Эффективность применения теплоутилизатора тепла дымовых газов на котельных малой мощности

Эффективность применения теплоутилизатора тепла дымовых газов на

котельных малой мощности

А.Ю. Ефимов, А.А. Фролов

ФГБОУ ВО Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарева,

Саранск

Аннотация: В статье рассмотрены несколько способов утилизации тепла уходящих газов котлоагрегата, такие как использование в технологической схеме котельной тепловой насос, второй способ использование в технологической схеме центробежный осушитель расположенный в системе дымоудаления, который также является дымосос и самый распространенный это глубокое охлаждение (ниже точки росы) продуктов сгорания в конденсационных теплоутилизаторах. Глубокое охлаждение дымовых газов в специальных конденсационных теплообменных аппаратах (утилизаторах) позволяет не только организовать полное использование физической теплота дымовых газов (низшей теплоты сгорания топлива), но и осуществить отбор скрытой теплота конденсации водяных паров. Коэффициент использования котлоагрегата будет повышен на 10-12% в оптимальном режиме. В результате установки теплоутилизатора снижается содержание оксидов азота в дымовых газах, также этого можно добиться и с помощью применения теплонасосных установок. Эффективность реализации проектов по установке конденсационных утилизаторов в большой степени зависит от количества часов их работы на максимальной мощности в режиме глубокой утилизации. В связи с чем предложен вариант оптимизации тепловой схемы котельной с утилизатором тепла дымовых газов.

В данной статье предложен расчет, а также проведена технико-экономическая оценка внедрения теплообменника уходящих газов на байпасе дымохода действующей блочно-модульной котельной расположенной в г. Спасск мощностью 0,2 Гкал/ч. Ключевые слова: котельная, конденсационный теплообменник, уходящие газы, теплоноситель, система теплоснабжения, теплоутилизатор, тепловая схема котельной, оптимизация, котлоагрегат, дымовые газы, теплогенерирующая установка, конденсация, теплообменник, теплонасосная установка, охлажденные газы.

При проведении технологического аудита на котельных малой мощности Республики Мордовия было выявлено, что даже новые блочно-модульные газифицированные котельные имеют сравнительно не высокие технико-экономические показатели, а именно К.П.Д. котла. Одним из факторов влияющих на К.П.Д. является температура уходящих газов.

Повышение КПД котла за счет снижения температуры уходящих газов, является актуальным и эффективным. Существует несколько основных способов осушки дымовых газов: первый это использование в

технологической схеме тепловой насос [1]; второй способ использование в технологической схеме центробежный осушитель [2,3]. Анализ литературных источников информации, а также опыт эксплуатации показал, что одним из путей существенного повышения коэффициента использования топлива (к.и.т.) является глубокое охлаждение (ниже точки росы) продуктов сгорания в конденсационных теплоутилизаторах [4-7].

Докажем теоретические возможности снижения температуры уходящих газов ниже указанных выше значений, не приводящих к появлению конденсата на стенках газоотводящего такта. Для предупреждения конденсации водяных паров в газоходах и дымовой трубе в технологической схеме предлагается установка на байпасе дымохода конденсационного теплообменника [8]. Определим теоретически необходимый объем воздуха для сжигания 1м3 природного газа. По формуле находим:

3

Найдем объем уходящих газов, образующихся при сгорании 1м природного газа, того же состава при а = 1,19.

= 0,01.(95,7 + 2  1,9 + 3  0,5 + 4  0,3 + 5  0,1) = 1,027 м3/м3,

у^ = 0,79.9,7 + 0,01. 1,3 = 7,7 м3/м3,

У°нр = 0,01 ( 2  95,7 + 3 • 1,9 + 4  0,5+5  0,3 + 6  0,1 + 0,124  10) + 0,0161  9,7 = 2,18

3/ 3

м / м ,

Угух = 1,027 + 7,7 + 2,18 +1,0161 -(1,19 -1)-9,7 = 12,8 м3/м3.

Объем продуктов сгорания (уходящих газов в топке) определяется:

Ут = Угух  В,

где В - расход топлива, кг/ч; Угух- объем уходящих газов, м3/м3.

