоваться для целей горячего водоснабжения или напольного отопления помещений, подогрева воды в бассейнах и т.д.
В результате прохождения через водоохлаждающую рубашку блока газового двигателя вода нагревается до 80-85 0 С. При этом выхлопные газы охлаждаются от температуры 650 0 С до 105 0 С. Затем вода может направляться в теплоутилизатор, где догревается теплом продуктов сгорания.
В России, к сожалению, сегодня эксплуатируются лишь единичные объекты, оснащенные теплонасосными системами теплоснабжения (ТСТ). Одним из таких объектов является сельская школа в Ярославской области, введенная в эксплуатацию в сентябре 1998 года в деревне Филиппово Любимского района. Там была создана аккумуляционная теплонасосная система теплоснабжения, максимально вписанная в суточный график электропотребления школы и использующая высвобождающиеся ночью электрические мощности и ночной тариф на электроэнергию для аккумулирования тепловой энергии в водяных баках-аккумуляторах.
В качестве источника тепловой энергии низкого потенциала для испарителей тепловых насосов используется грунт поверхностных слоев Земли.
Теплонасосная система теплоснабжения школы включает следующие основные элементы:
- теплонасосные установки АТНУ-15;
- баки-аккумуляторы АКВА-3000, в каждом из которых установлено три ТЭНа по 9 кВт с таймерами;
- систему сбора низкопотенциального тепла грунта – 8 вертикальных грунтовых теплообменников – термоскважин глубиной 40 м каждая;
- циркуляционные насосы, контрольно-измерительную аппаратуру.
Теплонасосная система теплоснабжения школы обеспечивает экономию энергии от 30 до 45 %, что позволило за четыре года эксплуатации сэкономить около 60 т у. т.
Несколько замечаний о целесообразности применения тепловых насосов для нужд отопления. Трансформация низко потенциальной теплоты в технологических схемах (выпаривание, сушка, ректификация и т.п.), как правило, оказывается экономически выгодной. Вопрос об использовании трансформации теплоты для целей отопления и коммунального теплоснабжения в каждом конкретном случае требует отдельного рассмотрения. Последнее связано с тем, что использование тепловых насосов вместо ТЭЦ увеличивает расход топлива энергосистемой, а также капитальные вложения в нее. Использование тепловых насосов вместо автономных котельных иногда дает экономию топлива, но увеличивает капитальные вложения. Следует отметить, что рост топливной составляющей в себестоимости энергии создает предпосылки для внедрения тепловых насосов, на целесообразность этого указывает зарубежный опыт.
8.2.4. Тепловая труба
Рис.8.6 Тепловая труба
Один конец тепловой трубы подключается к источнику тепла с температурой Т 1 , а противоположенный - к приёмнику тепла с температурой Т 2 , которая несколько ниже Т 1 . Участок тепловой трубы, к которому подводится тепло, является испарителем, а участок, от которого оно отводится - конденсатором рабочей жидкости.
При нагреве испарителя рабочая жидкость испаряется из пор фитиля этого участка в паровой канал. При этом давление пара в этой зоне повышается. В то же время при охлаждении конденсатора давление пара в нём понижается. Под действием возникшей разности давлений пар в паровом канале движется от испарителя к конденсатору, где он конденсируется. Образовавшаяся жидкость впитывается в поры фитиля конденсатора и за счёт капиллярных сил подаётся по порам в испаритель, где она вновь испаряется. Таким образом, тепловая труба работает на принципе замкнутого испарительно-конденсационного цикла.
Высокоэффективный компактный теплообменник-утилизатор на тепловых трубах дымовых газов малых котлов.
Теплообменник (см. рисунок) содержит корпус 1, в котором размещены тепловые трубы 2, закрепленные в перегородке 3, делящей корпус на два канала: для потоков горячего 4 и холодного 5 газов. Теплота сбросного потока горячего газа с помощью тепловых труб передается встречному потоку холодного газа. В таком теплообменнике реализуется наилучшая (противоточная) схема движения потоков, которая в рекуператорах традиционного типа практически не встречается.
