что подразумевает глубокая утилизация теплоты

Что подразумевает глубокая утилизация теплоты

Главное меню

Судовые двигатели

В связи со значительным повышением экономичности современных главного двигателя (до 50 % и выше) произошло перераспределение статей теплового баланса. Резко снизился уровень температуры выпускных га­зов (до 265—295 °С для малооборотный дизель). Это уменьшило энергию, которая может быть использована в системы глубокой утилизации теплоты, и тепловосприятие утилизационных котлов на 35—45 %.

Потребности судна в тепловой и электрической энергии за­висят от целого ряда факторов: размеров судна, мощности энергетических установок, ее комплектации, энергоемкости установленного оборудования (рис. 8.5).

Только при мощности главного двигателя более 13 тыс. кВт (для ре­жима не менее 90 %) cистемы глубокой утилизации теплоты современных малооборотный дизель фирмы «Бурмей­стер и Вайн» обеспечивают выработку избыточной энергии и пол­ностью удовлетворяют потребности судов на ходовом режиме в паре и электроэнергии (рис. 8.6—8.8). По опыту эксплуата­ции малооборотный дизель фирма «Бурмейстер и Вайн» считает, что избежать необходимости частого запуска дизель-генератора можно лишь при условии, если выработка электроэнергии утилизационный турбогенератор будет удовлетворять потребности судна при мощности главного двигателя не менее 80 %.

Возможными способами расширения диапазона нагрузок и удовлетворения cистемы глубокой утилизации теплоты потребностей судна являются следующие;

— установка валогенератора, снабжающего энергией насосы, обслужива­ющие главного двигателя с соответствующим сокращением потребности в электро­энергии, вырабатываемой утилизационный турбогенератор;

— использование для подогрева топлива и отопления поме­щений пресной водой из системы охлаждения главного двигателя в условиях ВТО (90 °С);

— применение электроприводов насосов с регулируемой ча­стотой вращения, как правило, за счет переключения полюсов электродвигателя; при этом мощность и подача вспомогательных механизмов будут меняться пропорционально мощности главного двигателя;

к числу механизмов, допускающих такое регулирование, отно­сятся насосы пресной и забортной охлаждающей воды, топливо­подкачивающие насосы и часть вентиляции машинного отделения; при использовании насоса с переменной частотой вращения, снижении темпе­ратуры и расхода забортной воды, например вдвое, мощность уменьшится в четыре раза (рис. 8.9);

— оборудование системы приема воздуха ТК дизеля непосред­ственно с палубы, в результате чего можно уменьшить мощность вентиляторов машинного отделения на 80 %;

— установка двухконтурных утилизационных котлов (рис. 8.10), в которых замена экономайзера парообразующим пакетом низкого давления уве­личивает глубину утилизации выпускных газов на 25 %, а также позволяет распространить сферу утилизации и на другие среды теплоотвода дизельных энергетических установок: охлаждающую воду цилиндров и наддувоч­ного воздуха;

— применение для подогрева конденсатора в цикле cистемы глубокой утилизации теплоты пресной воды, охлаждающей воздух в первой секции ВО;

— применение пара низких параметров, имеющих больший удельный объем; при неизменной поверхности нагрева утилизационных котлов пере­ход от давления пара 1500 к 500 кПа в простой схеме глубокой утилизации теплоты малооборотный дизель дает возмож­ность получить дополни­тельную экономию топли­ва и приведенных затрат до 10 % (рис. 8.11).

Для типовых судовых систем глубокой утилизации теплоты малооборотный дизель реко­мендуются следующие на­чальные параметры: дав­ление пара в сепараторе р _с = 0,6 МПа; давление перегретого пара за па­роперегревателем р ₀ = 0,5 МПа; температура перегретого пара t ₀ = 255?285 °С; давление пара перед быстрозапорным кла­паном утилизационный турбогенератор р ₁ = 0,44?0,45 МПа; температура пара перед быстрозапорным клапаном утилизационный турбогенератор t ₁₌ 245?280 °С; температура питательной воды t _п.в = 42?52 °С; температура воды на входе в экономайзер утилизационных котлов не менее 122 °С; кратность циркуляции утилизационных котлов не менее 2,5; гидравлическое сопротивление циркуляционного контура утилизационных котлов 0,2—0,3 МПа; гидравлическое сопротивление паро­перегревателя с перепускными трубами и арматурой не более 0,1 МПа; сопротивление газового тракта утилизационных котлов на режиме дли­тельной эксплуатационной мощности (0,9 N _{е ном} ) не более 2 кПа; давление в конденсаторе утилизационный турбогенератор 0,005—0,006 МПа.