Утт = 12,8  120,5 = 1542,4 м3/ч = 0,43 м3/с.

Найдем объем воздуха необходимый для горения, м /с:

1

V • = V 0  г^хв.101,3 103,

' 273 Нб

2

где Нб -давление при нормальных условиях, и6. = 101324,72 Н/м ; гхв = +18 °С - температура воздуха в котельной зимой.

V • = 9,7  120,5  1,19  273+18 = м3/с.

273 101324,72

Особенностью процессов глубокого охлаждения парогазовых смесей является изменение их количества вследствие конденсации части водяных паров, для расчета которого можно использовать выражение:

лж:=[с°+- ) - < ) ю-3,

где ЛЖ: - приведенное количество получаемого из продуктов сгорания

ттгпо

конденсата; Рсв - приведенный теоретический расход сухого дутьевого воздуха, РсП0 = 1,415; Р™ - приведенное теоретическое количества сухих продуктов сгорания, РсП° = 1,333; аух- коэффициент избытка воздуха продуктов сгорания в газоходе перед КТ; dy- влагосодержание продуктов

сгорания (перед теплоутилизатором), г/кг сухого газа; dy - влагосодержание

насыщенных продуктов сгорания (на выходе из теплоутилизатора), г/кг сухого газа.

Приведенные характеристики рассчитаны по отношению к низшей

теплоте сгорания топлива Ос, ккал/м3. Значения dy и dy могут быть

рассчитаны по приближенным формулам Л.Г.Семенюка:

=

у (х - 0,058) 4 '

^ = 0,0006382 + 0,004д ^

J

где - влагосодержание дутьевого воздуха, г/кг сухого газа; ^ - температура уходящих продуктов сгорания на выходе из теплоутилизатора, °С.

По величине А^ рассчитывается абсолютное количество конденсата АЖК, которое может быть получено при охлаждении продуктов сгорания, образующихся при сжигании 1м3 природного газа.

Чтобы определить влагосодержание дутьевого воздуха, воспользуемся диаграммой Рамзина (рисунок 1), для этого используем 2 известных параметра: ф=75% и 1=14,4°С.

Рис.1. - Влагосодержание дутьевого воздуха на ^ диаграмме ^ = 7,6 г/кг сухого воздуха, получаем, что:

dy

= 0,123 кг/кг сухого газа,

.„ 0,0006382 + 0,004 • 1,19 006250 /

dv =—-;-;— е0,062 50 = 0,086 кг/кг сухого газа.

y 0,199 +1,19

При d'y = 123 г/кг, по диаграмме Рамзина рисунок 2 находим температуру точки росы, которая равна гу = 10,3 °С.

1

Рис. 2. - Температура точки росы Определим приведенное количество конденсата:

АЖ; =[1,333 +1,415 • (1,19 -1))\123 - 86) •Ю'3 = 0,059

В этом случаи при сжигании 1м3 природного газа с теплотой сгорания QH = 8000 ккал/м3 выделяется абсолютное количество конденсата

АТ„ 0,059 • 8000 Л

А Ж = —-= 0,472 кг.

" 1000

Массовая доля дымовых газов, поступающих в теплоутилизатор, определяется по формуле смешения:

$ уг t g

$ уг $

где $уг - температура уходящих газов; $ - теоретическая температура смеси

газов после байпаспрованпя (принимается ^ 70°С); ^ - температура точки

росы уходящих газов на выходе из утилизатора. 168,1 - 70

g

= 0,83

168,1 - 49,9

Определяем долю уходящих газов, проходящих через теплообменник.

Оут = Гух • gn = 0,43• 0,83 = 0,357м3 / с .

Влагосодержание дымовых газов, поступающих в дымосос или дымовую трубу, определяется по формуле смешения байпасируемого и проходящего через утилизатор потоков газов:

dg = Еп^" +

где d' - влагосодержание дымовых газов на входе в утилизатор; d'' -влагосодержание дымовых газов на выходе из утилизатора. dg = 0,83-0,086 + (1 - 0,83) -0,123 = 0,092 кг/кг.

Определяем расчетную температуру газов после смешения, она выражается из равенства:

где Об - расход газа проходящего через байпас; Оух - расход газа

проходящего через утилизатор.