Рис. 8.7 Конструкция теплообменника-утилизатора на тепловых трубах
В течение двух лет воздухоподогреватель, установленный на котле Е-1, 0-9Г-2, проходил испытания на одном из предприятий Госагропрома. Из результатов испытаний следует, что воздухоподогреватель на тепловых трубах за счет утилизации приблизительно 51 кВт тепловой мощности обеспечивает подогрев до 190-200°С поступающего в топку котла воздуха и экономию около 5,5 куб.м/ч природного газа. Коэффициент полезного действия котла увеличивается с 88 до 94,2%, т.е. на 6,2%. При этом почти в 2 раза уменьшается тепловое загрязнение окружающей среды, так как температура сбросного потока продуктов сгорания снижается с 250-270 до 150-160°C.
Литература
1. Интернет - курс "Энергосбережение" под руководством профессора Данилова О.Л. http://htex. mpei.ac.ru/NSAS/
3. А.Д. Симонов, Н.А. Языков, П.И. Ведякин, Г.А. Лавров, В.Н. Пармон Мобильные каталитические теплофикационные установки для локального теплоснабжения. Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Материалы IV всероссийской конференции и семинара РФФИ./ НГТУ. - Нижний Новгород, 2001. - 248с., с. 205-214.
4. В.Н.Пармон, З.Р.Исмагилов, М.А.Керженцев Энергосберегающие и экологически чистые технологии сжигания топлив. Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Материалы IV всероссийской конференции и семинара РФФИ./ НГТУ. - Нижний Новгород, 2001, с.192 - 198.
5. Панцхава Е.С., Кошкин Н.Л., Пожарнов В.А. Биомасса - реальный источник коммерческих топлив и энергии,Ч. 1, Мировой опыт. Теплоэнергетика, 2001, № 2, с. 21-25.
6. Мацнев В.В., Муравьев А.Г. Использование биотоплива как одно из направлений энергосбережения. Энергосбережение в Новгородской области. Проблемы и перспективы: Тезисы докл. Второго регионального научно-практического семинара.-Великий Новгород: НовГУ, НУНЦЭ, 2002, с 19-20.
7. Шилов С.А., Муравьев А.Г., Федорова Д.М., Парамонова Е.Л., Филиппов М.В., Голяцкий М.Н. Перспективы использования торфа. Энергосбережение в Новгородской области. Проблемы и перспективы: Тезисы докл. Второго регионального научно-практического семинара.-Великий Новгород: НовГУ,НУНЦЭ, 2002, с40-41.
8.Мацнев В.В., Муравьев А.Г., Федоров С.М. Перевод котла ТП-87 Новгородской ТЭЦ на сжигание торфа в кипящем слое. Вестник ГОУ УГТУ-УПИ. 80 лет Уральской теплоэнергетике. Образование. Наука: Сб. тр. Международной научно-технической конференции. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2003. № 8(28). с 43-45.
9. Боровков В.М., Зысин Л. В. Основные направления реконструкции отопительных и промышленных котельных по переводу их в режим работы мини – ТЭЦ на базе современных парогазовых технологий. Энергосбережение в Новгородской области. Проблемы и перспективы: Тезисы докл. Второго регионального научно-практического семинара.-Великий Новгород: НовГУ,НУНЦЭ, 2002, с 17-19.
10. Зельвенский Я.Д. Пути энергосбережения при разделении смесей ректификацией. хим. пром., 2001, №5, с 21-27.
11. Муравьев А.Г., Кузнецов В.Н. Уменьшение расхода энергоресурсов в процессе ректификации метанола. Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Материалы IV всероссийской конференции и семинара РФФИ./ НГТУ.-Нижний Новгород, 2001, с.77-78.
12. Муравьев А.Г. Опыт работы Новгородского учебно – научного центра энергосбережения по повышению эффективности систем теплоснабжения объектов социальной сферы и ЖКХ, “Инженерные системы” АВОК – Северо - Запад, 2005, № 2(17), с. 15-18.
13. Атаев А.Е., Елисеев Н.П. Экономия электроэнергии при внутреннем освещении административных объектов, учебных заведений, больниц, детских садов и других общественных зданий. http: www.esco-ecosus. narod. ru/2002-2/art6 htm
14. Экономия энергоресурсов в промышленных технологиях. Справочно – методическое пособие. Под ред. С.К. Сергеева. НГТУ, НИЦЭ – Н. Новгород, 2001. - 296 с.