Оптимальное давление и температура генерируемого водя­ного пара при температуре газов за ТК 325 °С и за котлом 160 °С составляют соответственно 0,4—0,5 МПа и 290 °С. Для танкеров «Лисичанск» с дизелем 9RД-90 мощностью N _{e экспл} = 11 920 кВт cистемы глубокой утилизации теплоты с передачей мощности на винт экономиче­ски могла быть целесообразной. Утилизационная гребная уста­новка могла бы служить резервной в случае выхода из строя главного двигателя (обеспечивать скорость 7,3 уз); мощность дистанционного управления можно повысить на 8—10 %.

Наибольшую удельную мощность N _{e УТГ} N _{e ГД} имеет утилизационный турбогенератор теплохода «Великий Октябрь», а самую низкую утилизационный турбогенератор тепло­ходов типа «Лисичанск» и «Маршал Буденный». Весьма высокой удельной мощностью обладают утилизационные турбогенераторы с многоступенчатыми турби­нами, использующими перегретый пар. В системах глубокой утилизации теплоты совре­менных дизелей отечественной постройки устанавливают утилизационных котлов ма­рок КУП-660, КУП-1100 и КУП-1500Р с температурой газов на входе t ₁ = 330?340 °С. Утилизационных котлов выполнены одноконтурными (одна сту­пень давления) с противоточным экономайзером (см. рис. 8.10, а).

Удачная схема cистемы глубокой утилизации теплоты применена в балк-танкере отечественной пост­ройки «Борис Бутома». В ее состав входят утилизационный котел КУП-1100, турбогенератор ТГУ-800, система автоматического регулиро­вания и защиты, синхронизации распределения мощностей и вклю­чения резерва системы «Ижора-5», Коэффициент утилизации теплоты равен 43,5 %,давление свежего пара 0,65 МПа, температура 260 °С, дав­ление отработавшего пара 0,006МПа, проточная часть УТ — двухвенечное колесо скорости и четыре ступени давления. При мощности главного двигателя, рав­ной 0,9 длительной эксплуатацион­ной мощности, паропроизводительность утилизационных котлов равна 8,0 т/ч, а утилизационный турбогенератор раз­вивает мощность не ниже 800 кВт. Кроме того, утилизационных котлов обеспечивает паром общесудовые потребители, подогрев тяжелого топлива; часть пара сбра­сывается в конденсатор.

Выбирая эффективный и надеж­ный режим работы электростан­ции, прежде всего следует учиты­вать:

— недостающую мощность, необходимую для полного обеспечения нагрузки электростанции только утилизационный турбогенератор, и, следо­вательно, применять оптимальный вариант ее обеспечения (рис. 8.12);

— возможность снижения нагрузки электростанции выключе­нием второстепенных потребителей;

— техническое состояние утилизационных котлов, утилизационный турбогенератор, дизель-генератора, ВК.

На основе опыта эксплуатации cистем глубокой утилизации теплоты на судах можно сделать

— параллельная работа утилизационный турбогенератор и дизель-генератора значительно экономич­нее и надежнее, чем работа утилизационного турбогенератора от утилизационных котлов и ВК;

— более эффективна параллельная работа утилизационный турбогенератор и валогенератора, так как

последний может обеспечить любую, самую малую недостающую мощность;

— параллельная работа утилизационных котлов и ВК на утилизационный турбогенератор удобна во время балластировки и мойки цистерн, при сжигании топливных отхо­дов и производстве инертных газов на ходу.

