CC BY
30
© Л.Р. Мухаметова, И.Г. Ахметова, А.А. Михин УДК 621.18
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОНДЕНСАЦИОННОГО УТИЛИЗАТОРА ТЕПЛОВОЙ УСТАНОВКИ
Л.Р. Мухаметова1, И.Г. Ахметова1, А.А. Михин2
Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия1 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, г. Санкт-Петербург, Россия2
[email protected], [email protected], [email protected]
Резюме: ЦЕЛЬ. В статье рассмотрена схема глубокой утилизации теплоты дымовых газов. Установлено, что в котельных агрегатах, работающих на природном газе, единственным путем существенного улучшения использования топлива является глубокое охлаждение продуктов сгорания до такой температуры, при которой удается сконденсировать максимально возможную часть паров, содержащихся в газах. Показано, что для типовой схемы достаточно высокая эффективность установки будет достигаться, если температура обратной сетевой воды не превышает 45 °С. При большей температуре доля водяных паров, которые будут конденсироваться, существенно снижается, что, в свою очередь, уменьшает эффективность рекуперации тепла. МЕТОДЫ. В качестве базового варианта рассмотрен самый распространенный случай с открытой системой теплоснабжения города, где величина подпитки тепловой сети существенна. Как показывают проведенные расчеты доля энергетического эффекта от использования нагрузки горячего водоснабжения (ГВС) в данной схеме составляет в зависимости от нагрузки котла от 50 до 60% от общего технически достигаемого результата, что является существенным фактором при принятии решения о внедрении данной технологии. РЕЗУЛЬТАТЫ. Согласно проведенному расчету для котла ПТВМ-100 видно, что в максимальном режиме эффект от охлаждения дымовых газов соизмерим с эффектом от конденсации. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Проведена оценка экономической эффективности, которая определяется как стоимость сэкономленного топлива - природного газа, полученного при внедрении конденсационной установки.
Ключевые слова: конденсационный котел, котельные агрегаты, теплогенераторы, дымовые газы; теплообменное оборудование, математическая модель.
THE ECONOMIC EFFICIENCY EVALUATION OF THE CONDENSING HEAT
EXCHANGER OPERATION
L.R. Mukhametova1, I.G. Akhmetova1, A.A. Mikhin2
Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia1 Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, Saint Petersburg, Russia2
[email protected], [email protected], [email protected]
Abstract: THE PURPOSE. The article discusses the scheme of the flue gases heat deep utilization. It has been established that in boiler units operating on natural gas, the only way to significantly improve the use of fuel is to deeply cool the combustion products to a temperature at which it is possible to condense the maximum possible portion of the fumes contained in the gases. It is shown that for a typical scheme, a sufficiently high efficiency of the installation will be achieved if the temperature of the return network water does not exceed 45 °C. At a higher temperature, the proportion of water vapor that will condense is significantly reduced, which, in turn, reduces the heat recovery efficiency. METHODS. The most common case with an open urban heat supply system, where the recharge amount of the heating network is significant, is considered as a basic option. As the calculations show, the energy effect share from using the load of hot water supply (HWS) in this scheme, depending on the boiler load, is from 50 to 60% of the total technically achievable result. It is an
essential factor in deciding to implement this technology. RESULTS. According to the calculation for the PTVM-100 boiler, it can be seen that in the máximum mode the effect of cooling flue gases is comparable with the condensation effect. CONCLUSION. The economic efficiency assessment is carried out, which is defined as the cost of saved fuel - natural gas obtained during the introduction of a condensing unit.
Keywords: condenser; boiler; flue gases; heat generators; heat exchangers; mathematic model.
Введение
В настоящее время политика Российской Федерации в области энергосбережения определяется такими нормативными актами как Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Распоряжение Правительства РФ от 1 декабря 2009 г. № 1830 -р «План мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в Российской Федерации, направленных на реализацию Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» и др. Глубокое охлаждение продуктов сгорания считается одним из наиболее перспективных методов энергосбережения на источниках теплоснабжения. К настоящему моменту в мире проведено немало исследований по разработке технологии использования низкопотенциальной теплоты уходящих газов котельных установок, в том числе теплоты конденсации водяных паров. В последнее время в технической литературе подобная технология получила название конденсерной, которая предполагает обязательное использование скрытой теплоты конденсации водяных паров в уходящих газах. Для осуществления этого процесса разработаны современные теплообменные аппараты, отличающиеся принципом действия, материалами, конструкцией, эффективностью и стоимостью.
