Экономия тепловой энергии 3a счет глубокой утилизации тепла влажных газов

Одним из способов повышения эффективности использования топлива в топливоиспользующих агрегатах, BTOM числе в котельных установках, является утилизация тепла уходящих газов (тепловые ВЭР) путем использования рекуперативных‚ смесительных, комбинированных аппаратов, работающих при различных приемах использования теплоты, содержащейся в уходящих газах.

Известно, что применение рекуперативных теплообменников для снижения температуры уходящих газов из котельной обеспечивает повышение коэффициента использования топлива n: снижение температуры уходящих газов на 15+20 °С при использовании в качестве топлива природного газа соответствует увеличению ŋ на 1 %. В настоящее время температуру уходящих из котла газов принимают не менее 120-130°С пo двум причинам: для исключения конденсации по газоотводящему тракту вплоть до выхода в атмосферу водяных паров; для увеличения естественной тяги, снижающей необходимый напор дымососа.

Влагосодержание продуктов сгорания может составлять 100 и более граммов на килограмм сухого газа. Тепло таких газов можно полезно использовать. Если при этом происходит конденсация влаги с выделением теплоты конденсации водяных паров, то этот процесс называют глубокой утилизацией тепла влажных газов.

Утилизация теплоты влажных газов дает ряд технических преимуществ: при ее осуществлении используется не только физическая теплота газов, но и теплота конденсации содержащихся в них паров; процесс передачи тепла становится существенно интенсивнее, и для утилизации можно использовать теплообменные аппараты с существенно меньшей поверхностью нагрева; осушение ух0дящих газов позволяет снижать их температуру до 80+90°С без опасности конденсации водяных паров по газоотводящему тракту; при конденсации влаги из продуктов сгорания в ней растворяется часть окисла азота, что положительно влияет на состояние окружающей среды; образовавшийся конденсат можно использовать на технологические нужды.

Использование рекуперативных теплообменников для охлаждения парогазовой смеси, работающих в конденсационном режиме (температура рекуперативной поверхности ниже температуры точки росы), приводит к увеличению n на 1 % уже при снижении температуры уходящих газов на 3-4°С.

Расчет систем утилизации влажных газов существенно сложнее, чем обычных тепловых ВЭР, поскольку процесс теплообмена сопровождается процессом массообмена. При этом ошибки в расчетах таких утилизационных установок могут привести к негативным последствиям [4].

На выходе из теплообменников-утилизаторов необходимо поддерживать вполне определенные температуры и концентрации влажных газов, так как нельзя допустить конденсации содержащихся в них паров в дымовых трубах и газоходах.

При нагревании холодных газов возникает возможность обмерзания поверхности теплообмена, которая ухудшает работу теплообменного аппарата и может привести к выходу его из строя.

При расчете систем утилизации влажных газов необходимо решить два вида задач. К первому виду относится определение количества влаги в парогазовых смесях, которое определяет количество тепла, выделяющееся при конденсации, и интенсивность теплообмена при охлаждении газа. Второй вид задач связан с определением площади поверхности теплообмена конденсационных теплообменников-утилизаторов или определением их тепловой нагрузки и параметров теплоносителей на выходе для аппаратов с заданной конструкцией и площадью теплообменной поверхности.

Покажем теоретические возможности снижения температуры уходящих газов ниже указанных выше значений, не приводящих к появлению конденсата на стенках газоотводящего тракта. Для предупреждения конденсации водяных паров в газоходах и дымовой трубе можно использовать частичное байпасирование горячих газов (см. рис. 3.5.1).

Рисунок 3.5.1. Принципиальная схема байпасирования уходящих после котла газов и изображения их состояния в H-d-диаграмме

Из рис. 3.5.1 очевидно, что разделение на два потока уходящих из котла газов, имеющих температуру , (точка E), позволяет путем охлаждения и осушения одного из них в конденсационном теплообменнике до (точка M) иметь после смешения (точка У) более низкие значения температуры ‚ влагосодержания ; и температуры точки росы

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

, (3.5.1)

где: - приведенное количество получаемого из продуктов сгорания конденсата;

- приведенный теоретический расход сухого дутьевого воздуха, = 1,415,

- приведенное теоретическое количество сухих продуктов сгорания, - 1,333;

- коэффициент избытка воздуха продуктов сгорания в газоходе перед КТ;

- начальное влагосодержание продуктов сгорания (перед теплоутилизатором), г/кг с.г.;

- влагосодержание насыщенных продуктов сгорания (на выходе из теплоутилизатора], г/ кг с. г.

Приведенные характеристики рассчитаны по отношению к низшей теплоте сгорания топлива ккал/м3. Значения и могут быть рассчитаны по приближенным формулам Л. Г. Семенюка:

, (3.5.2)

где – влагосодержание дутьевого воздуха, г/кг с.в.