Эффективность утилизации во многом зависит от параметров газа за ТК главных дизелей. Наибольшие удельные количества отбросной теплоты характерны для среднеоборотного дизеля РС-2 и РС-3 фирмы «Пилстик» и малооборотный дизель типа KGF фирмы «Бурмейстер и Вайн», а наименьшие — для малооборотный дизель фирм МАН и «Зульцер» (табл. 8.6). Наибольшая мощность утилизационный турбогенератор в ходовом режиме обеспечивается в установках с среднеоборотного дизеля (см. рис. 8.7).

Для большинства транспортных судов применение cистемы глубокой утилизации теплоты це­лесообразно начиная с мощности около 6—7 МВт с среднеоборотного дизеля, около 9—10 МВт с малооборотный дизель фирмы «Бурмейстер и Вайн» и 12—13 МВт с малооборотный дизель фирм MAN и «Зульцер».

Источник

Глубокая утилизация теплоты парообразования влаги топлива на ТЭЦ

О.С.Горфин, Б.Ф.Зюзин, А.В.Михайлов

В статье рассмотрена конструкция теплоутилизатора, в которой изменён способ передачи утилизированной тепловой энергии от теплоносителя среде, воспринимающей теплоту, позволяющий утилизировать теплоту парообразования влаги топлива при глубоком охлаждении дымовых газов и полностью её использовать на нагрев охлаждающей воды, направляемой без дополнительной обработки на нужды паротурбинного цикла.

Конструкция позволяет в процессе утилизации теплоты осуществлять очистку дымовых газов от серной и сернистой кислот, а очищенный конденсат использовать в качестве горячей воды.

Главным недостатком тепловых электростанций, в связи с которым стоит вопрос о возможности их использования, является тепловые выбросы в атмосферу.

Один из наиболее перспективных способов решение этой проблемы и одновременно обеспечение энергосбережения является глубокое охлаждение продуктов сгорания с помощью использования теплоутилизаторов различных конструкций.

Использование конденсационных теплоутилизаторов, в которых происходит охлаждение дымовых газов ниже точки росы, позволяет утилизировать скрытую теплоту парообразования влаги топлива.

В этом отношении более привлекательны поверхностные теплоутилизаторы, не имеющие непосредственного контакта продуктов сгорания и охлаждающей жидкости, недостатком которых является сравнительно низкая температура её нагрева, равная температуре мокрого термометра (50. 60 °С).

Достоинства и недостатки существующих теплоутилизаторов широко освещены в специальной литературе [1, 2].

Эффективность поверхностных теплоутилизаторов можно существенно повысить, изменив способ теплообмена между средой отдающей теплоту и её воспринимающей, как это сделано в предлагаемой конструкции теплоутилизатора [3]. Схема теплоутилизатора для глубокой утилизации тепла дымовых газов показана на рисунке. Корпус 1 теплоутилизатора опирается на основание 2. В средней части корпуса установлен изолированный резервуар 3 в виде призмы, заполненный предварительно очищенной проточной водой. Вода поступает сверху через патрубок 4 и удаляется в нижней части корпуса 1 насосом 5 через шибер 6.

Дымовые газы поступают в теплоутилизатор и разделяются на два потока: в нижнюю одинарную секцию 10 (выстой h) рубашки 7 поступает основная часть (около 80%) продуктов сгорания и по трубам пучка 9 направляется в змеевик теплоутилизатора. Остальная часть (около 20%) поступает в байпасный газоход 14. Перераспределение газов производится для повышения температуры остывших дымовых газов за теплоутилизатором до 60-70 о С с целью предотвращения возможной конденсации остатков паров влаги топлива в хвостовых участках системы.

Перемещение дымовых газов через теплоутилизатор осуществляется технологическим дымососом котельной. Для преодоления дополнительного сопротивления, создаваемого теплоутилизатором, возможна установка более мощного дымососа. При этом следует иметь в виду, что дополнительное гидравлическое сопротивление частично преодолевается за счёт уменьшения объёма продуктов сгорания, в связи с конденсацией водяного пара дымовых газов.

Конструкция теплообменника обеспечивает не только эффективную утилизацию теплоты парообразования влаги топлива, но и удаление образующегося конденсата из потока дымовых газов.