Обзор современных и перспективных методов повышения эффективности источников теплоснабжения
Теплота уходящих дымовых газов может быть использована для нагрева дутьевого воздуха, поступающего на горение, или для нагрева воды (обратной сетевой, на нужды горячего водоснабжения или для других целей). Конструктивно эти способы оформлены в виде воздухоподогревателей и экономайзеров, располагающихся за котлом по ходу движения дымовых газов. Основными способами глубокой утилизации теплоты уходящих дымовых газов с возможностью конденсации водяных паров остаются два: контактный, при котором дымовые газы охлаждаются орошаемой водой при их соприкосновении и поверхностный, при котором охлаждаемые газы и нагреваемый теплоноситель разделены теплообменной поверхностью [1-3]. По конструктивным особенностям контактные теплоутилизаторы, применяемые для охлаждения уходящих газов, делятся на три основные группы: насадочные, полые и с активной насадкой (типа КТАН). Наибольшее распространение на практике получили теплообменники с теплообменной насадкой, в которых уходящие газы нагревают воду, стекающую по насадке. Чаще всего в качестве насадки используются керамические кольца Рашига различного диаметра, а движение теплоносителей организовано противотоком. Общими преимуществами таких теплоутилизаторов, отмечаемыми всеми исследователями, являются простота изготовления и высокая тепловая эффективность [4-8]. Основным элементом подобных установок является конденсационный теплоутилизатор, в качестве которого может применяться теплообменник любого типа: поверхностный, контактный или контактно-поверхностный. Дымовые газы после выхода из котла последовательно проходят стадию очистки (при необходимости), конденсационный теплоутилизатор, каплеуловитель и затем дымососом удаляются в атмосферу через дымовую трубу. Конденсат после сборника направляется в систему очистки (в основном для нейтрализации растворенных газообразных примесей), после чего он может быть полезно использован [9-12]. В качестве нагреваемого теплоносителя может быть использована холодная вода с температурой ниже точки росы уходящих газов. Это может быть исходная вода, приготовляемая для подпитки тепловых сетей или подаваемая в систему горячего водоснабжения.
Для оценки теоретического потенциала повышения эффективности источника теплоснабжения в данной работе проанализированы несколько схем.
Схема 1. Повышение температуры воздуха на горение за счет теплоты обратной линии сетевой воды. При повышении температуры воздуха на горение снижаются потери с уходящими газами, и, как следствие, повышается КПД брутто котлоагрегата. Вместе с этим появляются затраты на подогрев исходного воздуха, что снижает общий КПД источника.
Таким образом, суммарное повышение эффективности источника теплоснабжения незначительно.
Схема 2. Частичное использование теплоты уходящих газов за счет понижения температуры обратной сетевой воды в ВЗП. Часть сетевой воды отбирается из обратной линии, направляется в ВЗП, охлаждаясь до 20°С направляется в утилизатор, где нагревается до максимально возможной температуры исходя из объема и температуры уходящих газов. В данном случае имеем повышение общего КПД за счет частичного использования теплоты уходящих газов. В нашем случае потенциал уходящих газов можно использовать только при применении низкотемпературного теплоносителя. В нашем случае мы его можем получить только, нагревая воздух на дутье.
Схема 3. Более полное использование теплоты уходящих газов за счет ее конденсации. Как и в предыдущем случае, охлажденная вода после ВЗП подается в утилизатор, но в этом случае конденсационного типа. В этом случае уходящие газы конденсируются. Следует отметить, что содержание водяных паров в уходящих газах велико и, как следствие, значение энтальпии уходящих газов также значительно. Коэффициент теплопередачи такого теплообменника (УТК) в несколько раз выше, соответственно, его габаритные размеры значительно меньше. Далее нагретая вода в УТК направляется в утилизатор (УТ), где, нагреваясь охлаждает уходящие газы до температуры конденсации. В данном случае мы имеем противоточную систему, позволяющую наиболее полно использовать потенциал уходящих газов. Ограничивающим критерием в нашем случае является расход подаваемой воды, зависящий от нагрузки ВЗП. Нагрузка ВЗП зависит от температуры исходного воздуха, температуры нагретого воздуха и требуемого объема воздуха. Проведенные расчеты показывают, что величина возможного использования потенциала уходящих газов много выше, чем используется в предложенной схеме (расход воды зависит от нагрузки ВЗП).
Схема 4. Увеличение теплоносителя через теплообменные аппараты. Как сказано было выше, выявленный недостаток теплоносителя в системе приводит к недостаточным показателям эффективности предлагаемой схемы. Повысить расход теплоносителя возможно, но, если мы повысим расход через ВЗП, повысится температура перед УТК, а значит, повысится температура конденсации и снизится мощность УТК. Организация байпаса у ВЗП приведет к аналогичному результату. Единственным выходом из сложившейся ситуации является организация байпаса ВЗП-УТК с подачей в УТ. В данном случае в УТ поступает смесь нагретой воды в УТК (~40°С) и обратной сетевой воды. Температура воды перед УТ может корректироваться в зависимости от температуры уходящих газов и температуры обратной сетевой воды. Таким образом, мы незначительно снижаем температурный напор между теплоносителей и уходящими газами, но значительно повышаем расход теплоносителя, что в конечном итоге дает существенное увеличение теплопроизводительности УТ.
Схема 5. Увеличение нагрузки УТК. Проведенные расчеты по выше обозначенной схеме показали оптимальную с точки зрения теплопроизводительности загрузку УТ и низкую загрузку УТК. Таким образом, имеющийся потенциал конденсации уходящих газов не используется. Он может быть использован только низкотемпературным потребителем (НТП), которым может быть тепловой насос (ТН) или абсорбционно-холодильная машина (АБХМ) для дальнейшего изменения потенциала разных теплоносителей, системы приточной вентиляции (необходим будет повышенный расход теплоносителя), системы теплых полов, системы подогрева исходной воды перед водоподготовкой (рис. 1).