, (3.5.3)

где - температура уходящих продуктов сгорания на выходе из теплоутилизатора, °С

По величине рассчитывается абсолютное количество конденсата , которое может быть получено при охлаждении продуктов сгорания, образующихся при сжигании 1 м3 природного газа. Например, при = 1,3; t; = 40°C; = 0,01 кг/кг с.в.

получаем: = 0,1053 кг/кг с.г.; = 0,0465 кг/кгс.г.;

= 0,10334. B этом случае при сжигании 1 м3 природного газа с теплотой сгорания = 8523 ккал/м3 выделяется абсолютное количество конденсата:

= 0,10334 - 8000/1000 = 0.83 кг.

Пример применения конденсационного теплообменника для повышения эффективности использования природного газа в котельных установках показан на рис. 3.5.2.

Рисунок 3.5.2 Пример применения конденсационного теплообменника для повышения эффективности использования топлива в котельной установки:

1 -котёл, 2 -экономайзер; 3 -деаэратор; 4 -теплообменник-утилизатор; 5- байпас; 6 – дымосос; 7- химводоподготовка; 8- регулирующие заслонки; 9- сборник кондесата.

Продукты сгорания природного газа после котла (1) проходят водяной экономайзер (2), охлаждаются до температуры 135-150°С и затем разделяются на два потока. Приблизительно 7О+80 % газов направляется по главному газоходу (15) и поступает в конденсационный теплоутилизатор (4) поверхностного типа, остальная - в байпасный газоход (5). B теплоутилизаторе (4) продукты сгорания охлаждаются сырой водой до 35-40°С, при этом происходит конденсация части содержащихся в них водяных паров, что позволяет полезно использовать как физическую теплоту дымовых газов‚ так и скрытую теплоту конденсации части содержащихся в них водяных паров. Охлаждённые продукты сгорания после коплеотделителя смешиваются с проходящими по байпасному газоходу (5) неохлажденными продуктами сгорания и при температуре 65-70 °С отводятся дымососом (6) через дымовую трубу в атмосферу. Подогретая в конденсационном теплоутилизаторе вода последовательно проходит через систему химводоочистки, кожухотрубный теплообменник, термический деаэратор (3), водяной экономайзер (2) и подается на подпитку в паровой котел (1).

Вырабатываемый в котле (1) пар может поступать в кожухотрубный теплообменник, где в процессе теплообмена конденсируется, а конденсат отводится в сборный конденсатный бак (9). Часть пара направляется B редукционную установку и после понижения давления подается в кожухотрубный теплообменник (4) для подогрева химически очищенной воды, а также в деаэратор для деаэрации подпиточной воды и конденсата, поступающего из бака (11). Подача по трубопроводу выпара деаэратора (3) B основной газоход (15) K теплообменнику-утилизатору (4) позволяет дополнительно интенсифицировать теплообмен за счет конденсации выпара и орошения поверхности теплообменника. Через гидравлический затвор выпар совместно с конденсатом продуктов сгорания поступает в сборник (9) и отводится в сборный из него.

Суммарная экономия энергии определяется снижением температуры уходящих газов , конденсацией из них водяных паров утилизацией теплоты выпара деаэратора , а также использованием теплоты образовавшегося конденсата для подогрева‚ например, химочищенной веды на подпитку котла.

Как показала практика реализации подобного предложения на Ульяновской ТЭЦ-3, срок окупаемости проекта составил менее трех лет.

Аналогичное предложение может быть реализовано для теплоснабжения удаленных от ТЭЦ объектов. Ниже проведены оценки для объекта или группы удаленных объектов, теплопотребление которых N = 2,5 МВт или 2,15 Гкал/ч.

Средние удельные расходы условного топлива на выработку Гкал в = 158 кг у. т./ Гкал.

Тогда В ~340 кг у. т./ час или природного газа ~300 нм3/ч.

При сжигании природного газа образуется парогазовой смеси ~1,5 м3пгс/м3пг или

~ 19,2 кг пгс/кг пг. При этом ~ 150 г О/кг сг.

Суммарный расход уходящих газов ~ 5760 кг пгс/ч.

При глубоком охлаждении через теплообменник пропускают до 0,8 .

При , после котла 135 °С без утилизации ~ 60°C.

При охлаждении 0,8 газов до t = 45 °С и последующем смешении с 0,2 ., имеющими

t =135°С ~ 63 °С, а ~ 50 °С, вода может, например, нагреваться от 15 до 40 °С.

Тогда .

Экономия энергии только за счет снижения температуры газа составит 0,45 Гкал, что составит %.