15. Варнавский Б.П., Колесников А.И., Федоров М.Н. Энергоаудит объектов коммунального хозяйства и промышленных предприятий. Учебное пособие.М.: МИКСиС, 1998. – 150с.
| 1 Актуальность энергосбережения в России и мире. | |
| 1.1 Теплота сгорания топлива. Понятие условного топлива. Энергоёмкость ВВП. | |
| 1.2 Состояние с производством и потреблением топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в мире и в России. | |
| 2 Государственная политика в области повышения эффективности использования энергии. Нормативно-правовая и нормативно- техническая база энергосбережения. | |
| 2.1. Закон “ Об энергосбережении”. Федеральная целевая программа "Энергоэффективная экономика" на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года. | |
| 3 Энергосбережение и экология. Энергосбережение и уменьшение выбросов парниковых газов. | |
| 4 Энергоаудит. | |
| 4.1. Нормативно-правовые основания проведения энергетических обследований. | |
| 4.2. Виды энергетических обследований. | |
| 5 Увеличение эффективности генерации тепла. | |
| 5.1 Использование биомассы в качестве топлива. | |
| 5.2 Каталитические технологии сжигания топлив. | |
| 5.3 Расширение использования местных видов топлива. | |
| 6 Энергосбережение при совместной выработке тепловой и электрической энергии. | |
| 7 Пути экономии энергетических ресурсов в тепломассообменных процессах и установках. | |
| 8 Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР). | |
| 8.1. Виды ВЭР. | |
| 8.2. Способы и оборудование для использования низкотемпературных тепловых ВЭР. | |
| 8.2.1. Контактный теплообменник с активной насадкой (КТАН) | |
| 8.2.2. Вращающиеся регенеративные воздуховоздушные утилизаторы тепла (тепловые колеса). | |
| 8.2.3. Тепловой насос. | |
| 8.2.4. Тепловая труба | |
| 9 Энергосбережение в жилищно - коммунальном хозяйстве. | |
| 9.1. Энергосбережение при генерации тепловой энергии в малых и средних по мощности котельных. | |
| 9. 2. Уменьшение потерь при транспортировке теплоносителя. Частотно регулируемый электропривод. | |
| 9.3. Уменьшение потерь у потребителя. | |
| 9.3.1. Уменьшение теплопотерь зданий. | |
| 9.3.2. Регулирование теплопотребления в тепловых пунктах. | |
| 10 Энергосбережение в системах освещения. | |
| Литература |
Учебное издание
МУРАВЬЁВ
Александр Геннадиевич
Редактор
Лицензия ЛР №020815 от 21.09.98.
Подписано в печать Формат 60 x 84 1/16.
Усл.печ.л. Уч.-изд.л.
Тираж 200 экз. Заказ № Издательско –полиграфический
центр Новгородского государственного университета имени Ярослава Мудрого.
173003, Великий Новгород, ул. Б.Санкт-Петербургская,41.
Отпечатано в ИПЦ НовГУ.173003, Великий Новгород, ул. Б.Санкт-Петербургская,41.
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ И ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЯХ
Учебное пособие
Великий Новгород
УДК 621. 1. 016. 7.(075.8) Печатается по решению
РИС НовГУ
Рецензент
Доцент В.М.Калашников
Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях: Учебное пособие Авт.-сост. А.Г.Муравьев; НовГУ имени Ярослава Мудрого. Великий Новгород. 2011. – 67с.
В методическом пособии изложены основные вопросы, касающиеся актуальности энергосбережения в теплоэнергетике и теплотехнологиях, методов оценки потенциала энергосбережения на предприятии, а также возможности внедрения энергосберегающих технологий и реализации энергосберегающих мероприятий в промышленности и жилищно – коммунальном хозяйстве.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения специальности 140104 "Промышленная теплоэнергетика".
М.: Московский энергетический институт (Технический университет), 2010. - 188 с.