В данной работе рассмотрен самый распространенный случай с открытой системой теплоснабжения города, где величина подпитки тепловой сети существенна. Как показывают проведенные расчеты доля энергетического эффекта от использования нагрузки горячего водоснабжения (ГВС) в данной схеме составляет в зависимости от нагрузки котла от 50 до 60% от общего технически достигаемого результата, что является существенным фактором при принятии решения о внедрении данной технологии. Данная схема позволяет осуществлять регулировку распределения теплоносителя между элементами схемы, определять загрузку каждого элемента, находить граничные значения, проводить конструктивную и режимную оптимизацию.
Таким образом, имеющийся потенциал конденсации уходящих газов не используется. Он может быть использован только низкотемпературным потребителем (НТП), которым может быть тепловой насос (ТН) или абсорбционно-холодильная машина (АБХМ) для дальнейшего изменения потенциала разных теплоносителей, системы приточной вентиляции (необходим будет повышенный расход теплоносителя), системы теплых полов, системы подогрева исходной воды перед водоподготовкой. Интенсификация
процессов охлаждения продуктов сгорания и конденсации содержащихся в них водяных паров достигается разбиением подаваемой сверху воды на мелкие капли в рассекателе, чем достигается максимальная поверхность контакта [13 - 15].
природный газ В,
►"< ► < гг
15
^п22 вП2 ввзп
1ВЗП
Воздух на горение
1.2
3
Рис. 1.
Визуальное отображение связей математической модели
Подогретая таким образом вода служит промежуточным теплоносителем между дымовыми газами и сетевой водой. Температура ее на входе в теплообменник должна быть выше температуры сетевой воды не менее, чем на 5 °С, однако фактическое ее значение ограничено температурой точки росы дымовых газов. В случае реализации данной схемы достаточно высокая эффективность установки будет достигаться, если температура обратной сетевой воды не превышает 45°С. При большей температуре доля водяных паров, которые будут конденсироваться, существенно снижается, что, в свою очередь, уменьшает эффективность рекуперации тепла.
Описание расчетной модели котельного агрегата с охлаждением уходящих
газов
Блок-схема расчетной модели котельного агрегата с подключенной схемой утилизации теплоты уходящих газов представлена на рис. 2. Модель включает несколько блоков со взаимным влиянием друг на друга и объединенных в единую расчетную схему.
Рис. 2. Принципиальная блок-схема расчетной модели Блок «Исходные данные»
в
Блок содержит данные, вводимые вручную на основании режимных параметров работы источника теплоснабжения:
- тепловые нагрузки (переменная величина, зависящая от температуры наружного воздуха, региона размещения, вида нагрузки и т.д.);
- температура наружного воздуха (средняя температура текущего месяца, фактическая температура или на расчетный период);
- температурный график качественного отпуска тепловой энергии с источника теплоснабжения;
- расход сетевой воды в тепловой сети (возможно определение расчетным путем);
- энергетические характеристики котельного агрегата (задаются на основании результатов режимно-наладочных испытаний);
- доля тепловых потерь и собственных нужд в общем количестве вырабатываемого тепла (принимается на основании результатов обследований, расчетным путем, по отчетным данным предприятия и др.).
Блок «Теплогенератор»
Блок включает математический аппарат, необходимый для определения объемов и параметров уходящих дымовых газов исходя из требуемых величин (необходимость покрытия нагрузки с определёнными параметрами):
- расход топлива в соответствии с требуемой тепловой нагрузкой;
- расход воздуха, необходимый для процесса горения;
- температура и состав уходящих газов;
- количество водяных паров в уходящих газах.
Блок «Воздухоподогреватель»
Блок включает расчеты по определению параметров и объемов обратной сетевой воды, подаваемой на нагрев дутья (наружного воздуха), а также параметры воздуха после подогрева и увлажнения. Возможно задание постоянных (требуемых) величин: температура обратной сетевой воды за подогревателем, температура воздуха за подогревателем и т.д.
Блок «Охладитель дымовых»
Блок включает расчеты по определению параметров и объемов теплоносителей, участвующих в процессе теплообмена. Возможно применение в качестве постоянной величины температуры дымовых газов за охладителем, рассчитанной таким образом, чтобы ее значение было максимально близким к температуре точки росы.
Блок «Конденсер»
Блок включает расчеты по определению параметров и объемов теплоносителей, участвующих в процессах тепломассообмена. Порядок расчета зависит от выбранной технологической схемы конденсера: контактной или поверхностной. В ходе расчета определяются:
- расход воды, необходимый для конденсации паров и охлаждения газов до заданной температуры;
- температуры воды на входе и выходе теплообменника;
- температура и влажность уходящих газов на выходе;
- количество утилизируемой теплоты;
- температурный напор между охлаждаемым газом и водой;
- коэффициент теплопередачи теплообменного аппарата;
- поверхность нагрева теплообменного аппарата (для поверхностного конденсора);
Блок «Выброс газов»
В ходе расчета определяются:
- количество, состав и параметры уходящих газов;
- количество вредных веществ в выбросах.
