Мунц В.А.

В.А. Мунц

Энергосбережение В энергетике

И теплотехнологиях

Конспект лекций

Научный редактор – заслуженный деятель науки и техники РСФСР,

проф., д-р техн. наук А.П. Баскаков

Екатеринбург

УДК 662.181.27

ББК 31.391 К73

М 90

Рецензенты: проф., канд. техн. наук. В.В. Мамаев, заведующий кафедрой теплотехники Уральской государственной лесной академии;

канд. техн. наук А.А. Ашихмин, руководитель сектора

систем отопления лаборатории нагревательных печей

ОАО «ВНИИМТ»

Мунц В.А.

М90 Энергосбережение в энергетике и теплотехнологиях : конспект лекций / В.А. Мунц. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 136 с.

ISBN 5-321-00985-7

978-5-321-00985-7

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 утилизации высокотемпературных и низкотемпературных тепловых отходов, горючих вторичных энергоресурсов и вторичных энергоресурсов избыточного давления, методов расчета энерготехнологических агрегатов, вопросы энергосбережения в энергетике, газовой отрасли и в котельных.

Работа предназначена для студентов очной и заочной форм обучения специальностей: 140104 – Промышленная теплоэнергетика; 140106 – Энергообеспечение предприятий.

Библиогр.: 21 назв. Табл. 5. Рис. 84.

УДК 662.181.27

ББК 31.391 К73

ISBN 5-321-00985-7 Ó ГОУ ВПО «Уральский государственный

978-5-321-00985-7 технический университет – УПИ», 2006

Ó Мунц В.А.

оглавление

ВВЕДЕНИЕ. 4

Глава 1. Вторичные энергоресурсы.. 15

1.1. Газообразные горючие ВЭР. 15

1.2. Огневое обезвреживание шламов металлургических производств. 19

Глава 2. Утилизация высокотемпературных тепловых отходов. 23

2.1. Газотрубные котлы-утилизаторы.. 23

2.2. Водотрубные котлы-утилизаторы.. 28

2.3. Котлы-утилизаторы за обжиговыми печами серного колчедана. 31

2.4. Установки сухого тушения кокса (УСТК) 38

2.5. Котлы-утилизаторы сталеплавильных конвертеров. 46

Глава 3. Энерготехнологические установки. 51

3.1. Энерготехнологическое комбинирование в прокатном производстве. 51

3.2. Энерготехнологическое комбинирование в целлюлозно-бумажной промышленности. 52

3.3. Энерготехнологическое комбинирование в доменном производстве. 55

3.4. Энерготехнологическое комбинирование при получении водорода. 59

3.5. Охлаждение конструктивных элементов высокотемпературных установок. 61

Глава 4. Использование отработавшего пара. 64

Глава 5. Утилизация низкопотенциальных тепловых отходов. 70

5.1. Утилизация теплоты загрязненных стоков. 70

5.2. Утилизация теплоты агрессивных жидкостей. 72

5.3. Утилизация теплоты вентиляционных выбросов. 74

Глава 6. Глубокое охлаждение продуктов сгорания. 78

6.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания. 78

6.2. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов. 80

6.3. Расчет контактного экономайзера. 83

Глава 7. Парогазовые установки. 86

7.1. Основные типы парогазовых установок. 86

7.2. Количественные показатели термодинамических циклов ПГУ.. 92

7.3. Термическая эффективность парогазовых установок. 96

7.4. Соотношения между параметрами газового и парового циклов. 98

7.5. Парогазовые установки с впрыском пара. 100

7.6. Модернизация котельных в ТЭЦ.. 104

Глава 8. Энергосбережение в газовой промышленности. 106

8.1. Опытно-промышленная газотурбинная расширительная станция (ГТРС) на Среднеуральской ГРЭС 106

8.2. Оптимальное использование теплоты уходящих газов газовых турбин. 109

8.3. Теплоснабжение от утилизационных установок компрессорных станций. 112

Глава 9. Энергосбережение промышленности. 115

9.1. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях. 115

9.2. Тепловые потери трубопроводов. 123

9.3. Энергосбережение в компрессорном хозяйстве. 124

9.4. Снижение теплопотерь за счет использования двухкамерного остекления. 128

9.5. Система инфракрасного обогрева производственных помещений. 130

Библиографический список. 134

ВВЕДЕНИЕ

Развитие человеческого общества всегда было связано с расширением использования энергетических ресурсов. За предыдущее столетие мировое энергопотребление увеличилось более чем в 5 раз и достигло 12 млрд. тонн условного топлива в год. Прирост мирового энергопотребления за десятилетний период с 1963 по 1972 гг. составил 2,6 млрд. т у. т., а за последующий десятилетний период – всего 1,7 млрд. т у. т., или в полтора раза меньше. Особенно резко снизились темпы прироста энергопотребления в промышленно развитых странах. Средний ежегодный прирост потребления в мире составил 1,7 % в год, а в США – 0,4 %, в странах Западной Европы – 0,25 %.