Объём секций рубашек 7 и 8 больше объёма соединяющих их труб, поэтому скорость газов в них снижается.

Трубы змеевика необходимо изготовливать из антикоррозионного материала или с внутренним антикоррозийным покрытием, для предотвращения коррозии все поверхности теплоутилизатора и соединительных трубопроводов следует гуммировать.

Преимуществом предлагаемого устройства от известных является также то, что в теплоутилизаторе регулируется время передачи теплоты от среды горячих дымовых газов охлаждающей жидкости, а, следовательно, её температуры, изменением расхода жидкости с помощью шибера.

Для проверки результатов использования теплоутилизатора произведены теплотехнические расчёты котельной установки паропроизводительностью котла 30 т пара/ч (температура 425 °С, давление 3,8 МПа). В топке сжигается 17,2 т/ч фрезерного торфа влажностью 50%[4].

В торфяном фрезерном топливе влажностью 50% при сжигании образуется 8,6 т/ч влаги, которая переходит в дымовые газы.

Расход сухого воздуха (дымовых газов) в кГ_д.г./ч составляет

Для повышения температуры дымовых газов перед дымовой трубой, исключающей конденсацию остатков паров влаги в трубе, 20% газов с исходной температурой 150 °С добавляются через байпасный газоход к газам за теплоутилизатором, имеющим температуру 40 о С.

В этом случае температура дымовых газов перед дымовой трубой повышается до 64 °С.

Эта теплота затрачивается на нагрев охлаждающей воды. Расход охлаждающей воды W_{охл.вод.} в зависимости от необходимой температуры t₂ её нагрева равен (кг/с).

где t₁— нормативная температура водопроводной воды.

Через теплоутилизатор проходит 80% дымовых газов, выход конденсата при этом равен 3,825 т/ч.

Таким образом, предлагаемый теплоутилизатор и способ его работы обеспечивает глубокое охлаждение дымовых газов. За счёт конденсации паров топлива утилизируется теплота парообразования.

В процессе работы теплоутилизатора происходит эффективная очистка дымовых газов от серной и сернистых кислот, в связи с чем конденсат водяных паров без дополнительной обработки может использоваться в горячем теплоснабжении.

Расчёты показывают, что коэффициент полезного действия составляет:

Список литературы

Источник

Глубокая утилизация тепла продуктов сгорания отопительных водогрейных котлов

К.т.н. Е.Г. Шадек, независимый эксперт, г. Москва

Существующее положение

Глубокая утилизация, ГУ, тепла продуктов сгорания (ПС) реализуется при охлаждении их до температуры ниже точки росы Т_Р. Для ПС природного газа Т_Р составляет 50-55 °С и зависит от коэффициента расхода воздуха a (снижается с его ростом) и влажности наружного воздуха. Надежная конденсация водяных паров ПС требует охлаждения ПС до температуры Т_ГУ=40±5 0 С, при этом конденсируются пары, содержащиеся в дутьевом воздухе и образующиеся при сжигании углеводородов топлива (метан, водород и пр.).

Температуру ПС на выходе из котлов Т_УХ в России поддерживают на уровне 110-130 °С (КПД котла соответственно h_к=93-92%, для поддержания естественной тяги и снижения напора (расхода энергии) дымососа, а также предотвращения конденсации в газоходах и дымовых трубах. По литературным данным 55-60% теплосодержания ПС природного газа составляет тепло парообразования (конденсации), остальное – физическое тепло.

КПД котла в конденсационном режиме h_кон составляет около 105% (по Q_р н ). Штатный (максимальный) КПД обычного газового котла 92-94% (на практике не более 90%). По сравнению с ним экономия топлива, т.е. количество утилизируемого тепла Q_УТ при ГУ в конденсационном котле составит, очевидно, 11-13% от тепловой мощности котла Q_К.

Конденсационный режим наиболее эффективен для котлов на природном газе (ПГ); Продукты сгорания ПГ характеризуются наибольшим содержанием влаги, высокой температурой точки росы и низким значением рН, высоким качеством конденсата: он лишен взвешенных веществ карбонатной жесткости и имеет сухой остаток менее 5 мг/л. После обработки (дегазации, декарбонизации) его можно использовать в водном балансе котельной в качестве подпиточной воды котла и тепловой сети.