Блок «Потребители»
В этом блоке определяется потенциал использования полученной при утилизации теплоты для нагрева низкотемпературных и высокотемпературных теплоносителей. В ходе расчета определяются:
- объемы и начальные параметры низкотемпературных теплоносителей;
- количество теплоты, требуемое для их нагрева до нужной температуры;
- поверхности теплообмена дополнительных подогревателей (при необходимости).
Тепловая мощность котла равна полезному отпуску с учетом потерь в тепловых сетях
и собственных нужд котельной. Работа одного котла ограничена нагрузкой 100 Гкал/ч. В случае превышения заданной нагрузки предусматриваются включение других теплогенераторов. Ряд расчетных характеристик котла принят согласно режимной карте и аппроксимирован в виде соответствующих функций (рис. 3).
о
^^»Сум Ото! парная на 1ительно-1 рузка ентиляди знная наг] »узка
Теш узка горя1 опотери к 1его водо( собствен набжения \ые нужд| >1
-21
-25
-29
7 3 -1-5 -9 -13 -17
Температура наружного воздуха, °С
Рис. 3. Зависимость тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха
На рис. 4 представлен график тепловой мощности отдельных узлов от тепловой нагрузки котельной установки. При этом установлено, что увлажнение дутьевого воздуха оказывает значительное влияние на показатели работы котла с подключенной системой глубокой утилизации теплоты уходящих дымовых газов.
% о
X
3"
УТ
^ ВЗП
30 40 50 60 70 80 90 100
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
Рис. 4. Тепловая нагрузка отдельных узлов котельного агрегата
Проведенные расчеты по выше обозначенной модели показали оптимальную с точки зрения теплопроизводительности загрузку УТ (утилизатора теплоты), УТК (утилизатора теплоты конденсации), ТОА (теплообменного аппарата для подогрева подпитки), ВЗП (воздухоподогревателя). Уходящие дымовые газы забираются из газохода за котлом и подаются на утилизацию в охладитель дымовых газов, где охлаждаются до температуры близкой к температуре точки росы (примерно 52 °С). Далее охлажденные дымовые газы направляются в конденсационную часть утилизатора, где осуществляется конденсация водяных паров. Осушенные дымовые газы посредством дымососа удаляются в атмосферу. Схема утилизации теплоты дымовых газов выполняется таким образом, что газы забираются из одного работающего котла, а удаляются через дымовую трубу соседнего неработающего котла. Схема позволяет осуществлять реверсивную подачу дымовых газов на утилизацию и далее в атмосферу, используя пару котлов, стоящих рядом. Утилизируемое тепло дымовых газов передается обратной сетевой воде. Поступающая из тепловой сети обратная вода перед утилизацией разделяется на несколько частей. Основная часть (примерно 86 %) поступает непосредственно на вход котла. Другая часть подается на воздухоподогреватель, где ее температура снижается до 20 °С, чтобы интенсифицировать процесс конденсации водяных паров из дымовых газов в утилизаторе.
В первую очередь увлажнение воздуха увеличивает влагосодержание уходящих газов, что сказывается на величине температуры точки росы и, следовательно, на процессы тепломассообмена в конденсационной части утилизатора. Кроме того, подача увлажненного воздуха приводит к снижению температуры горения и подавлению количества
образующихся вредных веществ, в первую очередь оксидов азота. Ниже представлен анализ зависимости различных параметров процесса глубокой утилизации теплоты уходящих газов от величины увлажнения исходного воздуха при его предварительном нагреве до 30 °С. На рис. 5 представлены показатели эффективности увлажнения при номинальной нагрузке котла ПТВМ-100.
о
Утилиз ация
Конде! -взп 1сатор
100
500
600
200 300 400
Увлажнение, кг/ч
Рис. 5 Зависимость тепловой мощности утилизатора от расхода орошаемой воды
Анализ полученных результатов вычислений показывает, что увлажнение исходного воздуха практически не влияет на величину снимаемой теплоты при утилизации в охладителе дымовых газов, но значительно повышает значение теплоты, снимаемой в конденсаторе. В то же время, повышение степени увлажнения за счет расхода орошаемой воды значительно увеличивает нагрузку на воздухоподогреватель (электроэнергия на привод насоса, восполнение уноса воды и пр.). В результате суммарный эффект как в натуральном выражении, так и в процентном при увлажнении несколько падает. Положительным эффектом от увлажнения является значительное сокращение выбросов оксидов азота. Окончательное решение о целесообразности и степени увлажнения исходного воздуха необходимо делать на основании сравнения экономических показателей.
Увлажнение воздуха, подаваемого на горение, не должно влиять на надежность работы элементов котла и газоотводящего тракта. В существующем положении технологический процесс горения осуществляется с подмешиванием рециркуляционных дымовых газов, имеющих влагосодержание порядка 100 г/кг сухих газов. Увлажненный воздух достигает влагосодержания около 10 г/кг сухого воздуха, то есть в 10 раз меньше. Дымовые газы удаляются из котла с высокой температурой, исключающей выпадение конденсата на конвективных поверхностях котла и газоходах за котлом до утилизационной установки. После охлаждения температура и влажность конденсата снижаются, этот процесс завершается с переходом газов в дымовую трубу, выполненную из стеклопластика. Эти трубы имеют повышенную стойкость к воздействию агрессивных сред и коррозии.
