Можно ли повысить экономичность водогрейных котлов?

Можно ли повысить экономичность водогрейных котлов?

 

Е.Н. Бухаркин, профессор, д.т.н.,
Московский государственный открытый университет

 

Аннотация

Рассмотрена система комплексного теплоснабжения от котельных с водогрейными котлами с использованием конденсационных теплоутилизаторов, установленных за котлами. Установлено, что повышение экономичности системы теплоснабжения зависит от расчетной температуры теплосети и составляет в среднем в отопительном периоде 7-9%, в неотопительном периоде 9-10%.

Введение

Основным резервом повышения экономичности котельных установок является использование теплоты конденсации паров, содержащихся в уходящих газах. В первую очередь это относится к котельным обслуживающим системы отопления и ГВС. Для создания конденсационного режима работы водогрейного котла (режима конденсации паров из дымовых газов) необходимо, чтобы поверхности теплообмена, с которыми контактируют уходящие газы, имели температуру ниже точки росы. Если в котельной предусмотрен контур ГВС, то обеспечить такой режим работы котла можно, за счет подачи в конденсационный утилизатор тепловой энергии (КУ) воды из системы холодного водоснабжения.

Наиболее эффективным использование холодной воды в КУ будет при обслуживании:

– двухтрубной системы теплоснабжения с открытым водоразбором для ГВС (рис. 1а);

– четырехтрубной системы теплоснабжения (рис. 1б).

 

В последнем случае холодная вода последовательно нагревается в КУ до 30-40 °С, а после умягчения в догревателе поступает в подающий трубопровод ГВС. Необходимость в дополнительных трубах объясняется тем, что нагретую в котельной воду ГВС нужно транспортировать по трубопроводу к местам потребления. Это удорожает систему теплоснабжения и требует обязательного технико-экономического обоснования.

Что касается реже применяемых открытых систем, в которых нагрев холодной воды в КУ возможен, то в них обычно в качестве теплоисточника используются ТЭЦ (в которых для нагрева теплофикационной воды используется пар из отборов паровых турбин). При нагреве холодной подпиточной воды в КУ уменьшается отбор пара, что снижает эффективность регенаративного цикла ТЭЦ. При использовании в качестве источника теплоты котельных необходимо, чтобы они были оснащены более мощной аппаратурой водоумягчения и деаэрации, которая имеется только в крупных районных котельных.

Применение открытых систем позволяет заметно повысить КПД котельных, но это связано с указанными ограничениями.

В обоих случаях нагреваемая вода и на входе, и на выходе из теплоутилизатора имеет температуру ниже точки росы уходящих газов tр, составляющую в среднем 55 °С (при сжигании газового топлива), что обеспечивает конденсацию паров на всей поверхности теплообмена теплоутилизатора и его высокую эффективность.

Вопросу использования КУ в котельной технике посвящен ряд публикаций, и во всех этих статьях рассматривается схема, при которой охлаждение уходящих газов производится водой из системы холодного водоснабжения [7, 8]. Однако большинство существующих в нашей стране систем теплоснабжения – закрытые двухтрубные, в которых питание котла производится водой из обратного трубопровода с температурой существенно выше водопроводной. Особенность этих систем состоит в том, что нагрев холодной воды для ГВС производится вблизи мест потребления горячей воды (в ЦТП или ИТП). Полезное свойство холодной воды, заключающееся в возможности максимально эффективного охлаждения уходящих газов котла, в этом случае используется только косвенно – для охлаждения обратной воды, возвращаемой в котельную. Температура обратной сетевой воды значительно выше холодной. Кроме того, она существенно изменяется в течение отопительного сезона: от 60-70 °C при максимальных нагрузках до 30-35 °C при минимальных. Все же на протяжении значительной продолжительности отопительного сезона она ниже tр. Переменность температуры обратной воды вызывает сомнение в возможности и целесообразности использования КУ в котельных, обслуживающих закрытые двухтрубные тепловые сети. Для разрешения сомнений необходимо выполнить расчеты, основанные на методике тепловлажностного расчета КУ, имеющей существенные отличия от применяющейся в теплообменниках сухого теплообмена, что требует соответствующих пояснений.