Сут  Г + а,-  ^ _ 0,357  49,9 + 0,073 168,1

гсм

о т + об

ут

0,357 + 0,073

= 69,9 °С

На рисунке 3 показаны все процессы, происходящие с дымовыми газами при байпасировании.

Рис.3. - i-d диаграмма

:

Определяем температуру нагреваемой среды (вода) на выходе из теплообменника, °С, берем в расчет, что фактическая подпитка сетевой воды составляет 0,2 - 0,5 м 3/ч:

" 0уг ' Суг ' ( (уг $уг ) '

в Ов  С. в

где Суг и Св - средние теплоемкости греющей и нагреваемой среды; Оуг и

Ов - массовые расходы греющей и нагреваемой среды (0,3 м3 /ч); ?уг и 1уг -

температура уходящих газов на входе и на выходе теплообменника; -температура нагреваемой воды на входе в теплообменник.

8 = 41,5 °С.

„ = 0,357  1,001 -

0,3-4,2

В результате расчетов необходимо изготовить теплообменник со следующими основными характеристиками, которые приведены в таблице №1.

Таблица №1

Характеристики теплообменника

О

ей

к

о и

Л

н и

й

К «

н В

10 ^

Л

н о ч о

к р

и и

3 ю О

о с и о ч

о -

* л

о ю

о

и р

к ч

о «

Л

н

к н

К 2 £ £

§ I

с ю о

Л

ч й

3 о

4

с

о ч с

и н

ю

Л

н й К

к

ч «

ч к

К

^ то .

в * ч й

3 о

4

с

о ^ с о

О 2

1-1 ей

о ю

X ^ Ч Л

о н

Площадь проходного сечения, м2 '102

В вырезе перегородк и Между перегородка ми

2,0 3,1

400

111

26

3000

3,8

1

В результате установки теплотутилизатра на котельной мощностью 0,2 Гкал/ч были получены следующие технико-экономические показатели: Амортизационные отчисления Ао = 2428132,5  0,083 = 201535 руб.

Затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание

:

Тро = 0,0638  2428132,5 = 154914,8 руб.

Затраты на электроэнергию, руб: Зэл = 6,03  324115,22 = 1954414,8

Стоимость топлива (газа) Ст, руб:

с = д д ь с ,

т ^ год р р ? V /

где дгод2 - количество тепловой энергии, потребляемой за год на отопление, с учетом утилизатора, Гкал/ч; Ьр - удельный расход газа котлом, м3/кВт ч; Ср - стоимость 1 м3 газа, руб.

агод2 = агод -Огооь.т = 3676,3-194,4 = 3481,9Гкал/ч. Ст = 3481,9 154,6 5 = 2691508,7 руб. Общие эксплуатационные затраты:

ЭЗ = 201535 +154914,8 + 224728 + 2691508,7 +1954414,8 = 5227101,3 руб. Проектная себестоимость производства тепловой энергии с учетом НДС, руб./кВтч составила 52271013

Стэ = 3481 9 4,18 =1771,4 руб/кВтч;

Годовой экономический эффект: Пэф = (2105,6 -1771,4)  3481,9 = 1163651 руб.

Срок окупаемости капитальных вложений, лет:

= 2428132,5 = * 1163651 .

В результате установки теплоутилизатора в котельной мощностью 0,2

Гкал/ч, произошло снижение удельного расхода топлива до 154,6 кг.у.т/Гкал,

при этом срок окупаемости составил 2,1 года.

Литература

1. Руденко Н.Н. Особенности прогнозирования эффективности работы теплового насоса // Инженерный вестник Дона, 2012, №4 (часть1). URL: ivdon.ru/magazine/archive/n4p1y2012/.

2. Левцев А.П., Артемов И.Н., Ениватов А.В. Патент на полезную модель RUS 45712 11.01.2005 Осушитель воздуха.

3. Левцев А.П., Ениватов А.В. Повышение эффективности использования теплонасосных установок // Республиканская научно-практическая конференция «Роль науки и инноваций в развитии хозяйственного комплекса республики Мордовия» Саранск: 2001. С. 222-223.