В передовых западных странах глубокая утилизация, ГУ, тепла ПС осуществляется применением водогрейных котлов конденсационного типа, оборудованных конденсационным экономайзером (КЭ).

Такие импортные котлы закупаются в большом количестве и эксплуатируются и в нашей стране, но их производство отсутствует.

Что же касается стоимости топлива, то в центральной России она в разы меньше, чем на Западе, но в удаленных областях Севера и Востока, снабжаемых топливом в рамках «северного завоза», значительно дороже. Например, цена завозного дизельного топлива 40-60 руб/л.

Актуальность проблемы очевидна, особенно – в перспективе. За исключением единичных примеров установки в газоходе за котлом конденсационных телообменников-утилизаторов (КТУ), реализованных проектов ГУ в стране нет.

Постановка задачи

Таким образом, решение задачи в условиях России – в создании системы глубокой утилизации на базе ТНУ. В качестве ТНУ рассматриваются одноступенчатые абсорбционные бромистолитиевые тепловые насосы, АБТН, обладающие принципиальными преимуществами перед парокомпрессионными: минимальное потребление электроэнергии (только на насосы), безопасность и экологическая чистота (нет токсичных выделений), отсутствие движущихся частей, динамических нагрузок, вибраций (и, соответственно, необходимости в мощных фундаментах), а также низкий износ и шум (только от насосов).

В качестве КЭ применимы различные типы теплообменников: кожухотрубные, прямотрубные, с накатанными ребрами, пластинчатые или эффективная конструкция с новой формой теплообменной поверхности с малым радиусом гиба (регенератор РГ-10, НПЦ «Анод»). Можно рекомендовать теплообменные блоки-секции на базе биметаллического калорифера марки ВНВ123-412-50АТЗ (ОАО «Калориферный завод», Кострома). Работу КЭ, теплосъем в нем регулируют изменением холодильной мощности испарителя, т.е. количества воды в его контуре и объема проходящих ПС с помощью байпасирования.

Степень байпасирования Y (часть отводимых горячих газов) укладывается обычно в диапазон 20-30%. Байпасирование ухудшает все показатели процесса. Так, для расчетных режимов с Т_УХ =130 °С с байпасом при Y около 0,2 величина Q_УТ снизилась в 1,4 раза по сравнению с работой без байпаса.

Оптимальный режим – работа с байпасом в холодное время года, а летом, если опасности конденсации нет, – без него. Отметим, что в данном случае, при надежной конденсации и работе каплеуловителя брызгоунос в газовый тракт невелик, требования к байпасированию и температуре Т_СМ снижаются.

Система глубокой утилизации на базе АБТН. Устройство, работа

Предлагаемая система ГУ показана на примере водогрейного котла П-образной схемы (например, типа ПТВМ) в комплекте с АБТН на горячей воде (рис. 1). В качестве последней по ходу ПС секции конвективных хвостовых поверхностей 5 в конвективной шахте 4 котла 1 на выходе из него установлен конденсационный экономайзер, КЭ, 6. Возможен вариант размещения конденсационного теплообменника-утилизатора, КТУ, в газоходе за котлом (рис. 2). Устройство и работа этого варианта видны из рисунков и обозначений позиций.

КЭ (или КТУ) включен в замкнутый холодильный контур 21 испарителя АБТН 20 (рис. 1), в котором циркулирует охлаждающая вода с температурами, вход/выход, 30/25 °С. Внешний потребитель 27 тепловой нагрузки – отопление, ГВС и пр. (теплосеть, теплопункт, бойлерная и др.) включен в контур котла и контур 22 (теплоотводящий для АБТН и греющий для потребителя), в котором циркулирует вода с температурами, вход/выход, 60/90 °С.

Выделяющийся из ПС конденсат оседает на трубах КЭ и сливается по наклонному днищу газохода 7 в поддон и резервуар 14. Из бака 17 конденсат подают на участок обработки конденсата (не показан), где производят его очистку по известной технологии. Очищенный конденсат ПС направляют в линию подпитки 28 или на другие нужды котельной. Ввиду низких температур ограждения газохода 7 с узлом ГУ не требуют огеупорной футеровки и выполняются из листовой нержавеющей стали с покрытием теплошумоизоляцией.