Многие страны уже миновали период расточительного использования энергетических ресурсов и встали на путь энергосбережения и одновременно с этим повышения качества использования энергии (табл. 1).

Рис. 1. Добыча энергоресурсов в мире

Таблица 1

Мировое потребление энергетических ресурсов1950-2020 г. [1]

Переломным в изменении темпов прироста потребления стал 1970 г., когда произошло резкое изменение мировых цен на нефть, и промышленно развитые страны приступили к реализации энергосберегающих программ.

Экспертная оценка мирового потребления коммерческих энергоресурсов за период 1860-1990 гг. представлена в табл. 2. Электроэнергия как первичный энергоресурс (табл. 2) произведена на гидравлических, атомных и геотермальных электростанциях. Структуру мирового баланса энергоресурсов наглядно можно представить, если годовое потребление выразить в процентах от суммарного потребления топлива. Тогда становятся заметны долгосрочные тенденции (рис. 2).

Рис. 2. Мировой баланс энергоресурсов

Баланс показывает коренные, глубокие сдвиги, происходящие в энергетике ХХ века. В течение длительного времени нарастание использования нефтепродуктов, вызванное интенсивной «моторизацией» человеческого общества в автомобильном, морском, воздушном транспорте и других видах нестационарной энергетики, казалось неудержимым, однако тенденция последнего десятилетия свидетельствует об интенсивном использовании газа и угля за счет доли нефти.

Таблица 2

Мировое потребление энергоресурсов

Вместе с изменениями структуры энергетического баланса в мире наблюдается увеличение неравномерности производства и потребления энергоресурсов различными регионами. Такие страны, как США, Япония, страны Западной Европы, занимая менее 10 % территории, при населении менее 20 % производят более 50 % мирового промышленного продукта, почти 65 % электроэнергии и потребляют более 55 % природных энергетических ресурсов.

Основным источником энергии для человечества является органическое топливо, и в ближайшем будущем эта ситуация вряд ли изменится. Достигнутое значение потребления топлива в 14-15 млрд. т у.т. не может быть обеспечено за счет других нетрадиционных источников энергии. Так запас всех гидроресурсов мира составляет 7,2 млрд. т у.т., а его использование связано с огромными капитальными затратами на сооружение ГЭС. Использование солнечной энергии ограничивается низким КПД преобразования, высокой стоимостью преобразователей и резкой суточной неравномерностью солнечного излучения, требующей создания мощных накопителей электроэнергии. Созданная в Крыму гелиоэлектростанция занимает площадь 40 га и имеет электрическую мощность всего 5 МВт. Использование всей энергии ветра на планете эквивалентно всего лишь 2,8 млрд. т у.т., а использование геотермальной энергии - 1 млрд. т у. т.

Энергетический потенциал СССР во многом складывался благодаря неисчерпаемым ресурсам Российской Федерации, которая занимала ¾ всей территории бывшего Советского Союза, на которой в 1990 г. проживало около 53 % населения страны.

В настоящее время и на долгие годы Россия обеспечена собственными энергетическими ресурсами:

- 37 % разведанных мировых запасов природного газа, 13 % нефти, 19 % угля, 14 % урана сосредоточено на ее территории;

- по технически реализуемому потенциалу гидроэнергетических ресурсов (около 1700 млрд. кВт×ч) уступает только Китаю;

- мощные трубопроводные системы – единая газоснабжающая и единая нефтеснабжающая системы в основной своей части охватывают территорию России;

- значительная часть российского потенциала природных энергетических запасов находится в Сибири: более 80 % природного газа и около 75 % нефти [1] (табл. 3).

В мировом производстве топливно-энергетических ресурсов Российская Федерация в 1990 г. занимала первое место в мире по добыче природного газа (30 % мировой добычи) и нефти – 17 %, второе место по выработке электроэнергии – 9 % и четвертое по добыче угля – 8 % [1].

Реальная обеспеченность Российской Федерации энергоресурсами составляет: по нефти – 15-20 лет, по газу – 55-60 лет, по углю – 300-500 лет.

Основным производителем электроэнергии в России является РАО «ЕЭС России», которое в прошедшее десятилетие формировало свою топливную политику, предусматривая повышение доли использования природного газа во внутреннем потреблении.

Таблица 3

Производство энергоресурсов в Российской Федерации

Однако в последние годы ситуация резко изменилась и прежде всего в газовой промышленности. В ней проявились негативные тенденции, связанные с падением добычи газа на действующих месторождениях Западной Сибири, отставанием освоения новых газовых площадей на Ямале, в Тюменской области и на шельфе Баренцева моря.

В этих условиях ОАО «Газпром» предлагает снизить поставку природного газа для электроэнергетики России, что означает кардинальную перестройку топливного баланса отрасли и возврат к топливной политике послевоенных лет.