Принципиальная тепловая схема установки, состоящей из двух котлов ПТВМ-100 представлена на рис. 6. Наружный воздух, подаваемый на горение, предварительно нагревается в калориферной секции воздухоподогревателя ВЗП.1 и увлажняется в секции орошения ВЗП.2 после чего вентиляторной установкой ВЗП.З подается в воздушный коллектор. Коллектор расположен снаружи здания котельной вдоль линии приемных камер, которые подключены к коллектору отдельными патрубками. Из приемных камер воздух по существующим подпольным каналам подается на всас дутьевых вентиляторов, расположенных по обе стороны каждого котла.
Для нагрева воздуха используется часть обратной сетевой воды, расход которой регулируется таким образом, чтобы ее температура за воздухоподогревателем составляла 20 °С. Увлажнение воздуха осуществляется конденсатом, выделяющимся из дымовых газов. Распыление конденсата в камере орошения производится через форсунки. Количество форсунок и расход конденсата на увлажнение определяются расчетом в зависимости от расхода воздуха на горение. При изменяющемся расходе воздуха количество распыляемого конденсата должно регулироваться. Воздухоподогреватель может быть дополнен секцией второго подогрева для повышения температуры воздуха после увлажнения. Вентилятор наружного воздуха должен быть оснащен частотно-регулируемым приводом для поддержания постоянного давления в воздушном коллекторе.
Рис. 6 Принципиальная тепловая схема установки утилизации с двумя котлами ПТВМ-100: Д - дымосос; ВЗП - воздухоподогреватель в составе: ВЗП.1 - калориферная секция; ВЗП.2 - секция орошения; ВЗП.З - вентиляторная секция; СН - сетевой насос; НП -
низкопотенциальный потребитель; ТНП - теплообменник низкопотенциальных потребителей; ННП - циркуляционный насос низкопотенциальных потребителей; ДГ -дымовые газы; У1 - охладитель дымовых газов; У2 - конденсационный утилизатор; ВК -воздушный коллектор; ВХ - воздух; Т1 - подающий трубопровод сетевой воды; Т2 -обратный трубопровод сетевой воды; Т8 - трубопровод конденсата; Т2.1 - обратная сетевая вода на воздухоподогреватель; Т2.2 - обратная сетевая вода на охладитель дымовых газов
Уходящие дымовые газы забираются из газохода за котлом и подаются на утилизацию в охладитель дымовых газов У.1, где охлаждаются до температуры близкой к температуре точки росы (примерно 52 °С). Далее охлажденные дымовые газы направляются в конденсационную часть утилизатора У.2, где осуществляется конденсация водяных паров. Осушенные дымовые газы посредством дымососа удаляются в атмосферу. Схема утилизации теплоты дымовых газов выполняется таким образом, что газы забираются из одного работающего котла, а удаляются через дымовую трубу соседнего неработающего котла. Схема позволяет осуществлять реверсивную подачу дымовых газов на утилизацию и далее в атмосферу, используя пару котлов, стоящих рядом. Утилизируемое тепло дымовых газов передается обратной сетевой воде. Поступающая из тепловой сети обратная вода перед утилизацией разделяется на несколько частей. Основная часть (примерно 86 %) поступает непосредственно на вход котла. Другая часть подается на воздухоподогреватель, где ее температура снижается до 20 °С, чтобы интенсифицировать процесс конденсации водяных паров из дымовых газов в утилизаторе У.2. Кроме того, некоторый объем обратной воды подается в охладитель У.1 для предварительного охлаждения дымовых газов в сухом виде.
Перед утилизатором У. 1 оба потока воды смешиваются, а после него подогретая вода подается в основной поток обратной воды на входе в котел. При наличии низкопотенциальных потребителей они нагреваются водой за утилизатором У.2 в теплообменнике ТНП. Вода, нагревающая низкопотенциальных потребителей, циркулирует через теплообменник ТНП, тем самым увеличивая объем воды в утилизаторе У.2 и, соответственно, повышая теплосъем в конденсационной части утилизатора. Циркуляция низкопотенциального потребителя осуществляется собственным насосом потребителя, в зависимости от его назначения. Образующийся конденсат, частично может использоваться для увлажнения воздуха, а также подаваться на подпитку тепловой сети после очистки от растворенных в нем газов.
Экономическая модель процесса глубокой утилизации теплоты дымовых газов
Экономичность реализации проекта глубокой утилизации теплоты уходящих дымовых газов зависит от стоимости выбранного оборудования. Основные требования, предъявляемые к оборудованию: надежность, безопасность в эксплуатации, удобство в обслуживании, простота монтажа, российское производство, сертификация. В данном расчете упор сделан на отечественное серийное оборудование, хорошо зарекомендовавшее себя в других отраслях промышленности.
В качестве базового оборудования выбраны центральные кондиционеры, которые выпускаются в виде отдельных секций с типовым рядом по воздуху от 10 до 250 тыс. м3/ч.