 

Определение основных характеристик конденсационных теплоутилизаторов

Передача тепловой энергии от дымовых газов нагреваемой воде в теплоутилизаторах традиционного сухого теплообмена происходит за счет движущей силы процесса – разности температур теплоносителей. Количество переданной энергии при этом рассчитывается по известной формуле Q=kF∆tср, где k – коэффициент теплопередачи, F – площадь поверхности теплообмена, а ∆tср – средняя за процесс разность температур, определяемая как среднелогарифмическое значение между начальной и конечной разностью температур. Это значение выведено исходя из существования линейной зависимости между температурой газов и воды. В теплоутилизаторах сухого теплообмена учитывается количество теплоты, переданной за счет только снижения температуры газов.

В КУ дополнительно к переданной теплоте за счет снижения температуры газов добавляется теплота конденсации. Количество теплоты, содержащейся в газах равно сумме температурной и влажностной составляющей, которая выражается энтальпией i=ct+i’’x, где с, t, i’’, x – соответственно теплоемкость, температура, энтальпия насыщенных паров и влагосодержание газов. Поэтому для расчета параметров КУ используется уравнение, в котором в качестве движущей силы процесса используется разность энтальпий теплоносителей – газов и нагреваемой воды.

Наиболее ясной формой КУ является его контактная разновидность, в которой газы, казалось бы, имеют непосредственный контакт с нагреваемой водой. Однако в действительности газы не имеют прямого контакта с водой, ибо на пути к ней встречается газовый слой, покрывающий поверхность воды и содержащий пары, выделяемые водой. Концентрация паров в слое определяется температурой воды. Таким образом, в этом случае тепломассообмен газов происходит не собственно с водой, а с обволакивающим ее слоем, насыщенным водяными парами.

В контактных теплоутилизаторах энтальпия слоя определяется по аналогичной формуле, в которой используется температура воды и влагосодержание, соответствующее насыщенному состоянию парогазовой смеси при температуре воды и являющееся табличной величиной.

В конденсационных рекуперативных теплоутилизаторах газы контактируют с наружной поверхностью трубы, внутри которой находится вода. Температура этой поверхности, хотя и чуть выше (на 1 °С) температуры воды, но все же ниже точки росы газов, и в результате на поверхности трубы происходит конденсация водяных паров.

В научно-технической литературе, в частности, описывающей процессы кондиционирования воздуха, принято считать, что у поверхности труб образуется парогазовый слой с влагосодержанием, соответствующим состоянию насыщения при температуре наружной стенки. Таким образом, процесс тепломассообмена в конденсационном и контактном теплоутилизаторе аналогичен, за исключением того, что в конденсационном температура стенки трубы немного выше, чем воды в контактном теплоутилизаторе (как уже упоминалось, в среднем на 1 °С).

Поскольку движущей силой процесса в КУ является разность энтальпий между теплоносителями, для расчета используется уравнение Q=bF∆iср, где b – коэффициент массообмена, F – площадь поверхности нагрева, ∆iср – средняя за процесс разность энтальпий. Это уравнение нашло широкое применение в ряде технических отраслей, в первую очередь в химической технологии и в кондиционировании воздуха.

Вопросу использования КУ в котельной технике посвящено немало публикаций [7, 8, 10], однако ни в одной из них не рассматривается основополагающий вопрос общей методики расчета процесса. Описываются отдельные частные случаи, приводятся эмпирические данные, относящиеся к узкому диапазону исследовавшихся параметров. Есть основание считать, что имеются две основные причины отсутствия попыток создания обоснованной методики расчета тепловлажностного процесса.

Первая причина – объективная заключается в невозможности определения средней разности ∆iср по двум крайним значениям разности энтальпий, как это принято при расчете среднелогарифмической разности температур в теплообменниках сухого теплообмена. Объясняется это тем, что в КУ нет линейной связи между энтальпиями греющего (уходящие газы) и нагреваемого теплоносителя (вода), которая существует в сухих теплообменниках. В результате приходится использовать громоздкий ступенчатый метод расчета с использованием i-d диаграммы [9].