Система ГУ позволяет реализовать различные схемы подключения и режимы работы комплекса котел-АБТН (или одного котла) в сети:

– 1, 2. прямые контуры 1. котел – потребитель а-б-в-г и 2. АБТН (контур абсорбер А – конденсатор К) – потребитель д-е-ж-и, когда температура прямой воды Т_ПВ не превышает 90 °С. По графику отопления 70/115 0 С, типичному для центральной России, такой режим поддерживают при температуре наружного воздуха Т_Н не ниже –11 °С;

– 3. с догревом воды (до требуемой по графику, свыше 90 °С) из контура 22 в котле, если Т_ПВ выше 90 0 С – схема д-к-г-а-б-ж-и; режим при Т_Н ниже –11 °С.

– 4. схема без АБТН, с подачей в КЭ (или КТУ) обратной холодной воды с Т_ОВ (35-40 °С), ниже Т_Р : контур ж-к-л-м-н-к-г-а-б; в этом случае обеспечивается конденсационный режим КЭ (или КТУ) без АБТН, его (вентили и, д, н, м закрыты) и контур 5 генератора отключают от системы (теплая зима, межсезонье: сентябрь-октябрь, март-апрель);

– 5. контур снабжения генератора п-р-с-г.

Рис. 2. Водогрейный кот ел с конденсационным теплообменником-утилизатором (КТУ) в газоходе: 29 – хвостовая часть котла; 30 – камера КТУ в газоходе; 31 – КТУ; 32 – перекрытие камеры – съ емная крышка; 33 – предохранительный клапан; 34 – запорный вентиль; 35, 36 – обратный и прямой трубопроводы КТУ (к конденсатной линии станции); 37 – обратный клапан; 38 – дымосос; 39 – байпасный канал; 40 – регулировочный дроссель-клапан (заслонка) с приводом; остальные обозначения на рис. 1.

Моделирование, расчет и анализ процесса и работы системы ГУ

Таблица 1. Сводная таблица к расчету глубокой утилизации тепла продуктов сгорания котлов. Опытные и расчетные данные.

№№	Показатели*	Тип котла
		КВГМ-9,6
1	QK, Гкал/ч	7,16	8,4	15,8	28,8	30,7	34,3	50
2	ВГ, м 3 /ч	898	1056	1980	3606	3757	4198	6260
3	a	1,2	1,2	1,5	1,25	1,445	1,51	1,27
4	T1ух, °С	172	189	98	144	189	187	180
5	Y	0,13	0,114	0,3	0,165	0,116	0,12	0,18
6	q2, кВт	770	1003	975	2610	3570	3946	4279
7	Qут, кВт	954	1223	1376	3599	4345	4761	6465
8	DTср, °С	78,5	87	41,5	64,5	87	86	60,5
9	KW, Вт/(м 2 ×°С)	39	40	77	94	100,7	106	61,4
10	F, м 2	312	351	470	594	496	522	1077
11	Число секций, n	3	3	4	5	4	5	10
12	КПД котла без утилизации, hк	0,907	0,9	0,947	0,922	0,9	0,901	0,926
13	Qт, МВт	2,432	3,119	3,509	9,177	11,08	12,1	16,48
14	Qген, МВт	1,43	1,84	2,07	5,41	6,54	7,139	9,72
16	q2гу, кВт (ТСМ=70 °С)	316	371	696	1268	1322	1477	1851
17	КПД энерго-комплекса, hКОМ	1,07	1,078	1,036	1,064	1,077	1,07	1,073
18	Удельная экономия тепла, (Гкал/ч)/МВт	0,1	0,107	0,064	0,09	0,104	0,102	0,096

* Q_K – тепловая мощность котла; В_Г – расход газа (природный, Q_Н Р =8000 ккал/м 3 ); a – коэффициент расхода воздуха; Т_1ух – температура продуктов сгорания за котлом; Y – степень байпасирования; q₂, q_2гу – потери тепла с продуктами сгорания при Т_1ух и Т_см; Q_ут – количество утилизируемого тепла; DT_СР – средний расчетный перепад температур для расч ета коэффициента К_W теплопередачи в конденсационном теплообменнике (КТ) «циркуляционная вода – продукты сгорания»; F – поверхность нагрева КТ; n – число секций водогазового теплообменника-калорифера.