Кондиционеры могут работать как в номинальном режиме, так и с максимальной производительностью по воздуху. Отличие кондиционеров максимальной производительности состоит в том, что при сохранении габаритных размеров увеличивается производительность по воздуху в 1,25 раза, что позволяет улучшить показатели по занимаемой площади и объему. Температурные условия работы кондиционеров сопоставимы с условиями работы воздухоподогревателя и утилизатора. В составе кондиционера имеются секции поверхностных подогревателей, выполненных из калориферов, и секции массообмена в виде оросительной камеры с распылением воды форсунками. Каждая секция формируется под конкретную производительность. Установки кондиционирования автоматизированы с регулированием по воде или по воздуху, оснащены приборами учета и контроля параметров. Отечественной промышленностью выпускаются кондиционеры двух типов: КТЦ-3А фирмы НПЦ «Вектор-Кондвент» и КЦКП (кондиционеры центральные каркасно-панельные).
Основными элементами установки глубокой утилизации теплоты дымовых газов являются: воздухоподогреватель, охладитель дымовых газов, конденсационный утилизатор, дымосос. К вспомогательному оборудованию относятся узлы и линии электроснабжения, приборы контроля и средства автоматики, трубопроводная и газовоздушная арматура. Исходный воздух подсасывается с улицы дутьевым вентилятором и затем подогревается в секционном воздухоподогревателе до температуры 30-35 °С. После воздухоподогревателя воздух подается в коллектор, к которому подключены существующие приемные камеры. Из коллектора воздух по воздуховодам подается на всас дутьевых вентиляторов. Охлажденная вода поступает в конденсационный утилизатор. Основными элементами воздухоподогревателя служат секции центрального кондиционера КТЦ3-160: производительность по воздуху 160 тыс. м3/ч.
Воздухоподогреватель может быть выполнен в двух вариантах: без увлажнения и с увлажнением воздуха. В базовом варианте предлагается следующий состав установки: приемная камера, фильтр, камера обслуживания, блок калориферов, оросительная камера, вентиляторная секция. Оросительная камера марки ОКФ-3 выбирается по размерам кондиционера КТЦ3-160, так как удовлетворяет по проходному сечению воздуха. Камера предназначена для осуществления политропических и адиабатических процессов тепловлажностной обработки воздуха. Технические характеристики: производительность по воздуху 160 000 м3/ч, исполнение двухрядное, количество стояков в одном ряду 18, всего 36 шт., количество форсунок всего 432 шт., масса 3655 кг.
Для подачи воздуха в объеме 137000 м3/ч выбирается вентилятор ВД-20 с электродвигателем 5AM280S10. Характеристики вентилятора: производительность номинальная 160 000 м3/ч, номинальное создаваемое давление 800 Па (80 кгс/м2), номинальная электрическая мощность двигателя 37 кВт. Для удаления дымовых газов в объеме 160 000 м3/ч выбирается дымосос ДН-22 с электродвигателем 5AM315S8. Характеристики дымососа: производительность номинальная 160 000 м3/ч, номинальное создаваемое давление 3200 Па (320 кгс/м2), номинальная электрическая мощность двигателя 90 кВт.
Охладитель дымовых газов представляет собой поверхностный теплообменник аналогичный воздухоподогревателю и выполненный на базе блока калориферов кондиционера КТЦ3-160. Других секций не предусмотрено. Конструкция и габаритные размеры охладителя дымовых газов примерно одинаковы с конструкцией воздухоподогревателя. Производительность кондиционера КТЦ3-160 удовлетворяет фактические расходы воздуха и дымовых газов. Расчетная поверхность нагрева воздухоподогревателя составила 1200 м2, поверхность охладителя газов 1500 м2. Учитывая, что стандартная поверхность нагрева воздухоподогревателя выбрана с запасом, можно в первом приближении принять, что ее будет достаточно и для охладителя газов. Этим достигается еще один важный момент - унификация применяемого оборудования.
Конденсационный утилизатор, устанавливаемый для утилизации теплоты конденсата, образующегося из дымовых газов, может быть выполнен в двух вариантах: в виде поверхностного теплообменника, в виде контактного теплообменника. В качестве поверхностного теплообменника может быть использована калориферная секция кондиционера КТЦ3-160, аналогичная воздухоподогревателю и охладителю газов. Требуемая теплообменная поверхность конденсационного утилизатора составляет 1500 м2, что практически равно поверхности нагрева охладителя дымовых газов. В первом приближении можно принять их равными и выполнить оба теплообменника одинаковыми. В качестве теплообменника контактного типа предлагается использовать блоки тепломасообмена (ТМО) кондиционера КТЦ3-160. Блок ТМО предназначен для
адиабатического охлаждения и осушения дымовых газов с помощью поверхностного теплообменника, а также оросительной системы. Аэродинамическое сопротивление блока равно 280 Па.
Экономический эффект, получаемый в денежном выражении, учитывал стоимость энергоносителей, их рабочие характеристики и время использования, стоимость дополнительного оборудования. Источники цен, рассмотренные при проведении расчетов: стеклопластиковые трубы стоимость прокладки согласно ФЕР 22-01-027, воздуховодная обвязка кондиционера из оцинкованной стали ФЕР 20-01-001-01, металлоконструкции (площадки обслуживания, лестницы, опоры) ФЕРм 38-01-003-01, трубопроводы для обвязки теплообменников ФЕР16-02-006-05 300-9008, дымосос ДН-22, двигатель ДАЗ04-450Х-8, кондиционер КТЦ-160, вентилятор ВД-20. При расчете учтен прогноз изменения тарифов на энергоносители и воду.