4. Артемов И.Н., Ениватов А.В., Артемова Е.А., Лазарев А.А., Лазарев В.А. Эффективность применения в котельных устройства утилизации теплоты уходящих газов на примере котельной № 3 г. Спасска Пензенской области. Международная научно-техническая конференция. «Энергоэффективные и ресурсосберегающие технологии и системы» Саранск, 2016. С. 164-167.

5. Артемов И.Н., Артемова Е.А. Наиболее полное использование теплоты уходящих газов котлоагрегатов. Международная научно-техническая конференция. «Энергоэффективные и ресурсосберегающие технологии и системы» 2014. С. 126-129.

6. Беспалов, В.В., Беспалов В.И. Технология осушения дымовых газов ТЭС с использованием теплоты конденсации водяных паров // Известия ТПУ. - 2010. - Т. 316, № 4: Энергетика. - С.56-59.

7. Беспалов, В.В. Технологии глубокой утилизации тепла дымовых газов // Энергетика Татарстана. - 2015. - №2(38). - С.32-36.

8. Ениватов А.В., Артемов И.Н., Савонин И.А. Оптимизация тепловой схемы котельной с утилизатором тепла дымовых газов // Инженерный вестник Дона, 2018, №1 URL: ivdon.ru/magazine/archive/n1y2018/4746.

9. Bespalov, V.V., Belyaev L.A., Kuchman L.S. Simulation of surface-type condensing units for heat recovery from the flue gas with air heating // MATEC Web of Conferences. - 2017. - № 91. pp. 103-107.

10. Bespalov, V.V., Bespalov V.I., Melnikov D.V. Experimental study of heat transfer from the gas-vapor mixture to the surface in rectangular channel with the water vapor condensation // Journal of Physics: Conference Series. - 2016. -№754. pp. 42-46.

References

1. Rudenko N.N. Inzenernyj vestnik Dona (Rus), 2012, №4 (part 1) URL: ivdon.ru/magazine/archive/n4p1y2012/.

2. Levcev A.P., Artemov I.N., Enivatov A.V. Patent na poleznuyu model' RUS 45712 11.01.2005 Osushitel' vozduha [Patent for utility model RUS 45712 11.01.2005 Air dehumidifier].

3. Levcev A.P., Enivatov A.V. Povyshenie ehffektivnosti ispol'zovaniya teplonasosnyh ustanovok. Respublikanskaya nauchno-prakticheskaya konferenciya «Rol' nauki i innovacij v razvitii hozyajstvennogo kompleksa respubliki Mordoviya» Saransk. 2001. pp. 222-223.

4. Artemov I.N., Enivatov A.V., Artemova E.A., Lazarev A.A., Lazarev V.A. EHffektivnost' primeneniya v kotel'nyh ustrojstva utilizacii teploty uhodyashchih gazov na prim ere kotel'noj № 3 g. Spasska Penzenskoj oblasti. Mezhdunarodnaya nauchno-tekhnicheskaya konferenciya. «EHnergoehffektivnye i resursosberegayushchie tekhnologii i sistemy» Saransk, 2016. pp. 164-167.

5. Artemov I.N., Artemova E.A. Naibolee polnoe ispol'zovanie teploty uhodyashchih gazov kotloagregatov. Mezhdunarodnaya nauchno-tekhnicheskaya konferenciya. «Ehnergoehffektivnye i resursosberegayushchie tekhnologii i sistemy» 2014. pp. 126-129.

6. ВеБра1о^ У.У. Izvestiya ТРи. 2010. Т. 316, № 4: БНпе^ейка. рр.56-

59.

7. Bespa1ov, У.У. Епе^ейка Tatarstana. 2015. №2 (38). рр.32-36.

8. Enivatov А.У., Artemov 1.К., Savonin 1.А. 1пйепету| vestnik Бопа (Rus) 2018, №1 ШЬ: ivdon.ru/magazine/archive/n1y2018/4746.

9. Bespa1ov, У.У., Be1yaev Ь.А., Kuchman L.S. 2017. № 91. рр. 103-107.

10. Bespa1ov, У.У., Bespa1ov У.1., Me1nikov Б.У. 2016. №754. рр. 42-46.