Второй субъективной причиной является замена привычного для теплотехников коэффициента теплоотдачи a на коэффициент массообмена b. Между тем, было установлено, что при испарении воды в поток газа имеет место соотношение a/b=сг, откуда b=a/сг, где сг – теплоемкость газа, что позволяет вместо b использовать хорошо изученные зависимости для a. В дальнейшем было установлено, что это соотношение с небольшими отклонениями соблюдается и для процессов с конденсацией паров [4]. Таким образом, остается определить ∆iср.

Для решения этой задачи автором предложено расчетное уравнение [11, 12]:

∆iср =iо-4,19Вtк+{2,093В(t2к-t2н)-351(exp0,0535tк-exp0,0535tн)}/(tк-tн),

где B=Gв/Gсг, Gв, Gсг – расходы воды и сухих газов; tн, tк – температуры воды (начальная и конечная); iо – начальная энтальпия газов.

На примере схемы теплоснабжения, представленной на рис. 2, определим целесообразность использования КУ тепла уходящих газов в водогрейных котлах при закрытой схеме.

 

Целью конструктивного расчета КУ является определение количества получаемой теплоты и необходимой площади поверхности теплообменных труб.

Расчеты проведены для различных температурных графиков теплосети (110, 120, 130, 140 и 150/70 °С) с последовательной схемой присоединения теплообменников ГВС с учетом типового соотношения расчетных нагрузок отопления и ГВС 4:1. Результаты этих расчетов в виде зависимостей температуры сетевой воды на выходе из теплообменника ГВС первой ступени от тепловой нагрузки котла показаны на рис. 3. Из графиков видно, что область эффективного конденсационного режима использования теплоутилизатора, соответствующая температуре нагрева воды ниже точки росы газов (55 °С), расширяется с повышением расчетной температуры сетевой воды. Соответственно увеличивается производительность теплоутилизатора.

Результаты расчета основных показателей работы теплоутилизатора приведены в таблице.

 

Таблица. Зависимость показателей работы теплоутилизатора от величины отопительной нагрузки и расчетной температуры сетевой воды

Показатели Максимальная расчетная температура сетевой воды Относительная нагрузка отопления
1 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3
1. Тепловая нагрузка котла, ГДж/ч   8,38 7,07 63,8 5,68 5,02 4,58 3,68
2. Расход уходящих газов, кг/ч   3239 2734 2436 2136 1877 1697 1365
3. Расход сетевой воды, м3 150

 

130

110

20

 

26,7

40

4. Температура обратной сетевой воды после охлаждения в теплообменнике ГВС первой ступени (t2), °С 150

 

130

110

50

 

54,5

57,5

45

 

48

52

42

 

44,5

49

38

 

41

46

35,5

 

38

43

32

 

35,5

43

29

 

35,5

43

5. Энтальпия насыщенной смеси при t2, КДж/кг 150

 

130

110

–*

 

–*

–*

202

 

240

374

178

 

197

333

145

 

170

297

129

 

145

267

107

 

129

267

92

 

129

267

6. Тепловая энергия, полученная в теплоутилизаторе, ГДж/ч 150

 

130

110

0,25

 

0,25

0,25

0,52

 

0,48

0,342

0,587

 

0,54

0,404

0,585

 

0,53

0,431

0,544

 

0,514

0,435

0,524

 

0,492

0,435

0,524

 

0,492

0,435

7. Температура воды после теплоутилизатора, °С 150

 

130

110

53,3

 

56,8

57

51,2

 

52

54

49

 

49,3

51,4

45

 

45,8

48,6

42

 

42,6

45,6

38,7

 

39,9

45,6

38,7

 

39,9

45,6

8. Прирост КПД котла за счет применения теплоутилизатора, % 150

 

130

110

3,3

 

3,3

3,3

7,38

 

6,5

4,8

9,2

 

8

6,3

10,1

 

9

7,5

10,8

 

9,9

8,65

11,3

 

10,2

8,6

11,3

 

10,2

8,6

* Режим работы без конденсации водяных паров

Примечание: поверхность нагрева КУ – 20,5 м2; поверхность нагрева котла – 65 м2

 