Оценка экономической эффективности определяется как стоимость сэкономленного топлива - природного газа, полученного при внедрении конденсационной установки. Для котельной установки с тепловой мощностью 100 Гкал/ч (котел ПТВМ-100) составлялся тепловой баланс котла с подключенной утилизационной установкой и сравнивался с фактическим тепловым балансом. В приходной части баланса отражалась тепловая энергия, полученная при сжигании топлива и тепловая энергия, полученная в утилизационной установке. В расходной части баланса отражалась теплота, отпущенная в сеть (потребление и тепловые потери) и расход теплоты на собственные нужды.
Сравнение полученных результатов проводилось с показателями работы источника по выработке тепловой энергии и расходу газа. Годовой энергетический и экономический эффекты определялись как сумма месячных эффектов, при этом принимались одинаковыми количество вырабатываемой тепловой энергии и расходы на собственные нужды. Также выбирались одинаковыми режимные показатели: температуры и расходы воды в сети. Годовой экономический эффект определялся как экономия топлива, полученная в течение всего года эксплуатации установки. Экономия топлива рассчитывалась отдельно для зимних и летних месяцев (табл. 1).
Таблица 1
Экономические показатели реализации проекта
Обозн. Полной название Крит. эффект. Ед. изм. Значение
Я Ставка дисконтирования - % 16,0
С Годовой экономический эффект - тыс. руб./год 15 945,1
С Капитальные затраты - тыс. руб./год 56 000,0
Т0 Год начала реализации проекта - год 2020
Т Срок реализации проекта - год 15
МРУ Чистый дисконтированный доход >0 тыс. руб. 45 710,8
Р1 Индекс прибыльности >1 б/р 1,7
1ЯЯ Внутренняя норма доходности Ж % 32,4
ВРР Дисконтированный срок окупаемости <7 лет 4,9
Е Простой срок окупаемости - лет 3,5
Заключение
На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:
- Анализ работы газифицированных котельных установок, оснащенных технологией глубокого охлаждения (ниже точки росы) продуктов сгорания, показывает, что это является реальным путем существенного улучшения использования топлива. Практически доказано, что снижение температуры уходящих газов на 2-4 °С дает повышение коэффициента использования топлива установки на 1 %.
- Для глубокой утилизации теплоты дымовых газов применяются два основных способа: контактный с орошением уходящих газов нагреваемой водой и поверхностный, по которому газы и нагреваемый теплоноситель разделены теплообменной поверхностью. В качестве теплоносителя в поверхностных теплообменниках могут служить воздух (воздухоподогреватель) или вода (экономайзер).
- По качеству нагретой воды преимуществами обладают поверхностные теплообменники и КТАНы, поскольку нагреваемая вода и газы в них не контактируют друг с другом. Поверхностные конденсационные теплоутилизаторы проще в обслуживании (не требуют подачи орошающей воды в определенном соотношении с расходом дымовых газов). По интенсивности теплообмена, компактности, аэродинамическому сопротивлению оба типа теплообменников (поверхностные и контактные) примерно равноценны.
- В конденсационных теплообменниках наряду с охлаждением продуктов сгорания происходит снижение содержания в уходящих газах оксидов азота и углекислого газа.
- Для эффективного охлаждения дымовых газов и получения дополнительной теплоты за счет конденсации водяных паров на источнике необходимо иметь теплоноситель с температурой ниже точки росы дымовых газов и в объеме, достаточном для утилизации максимума теплоты, содержащейся в дымовых газах.
- Наибольший энергетический эффект достигается при ступенчатом охлаждении дымовых газов, причем на каждой ступени подбирается теплоноситель с температурой нагрева, обеспечивающей максимальный теплосъем при минимальной теплообменной поверхности.
Литература
1. Михин А.А., Сергеев В.В. Моделирование конденсационной установки в среде ASPEN PLUS. Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2019; 21(6):84-92.
2. Кудинов А.А., Зиганшина С.К. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. М.: Машиностроение, 2011. 374 с.
3. Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2 (23).
4. Михин А.А., Сергеев В.В. Расчет энергетического баланса установки конденсации дымовых газов. Труды пятнадцатой всероссийской (седьмой международной) научно -технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2020» - Иваново: ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», 2020, Том 1, с. 114.
5. Жигурс А., Церс А., Плискачев С. Опыт АО «Ригас Силтумс» в реконструкции водогрейных котлов КВГМ-50 и КВГМ-100 //Новости теплоснабжения. 2009, № 4. С. 34-39.
6. Шадек Е., Маршак Б., Крыкин И., Горшков В. Конденсационный теплообменник -утилизатор - модернизация котельных установок // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 3 (24).
7. EPSRC thermal management of Industrial processes // Review of Industrial Condensing Boilers (Technology & Cost). 2010.