В 1999 г. ОАО «Газпром» добыло 545,6 млрд. м³ природного газа, что на 7,4 % ниже уровня 1990 г. Падение спроса на газ российских потребителей за этот период составило 16,3 %, или 66 млрд. м³. Предприятиям электроэнергетики в прошлом году поставлено 134,9 млрд. м³, коммунально-бытовому сектору - 75 млрд. м³, в том числе населению - 38 млрд. м³, на экспорт в дальнее зарубежье - 126,8 млрд. м³, государствам СНГ и Балтии - 77,7 млрд. м³.

В настоящее время Газпром четко и однозначно дает понять, что в среднесрочной и долгосрочной перспективе не сможет обеспечить поставки газа электростанциям даже на современном уровне. Это связано с выработанностью трех уникальных действующих месторождений - Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, которые совсем недавно обеспечивали максимальную суммарную добычу газа в объеме 535 млрд. м³ в год. В настоящее время эти месторождения вырабатываются и вступили в период падающей добычи. В 1999 г. из них добыто 419,3 млрд. м³, в 2005 г. добыча газа на них снизится до 273 млрд. м³, а к 2020 г. - до 83 млрд. м³. С аналогичными геологопромысловыми характеристиками осталось только одно месторождение - Заполярное, но годовая добыча из этого месторождения не превысит 100 млрд. м³ и срок поддержания такого уровня добычи не превысит 8-10 лет.

В рассматриваемой перспективе реальные источники нефти и газа перемещаются в труднодоступные районы, в зоны северных морей. Это вызывает многократный рост затрат, необходимость применения новых дорогостоящих технологий. Возрастающие удельные затраты на добычу и транспортировку газа из новых месторождений, в том числе месторождений газа полуострова Ямал, становятся сопоставимыми с затратами на развитие угледобычи, а в ряде случаев превышают их. Нет отечественного опыта проектирования, строительства и эксплуатации месторождений в условиях морского шельфа Баренцева моря и полуострова Ямал на больших глубинах, в ледовых условиях. Отсутствует необходимое оборудование и плавучие средства для освоения таких месторождений.

На поддержание достигнутого уровня добычи и транспорта газа постоянно требуются огромные капитальные вложения.

В связи с возможным сокращением ресурсов природного газа для электростанций рассматриваются следующие направления перестройки топливного баланса электроэнергетики:

· дополнительная загрузка тепловых электростанций, работающих на угле;

· модернизация электростанций, изначально запроектированных на угле (и ранее сжигавших это топливо, а в настоящее время использующих в основном газ), в целях возврата этих электростанций в проектный топливный режим;

· использование новых энергоэффективных технологий сжигания газа (ГТУ и ПГУ);

· использование новых энергоэффективных технологий сжигания твердого топлива (ПГУ с газификацией угля и ЦКС);

· дополнительное развитие ТЭС на угле;

· возможности использования попутного газа;

· возможности дополнительного использования ГЭС;

· возможности дополнительного использования АЭС;

· возможности использования нетрадиционных источников энергии.

Уголь остается основным видом топлива не только для регионов традиционного использования – Сибири, Урала и Дальнего Востока. Зона его значительного потребления на ТЭС распространяется и на европейскую часть страны.

Ожидается, что основная часть вновь вводимых мощностей на пылеугольных ТЭС будет работать на кузнецком и канско-ачинском углях. Использование других видов твердого топлива будет носить местный характер.

Замещение природного газа на электростанциях твердым топливом может быть экономически оправдано при правильном соотношении их цен. Мировые цены на энергоносители на конец 1999 г. составляли: газ - 80-120 $/м³, мазут –110 $/т, уголь – 25-35 $/т (при Q =6000-7000 ккал/кг) без транспортных издержек. Мировая практика показывает, что выработка электроэнергии на угле может быть вполне конкурентоспособной с электроэнергией, выработанной на газовом оборудовании. Однако это потребует осуществления технического переоснащения и реконструкции угольной промышленности в целях не только увеличения объема добычи углей, но и их переработки, обогащения в целях снижения издержек производства энергии, в том числе и расходов по доставке твердого топлива.

В Свердловской области (табл. 4) отсутствуют запасы газа и нефти. ОАО «Вахрушевуголь» добывает открытым способом богословский бурый уголь (г. Карпинск) и шахтным способом каменный газовый уголь (п. Буланаш). Добыча буланашского угля шахтным способом очень дорога, и его стоимость существенно выше, чем у привозных углей. Месторождение угля в районе г. Карпинска практически выработано, и в ближайшие 10 лет планируется закрытие разрезов. В области существуют запасы тощих углей и антрацитов Еловско - Трошковского месторождения, в ближайшем будущем планируется их разработка. Основным производителем тепловой и электрической энергии в Свердловской области является ОАО «Свердловэнерго» (рис. 3).

Таблица 4

Топливный баланс Свердловской области

Основной проблемой топливоснабжения ОАО «Свердловэнерго» является исторически сложившаяся ориентация на Казахские угли, которые значительно дороже кузнецкого и бородинского углей. В настоящее время рассматриваются вопросы технической возможности перевода станций системы ОАО «Свердловэнерго» на Российские угли.

Рис. 3. Структура топливного баланса АО «Свердловэнерго»