Отношение поверхности нагрева КУ (25 м2) к поверхности нагрева котла (65 м2) составило ~30%; в чугунных экономайзерах ВТИ, устанавливаемых за паровыми котлами, это отношение близко к 100%

 

Пример расчета

Теплопроизводительность котла в точке излома: Q=(0, 41×0,8+0,2)×8,38×10 = 4,42×10 кДж/ч

Расход горючего газа: В = 4,42×10/40,1×10×0,95=117 м/ч

Расход уходящих газов: Gсг=117×13,8 =1601 кг/ч,

сетевой воды: Gс=8,38×10/4,19×(130–70)=33330 кг/ч

 

Примем, что энтальпия газов на выходе утилизатора ∆iyx=iyx–(i”+∆i), где i” – энтальпия насыщенной парогазовой смеси при температуре сетевой воды на входе в утилизатор, являющаяся теоретическим пределом охлаждения газов, ∆i превышение энтальпии охлажденных газов по отношению к теоретическому пределу.

Температура сетевой воды на выходе утилизатора из уравнения теплового баланса 33330×4,19×(tк–35,5)=1601×(499–198), откуда tк=3,45+3,55=38,95 °С

Теплопроизводительность: Q=33,33×10×3,45=481,8×10 кДж /ч.

Разность энтальпий между теплоносителями: на входе в утилизатор 499–153=346 кДж/кг, на выходе принята 70 кДж/ч, средняя разность по упрощенной среднелогарифмической формуле 346–70/ln(346)/70=180 кДж/кг (при расчете по точной формуле ∆iср=214 кДж/кг).

Поверхность нагрева F=481,8×10/180×150=17,8 м, плотность теплового потока q=481,8×10/17,8 =27×10 кДж/м×ч=7,5 кВт/м (у чугунных экономайзеров ВТИ, устанавливаемых за паровыми котлами q=12000– 13000 кДж /м×ч. Прирост КПД котла ∆η = 0,482×100/4,42=10,9%.

 

Расчет показателей при максимальной нагрузке отопления.

Расход продуктов сгорания Ģ=8,38×10/ 40,1×10×0,95×13,8=3260 кг/ч

δτ=0,25×(130–70)×15=70–5=55 °С, что совпадает с точкой росы газов =56 °С,утилизатор работает в режиме без конденсации паров. Температуру охлажденных газов на выходе утилизатора определим из соотношения: Q=3260×(180–tух)=150×17,8× [(180–tк)+(tух–40)×0,5]. Примем tк= 45 °С, тогда подбором tух=101 °С.

Q=3260×(180–101)=257500 кДж/ч. Прирост КПД ∆η=0,2575 10 100/8.38 10=3,07%

б, в ) при тепловой нагрузке с конденсационным режимом Q=0,5 и 0,6

б) Q=0,5δτ=7 °С

Q=(0,5×0,8+0,2) ×8,38×10=5,03×10 кДж /ч.

Gсг=5,03×10×13,8 40,1×10×0,95 =1830 кг/ч =140+70=210 кДж/кг

Q=1830(499–210)=528000 кДж /ч.

∆η = 0,528×10×100/5,03×10=10,5%

∆i= 490–171=319 кДж /кг; ∆ i=70 кДж/кг; ∆iср=169 кДж/кг

F=0,528×10/150×169=20,7 м.

в) Q=0,6×δτ=4,3 °С

Q=( 0,6×0,8+0,2)×8,38×10=5,7×10 кДж/ч

Gсг=5,7×10/13,8×40,1×10×0,95= 2075 кг/ч

i=161+70=231 кДж/кг

Q=2075×(499×231)=556000 кДж/ч×кг; ∆η=0556×10×100/=9,7%

∆i=499–19=308 кДж/кг; ∆i=70 кДж/кг; ∆iср=157 кДж/кг

F=0,556×10/150×157=23,6 м

На рис. 4 показана зависимость температуры обратной воды из системы отопления t2, после охлаждения в теплообменнике ГВС первой ступени t’2, температуры точки росы уходящих газов tр в течение отопительного сезона.

 

На рис. 5 показана зависимость прироста КПД котла Dh и отношения среднемесячной мощности к максимальной расчетной мощности Q по месяцам отопительного сезона.