В качестве расчетной модели принят комплекс: водогрейный котел (типа ПТВМ-30М) на природном газе – АБТН-4000 на горячей воде производства ТСМ (табл. 2).

В общем случае вид топлива может быть любым, в т.ч. – местным, например, биотопливо, отходы древесины и пр.

Табл. 2. Основные параметры АБТН-4000

Показатели	Тепловая мощ ность, МВт	Температуры, вход/выход, 0 С	Расход во ды,м 3 /ч
Теплоотводящий контур	QT =10,2	60/90	292
Генератор	QГ = 5,9	140/110	170
Испаритель	QХОЛ =4	30/25	688

Электрическая мощность насосов –25,2 кВт, сухая масса – 38 т, габариты (ДхШхВ) – 9,3х4,3х3,3 м. Стоимость АБТН-4000Т около 30 млн. руб. (2014 г.).

Источниками энергии для АБТН могут быть:

– пар давлением 0,4-0,6 МПа;

– горячая вода температурой не ниже 140 °С;

– отходящие дымовые газы температурой от 450 °С;

– огневой (газовый) обогрев.

И Q_ХОЛ., и Q_ГЕН в самом насосе передаются в контур Абсорбер – Конденсатор и во внешний теплоотводящий, а для потребителя – греющий контур. Уравнение теплового баланса АБТН: Q_T = Q_ГЕН + Q_ХОЛ, а коэффициент преобразования Q_T/Q_Г=10,2/5,9=1,73. Это значит, что АБТН как генератор тепла (в своем диапазоне температур, 60/90 °С) в 1,73 раза экономичнее обычного топливного котла. Если учитывать в балансе котла потерю только с уходящими газами q₂ (что близко к реальности), то КПД котла без утилизации η_К= (Q_K – q₂)/Q_K, (строка 12 в табл.)_, а энергокомплекса котел в конденсационном режиме – АБТН η_КОМ = (Q_K – q₂ + Q_T)/(Q_K + Q_ГЕН) (17), где в расчете q₂ температура уходящих газов – температура Т_СМ смеси за байпасом (см. примечание).

Согласно методике последовательно рассчитывали:

– тепловую мощность котла (по расходу газа и КПД);

– объем сухих и влажных продуктов сгорания;

– степень байпасирования Y (из теплового баланса потока ПС по участкам «главный газоход – КЭ–байпас – газовый тракт»;

– объемы продуктов сгорания W – на входе, выходе и средний через КЭ;

– влагосодержание продуктов сгорания на входе/выходе КЭ (по формуле Л.Г. Семенюка, приведенной в книге А.А. Кудинова «Энергосбережение в теплогенерирующих установках».– М. Машиностроение, 2012 г., с. 60, ф. (3.3), (3.4);

– утилизируемое тепло Q_УТ (по формуле И.З. Аронова из того же источника с. 59, ф. (3.2)).

По значению Q_УТ выбирают типоразмер АБТН и рассчитывают требуемую поверхность F нагрева КЭ, а для КТУ, по значению F – число калориферных секций. Коэффициент теплопередачи К_W в теплообменнике определяли по эмпирической методике завода – изготовителя (ОАО «Калориферный завод», Кострома), температурный напор – как среднеарифметический.

Очевидно, и это видно из табл., значения Q_УТ коррелируют с величинами Q_К и Т_УХ за котлом (строка 4). При оценке эффективности системы ГУ ориентируются на значение Q_УТ и определяют его возможные пределы для объекта (котла). Для данных таблицы это значение находится в пределах 7-14% от Q_K. Эффективность системы ГУ однозначно определяется значением КПД – от 104 до 109% (17). Кроме того, рассчитана удельная экономия тепла – в Гкал/ч сэкономленного тепла (т.е. Q_УТ) на МВт тепловой мощности (теплопроизводительности) котла Q_K (18). По сравнению с котлом с максимальным на практике КПД, равным 94%, ГУ дает выигрыш в КПД от 10 до 15%. Небольшие погрешности (до 5-7%) полученных расчетных данных, в сторону завышения КПД, могут быть связаны с отклонениями в соотношениях параметров от принятых, неточностью статистических данных и пр.