Материалы курса могут быть использованы для самостоятельной подготовки или переподготовки специалистов, занимающихся вопросами использования тепловой и электрической энергии, в том числе работниками отделений Госэнергонадзора Минтопэнерго России, энергоаудиторских фирм, а также работниками энергетических служб промышленных предприятий. Чему вы должны научиться? Изучив этот курс, Вы ознакомитесь с государственной политикой и нормативной базой в области энергосбережения, узнаете основные методы энергосбережения и критерии его эффективности, научитесь основам энергетического аудита и сможете рассчитывать экономию энергии при проведении энергосберегающих мероприятий в промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве.
Содержание:
- Состояние с производством и потреблением топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в мире и в России.
- Состояние энергетики страны.
- Проблема повышения эффективности использования ТЭР в стране и основные направления ее решения.
Государственная политика в области повышения эффективности использования энергии. Управление энергосбережением в России.
- Государственная энергетическая политика России. История, настоящее время и перспектива.
- Федеральный закон "Об энергосбережении".
- Федеральный уровень управления энергосбережением.
Нормативная база энерогосбережения.
- Нормативно-правовые документы.
- Нормативно-техническая база энергосбережения.
- Информационные технологии в энергосбережении.
Методы и критерии оценки эффективности энергосбережения.
- Структура энергетического баланса промышленного предприятия.
- Интенсивное энергосбережение.
- Эксергетические балансы теплотехнологических установок.
- Натуральные и экономические критерии оценки эффективности использования энергии.
Основы энергоаудита объектов теплоэнергетики.
- Законодательная база проведения энергетических обследований и энергоаудита.
- Виды энергоаудита.
- Инструментальный энергоаудит.
Методы энергосбережения при производстве и распределении тепловой и электрической энергии.
- Энергосбережение в промышленных котельных.
- Энергосбережение на тепловых электрических станциях.
- Энергосбережение в системе транспорта тепловой энергии.
- Энергосбережение при электроснабжении промышленных предприятий.
Энергосберегающие мероприятия в промышленности.
- Эффективность использования энергии в отраслях теплоэнергетического комплекса и типовые энергосберегающие мероприятия.
- Энергосбережение в теплотехнологиях.
Энергосберегающие мероприятия на объектах жилищно-коммунального хозяйства.
- Теплоснабжение объектов жилищно-коммунального хозяйства.
- Типовые энергосберегающие мероприятия в жилищно-коммунальном хозяйстве
Скачать файл
- 3.05 МБ
- добавлен 05.01.2011
Учебное пособие / Дахин С. В. Воронеж, ГОУВПО "Воронежский государственный технический университет", 2010. - 182 с.
В учебном пособии рассматриваются теоретические и практические вопросы, касающиеся энергосбережения в теплоэнергетике и теплотехнологиях.
Издание соответствует требованиям Государственного образовательного...
- 2.64 МБ
- добавлен 10.10.2011
М.: Московский энергетический институт (Технический университет), 2010 г. - 226 стр.
Актуальность энергосбережения в России и в мире.
Состояние с производством и потреблением топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в мире и в России.
Состояние энергетики страны.
Проблема повышения...
- 396.02 КБ
- добавлен 31.07.2011
Изд-во ОмГТУ, 2007. – 120 с.
Актуальность энергосбережения в мире и России. Проблемы и постановка задач в этом направлении.
Законодательно-правовая и нормативная база энергосбережения с учетом правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических факторов.
Нормативно-техническая...
- 6.52 МБ
- добавлен 30.09.2011
Учебное пособие. - Томск, ТПУ, 2011. - 205 с.
В пособии в краткой форме изложены теоретические вопросы по энергосбережению у потребителей и на источниках теплоснабжения, отражены актуальные проблемы развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. По каждой теме представлены примеры решения задач, вопросы дл...
- 5.02 МБ
- добавлен 03.07.2011
Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. - 136 с.
Предлагаемый конспект лекций представляет собой краткое содержание курса лекций, который читается студентам 4-го курса специальности 140104 – Промышленная теплоэнергетика и 140106 Энергообеспечение предприятий. Объем курса включает в себя теоретическое описание процессов ут...
- 1.38 МБ
- добавлен 20.11.2010
СПб.: СЗТУ, 2004. - 23 с. Методический сборник содержит рабочую программу, задание на контрольную работу и методические указания к выполнению контрольной работы; задания на практические работы и методические указания к выполнению практических работ, тематический плен лекций, перечень основной и дополнительной литературы. В рабоч...