8. Burns, J.M., Tsou, J. Modular steam condenser replacements using corrosion resistant high performance stainless steel tubing. http://www.plymouth.com/brochures.aspx
9. Che, D., Liu, Y., Gao, C. Evaluation of retrofitting a conventional natural gas fired boiler into a condensing boiler. Energy Conversion & Management. 2004, 45, 3251-3266.
10. Hasan, A.; Kurnitski, J.; Jokiranta, K. A combined low temperature water heating system consisting of radiators and floor heating. Energy and Buildings. 2009, 41, 470-479.
11. Dan-Teodor Balanescu, Vlad-Mario Homutescu Study on condensing boiler technology potential accounting various fuels. Procedia Manufacturing .2019. V.32. p.504-512.
12. Satyavada H., Baldi S., A Novel Modelling Approach for Condensing Boilers Based on Hybrid Dynamical Systems, Machines. 2016.V.4(2). p 10.
13. Doherty, P.S.; Srivastava, N.; Riffat, S.B.; Tucker, R. Flue gas sorption heat recovery -experimental test and modelling results. Journal of the Energy Institute. 2006, V.79/ P. 2-11.
14. Kovacevic M., Lambic M., Radovanovic L, et al. Increasing the Efficiency by Retrofitting Gas Boilers into a Condensing Heat Exchanger, Energy Sources Part B-Economics Planning and Polic. 2017. V12 (5). Pp. 470-479.
15. Vigants G, Galindoms G, Veidenbergs I, et al. Efficiency diagram for district heating system with gas condensing unit. Energy Procedia 2015. V.72. pp. 119-26.
Авторы публикации
Мухаметова Лилия Рафаэльевна - канд. экон. наук, доцент кафедры Экономики и организации производства, Казанский государственный энергетический университет.
Ахметова Ирина Гареевна - д-р техн. наук, заведующий кафедрой Экономики и организации
производства, проректор по НР Казанский государственный энергетический университет.
.Михин Антон Александрович - аспирант, Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, г. Санкт-Петербург, Россия.
References
1. Mikhin AA., Sergeev VV. Simulation of a condensation plant in the aspen plus environment. News of higher educational institutions. ENERGY PROBLEM. 2019; 21(6):84-92.
2. Kudinov AA., Ziganshina SK. energy Saving in heat power engineering and heat technologies. Moscow: Mashinostroenie. 2011. 374 p.
3. Shadek E, Marshak B, Anokhin A, Gorshkov V. Deep utilization of heat from waste gases of heat generators. Industrial and heating boilers and mini-CHPP. 2014;2 (23).
4. Mikhin AA, Sergeev VV. Calculation of the energy balance of the flue gas condensation unit. Proceedings of the fifteenth all-Russian (seventh international) scientific and technical conference of students, postgraduates and young scientists "Energia-2020" - Ivanovo: Ivanovo state power engineering University named After V. I. Lenin, 2020;1: 114.
5. Zhigurs A, Tsers A, Pliskachev S. Experience of Rigas siltums JSC in reconstruction of KVGM-50 and KVGM-100 hot water boilers. Heat supply news. 2009;4:34-39.
6. Shadek E., Marshak B., Krykin I., Gorshkov V. Condensation heat exchanger-utilizer-modernization of boiler installations. Industrial and heating boilers and mini-thermal power plants. 2014;3(24).
7. EPSRC thermal management of Industrial processes over view of industrial condensing boilers (technology and cost). 2010.
8. Burns JM, Tsou J. Modular steam condenser replacements using corrosion-resistant highperformance stainless steel pipes. http://www.plymouth.com/brochures.aspx.
9. Che D, Liu Y, Gao C. evaluation of upgrading a conventional natural gas boiler to a condensing boiler. Energy conversion And Management. 2004;45:3251-3266.
10. Hasan A, Kurnitsky Ya, Jokiranta K. combined low-temperature water heating system consisting of radiators and Underfloor heating. Energy and buildings. 2009;41:470-479.
11. Dan-Teodor Balenescu, Vlad-Mario. Homutescu research on the technology of condensing boilers taking into account the potential of various types of fuel. Procedia Manufacturing. 2019;32:504-512.
12. Satyavada H, Baldi S, a Novel Modeling Approach for Condensing Boilers Based on Hybrid Dynamical Systems, Machines. 2016;4 (2): 10.
13. Doherty P.S, Srivastava N, Riffat SB, Tucker R. Sorption heat recovery of flue gases -experimental tests and simulation results. Journal of the energy Institute. 2006;79:2-11.
14. Kovacevic M.,. Lambic M, Radovanovic L, et al., increasing efficiency by modernizing gas boilers to condensing heat exchanger, energy sources. Economics planning and policy. 2017;5(12):470-479.
15. Vigants g, Galindos g, Wagenberg and Vigants e, Blumberg D. diagram the efficiency of centralized heat supply system with gazokondensatnoe installation. Energy Procedure 2015;72:119-26.
Authors of the publication
Mukhametova Liliya Rafaelevna - Kazan state power engineering university, Kazan, Russia. Akhmetova Irina Gareevna - Kazan state power engineering university, Kazan, Russia. Anton A. Mikhin - Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, Saint Petersburg, Russia Поступила в редакцию 09 декабря 2020г.