 

Порядок расчета может быть пояснен следующим образом.

Известными являются расход утилизируемых газов Gсг, начальная температура tух, влагосодержание хух, начальная температура нагреваемой воды tв1. Для вычисления величины ∆iср требуется знать расход воды Gв и ее конечную температуру tвк.

Задаются значения конечной энтальпии газов iyx’=iв”+∆), где iв” – энтальпия насыщенной парогазовой смеси при начальной температуре воды по таблице водяного пара [3]), ∆ – превышение энтальпии газов по отношению к теоретически минимальному значению. Далее определяют производительность КУ Q=G (iух–iух’), выбирают значения tк и рассчитывают Gв=Q/с(tк-tхв). По формуле определяют ∆iср. Наконец рассчитывают необходимую поверхность труб.

На рис. 6 показано изображение процесса в Id – диаграмме. Точки 1, 2 соответствуют начальному и конечному состоянию газов, точки 3, 4 тоже нагреваемой воды. Энтальпия в точке 2 превышает энтальпию в точке 3 на величину ∆.

На рис. 7показана зависимость тех же энтальпий от температуры воды tв. Значения энтальпий, соответствующих температуре воды берутся из таблицы [3].

 

Заключение

Представленные выше расчеты относятся к режимам близким к предельному охлаждению уходящих газов котла, при которых их температура снижается до 40-45 °С, а влагосодержание уменьшается в 2-3 раза.

Уменьшение выбросов влаги в атмосферу является положительным фактором, но низкая температура дымовых газов ухудшает условия рассеивания вредных выбросов. Кроме того, глубокое охлаждение газов требует значительные площади поверхности теплообмена. Оптимальным решением в этой ситуации может стать некоторое ограничение степени охлаждения газов с уменьшением производительности теплоутилизатора и, соответственно, снижением экономии тепловой энергии.

Таким образом, использование теплоты уходящих газов газифицированных котлов в КУ может повысить КПД котлов при предельно глубоком охлаждении газов на 9-10%. Оптимальная температура охлаждения газов и, соответственно, экономия тепловой энергии и прирост КПД выбираются по технико-экономическим соображениям.

 

Литература

1. Бухаркин Е.Н. О технико-экономической целесообразности применения конденсационных теплоутилизаторов в водогрейных котельных // Промышленная энергетика. 1995, № 6. С. 24-27.

2. Бухаркин Е.Н. Конструкции конденсационных экономайзеров для газовых котлов // Промышленная энергетика. 1993, № 2. С. 36-41.

3. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1973.

4. Хоблер Тадеуш. Теплопередача и теплообменники. Л.: Госхимиздат, 1961. С. 377-379.

5. Карпис Е.Е. Исследование и расчет процессов тепломассопереноса при обработке воздуха водой в форсуночных каналах / Сборник трудов НИИСТ и АС. 1960, № 6.

6. Карпис Е.Е. Отношение Льюиса для политропических процессов / Сборник трудов НИИСТ и АС. 1963, № 15.

7. Кудинов А.А., Антонов В.А., Алексеев Ю.Н. Анализ эффективности применения теплоутилизатора за паровым котлом ДЕ 1О-14ГМ // Промышленная энергетика. 1997, № 4.

8. Баскаков А.П., Мунц В.А., Филипповский Н.Ф. Анализ возможностей глубокого охлаждения продуктов сгорания котельных установок // Промышленная энергетика. 2009, № 10.

9. Соснин Ю.П., Бухаркин Е.Н. Высокоэффективные контактные водонагреватели. М.: Стройиздат, 1988, 378 с.

10. Кудинов А.А. Повышение эффективности котлов // Промышленная энергетика. 1997, № 8.

11. Бухаркин Е.Н. К методике теплового расчета конденсационных утилизаторов за котлами // Теплоэнергетика. 1997, № 2.

12. Бухаркин Е.Н. Тепловой расчет конденсационных гладкотрубных утилизаторов за котлами // Промышленная энергетика. 1995, № 11.

 

 

Источник: http://www.rosteplo.ru

 

Cодержание