Данные таблицы позволяют практически для любого объекта оценить возможности и рентабельность, эффективность ГУ, режимы и основные параметры работы системы.

Специфика проблемы в том, что АБТН эффективен только при достаточно большой мощности (в нашем примере Q_УТ от 4 МВт), требующей соответствующего потенциала сбросного тепла (от 2,5-3 МВт); при работе насоса вырабатывается много среднетемпературного тепла, (60/90 0 С), пригодного для коммунального теплоснабжения. Задача заключается в реализации этой тепловой мощности, т.е. в наличии стабильной и высокой тепловой нагрузки, потребителя тепла. C этой целью, как это и делается на Западе, максимально расширяют возможности реализации тепла: отопление складских, хозяйственных помещений, теплиц, бассейнов, теплые полы и т.п.

Предлагается ориентироваться на величину потери тепла q₂ с уходящими газами для объекта в условиях, близких к реальности; эта величина контролируется (или задается при проектировании, по температуре Т_УХ), легко определяется. И расчитывать Q_УТ в соотношении к значению q₂. В наших расчетах это соотношение находится в пределах Q_УТ/ q₂ = 1,36-1,52. При Q_УТ/ q₂ = 1,47 теплосодержание ПС складывается из физического тепла (40%) и тепла испарения (60%), что соответствует литературным данным (см. выше).

Дальнейшие финансово-коммерческие расчеты по стандартной методике показали, что в силу больших капзатрат при нынешних тарифах на газ (около 5 руб/м 3 ) проект системы ГУ для отопительных котлов может стать рентабельным только при определенных условиях: мощность котла от 30-35 МВт и выше, холодильная мощность от 4 МВт, значение КИМ порядка 0,5. Тогда можно рассчитывать на ожидаемые сроки окупаемости от 3 до 5 лет.

Кроме повышения тепловой экономичности система ГУ обеспечивает:

– снижение эмиссии оксидов NO_X с уменьшением температуры ПС и в результате подавления водяными парами (орошение, промывка ПС капельной влагой), вплоть до достижения экологически чистого процесса; экологический эффект в ряде случаев оказывается решающим;

– выработку избыточной воды за счет конденсации, исключается потребность в подпиточной воде и надобность в рециркуляционной насосной установке (обычно штатное оборудование котельной) для подмешивания горячей прямой к холодной обратной с целью предотвращения конденсации (экономия электроэнергии).

Еще один эффект ГУ – улучшение условий и продолжительности службы газового тракта, т. к. конденсация локализуется в КТ, независимо от температуры наружного воздуха.

Следует учитывать и особенности системы ГУ – помимо высоких капвложений и повышения эксплуатационных затрат (обслуживание узла ГУ, расходные материалы для химводоподготовки). Несколько увеличивается нагрузка на дымосос (тяжелые холодные ПС, аэродинамическое сопротивление каплеуловителя), но при этом снижается объем ПС за счет водяных паров. Проблема аэродинамики газового тракта снимается при работе котла под наддувом, что характерно для ряда типов котлов, режимов их работы.

Перевод отопительного котла в конденсационный режим требует реконструкции котельного агрегата (по первому варианту предпочтителен выбор для реконструкции котла П-образной схемы) – при проектировании новых и модернизации действующих. Оптимальное решение – создание отечественного конденсационного котла с системой ГУ на базе АБТН.

В порядке предпроектной проработки для выбранного объекта выполняются ТЗ, ТЭО, рекомендации, экспертиза, выбор оборудования и пр., и в случае положительного решения – проектирование и реализация пилотного проекта.

Предлагаемые решения наиболее перспективны для удаленных районов – Севера и Востока страны, c дорогим (привозным) или местным топливом и долгой и суровой зимой.

Источник