CC BY
127
УДК 62-61
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Г.В. Лепеш1, С.К. Лунева2
Санкт-Петербургский государственный экономический университет (СПбГЭУ)
191023, Санкт-Петербург, ул. Садовая, 21
Изложены основы снижения тепловых потерь и повышения энергоэффективности топливо сжигающих установок. Проведена оценка эффективности ряда мероприятий по энергосбережению и энергоэффективности.
Ключевые слова: энергоэффективность, утилизация тепловой энергии, рекурперация, конденсация, турболизация потока.
INCREASE IN ENERGY EFFICIENCY OF FUEL AND ENERGY INSTALLATIONS
G.V. Lepesh, S.K. Luneva
St. Petersburg State Economic University (SPbGEU) 191023, St. Petersburg, st.Sadovaya, 21 Bases of decrease in thermal losses and increase in energy efficiency fuel of the burning installations are stated. Assessment of efficiency of a number of actions for energy saving and energy efficiency is carried out.
Keywords: energy efficiency, utilization of thermal energy, rekurperation, condensation, stream turboliza-
tion.
Введение
Современный этап развития российской и мировой экономики напрямую связан с повышением энергоэффективности технологических процессов и производств и энергосбережением во всех сферах деятельности, обусловленных с одной стороны энергетической безопасностью, а с другой - экологическими факторами загрязнения природы промышленными отходами и парниковыми газами.
Принятые в российском законодательстве [1 - 4] нормы и индикаторы на современном этапе диктуют необходимость введения превентивных мер по повышению энергоэффективности и энергосбережению для повышения конкурентоспособности национальной экономики и снижения собственной энергетической безопасности.
В основе стратегий повышения энергоэффективности топливно-энергетических установок может лежать повышение эффективности сжигания топлив для получения тепловой энергии и сокращение потерь тепловой энергии через стены или с дымовыми газами.
Тепловая энергия, выделяемая при сгорании топлива и является мерой наибольшей
энергии, которая может быть использована непосредственно или сообщена рабочему телу для преобразована в другие виды энергии. Количество энергии, которое может быть выделено в процессе горения определяет теплопроиз-водительность (тепловую ценность) топлива. Тепловую ценность топлива принято характеризовать его теплотворной способностью Q, выражаемой в ккал/кг (Дж/кг) или ккал/м3 (Дж/м3).
Для расчета содержания полезной энергии в топливе используется низшая теплота сгорания топлива (НТС), называемая также низшей теплотворной способностью или теплотой сгорания нетто (см. табл. 1). Эта величина представляет собой теплоту, получаемую в результате сгорания (окисления) топлива при условии, что образующийся при этом водяной пар остается в газообразном состоянии, не конденсируясь в воду. Это соответствует реальным условиям котлов, где водяной пар не охлаждается до точки росы, и скрытая теплота его конденсации недоступна для полезного использования.
1 Лепеш Григорий Васильевич - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой Машины и оборудование бытового и жилищно-коммунального назначения, СПбГЭУ, тел.:+7 921 751 2829,е-таИ: gregoryl@yandex. гы ;
2Лунева Светлана Курусовна - доцент кафедры Машины и оборудование бытового и жилищно-
коммунального назначения, СПбГЭУ, тел.:+7 911 915 1670,е-таИ: [email protected]
В некоторых странах (США и др.) странах используется высшая теплота сгорания топлива (ВТС), называемая также высшей теплотворной способностью или теплотой сгорания брутто (см. табл.1). Эта величина включает в себя скрытую теплоту конденсации пара, и
КПД, рассчитываемый на ее основе, ни при каких условиях не может превысить теоретического предела в 100%. ВТСсух представляет собой ВТС топлива, не содержащего воды или водяного пара, а ВТСШ относится к топливу с некоторым содержанием влаги.
Таблица 1 - Примеры значений высшей и низшей теплоты сгорания для различных видов топлива [7]
Топливо Влажность (% мокрого веса) Содержание водорода (кгН/кг топл.) ВТСсух (МДж/кг) ВТСвл (МДж/кг) НТСсух (МДж/кг) НТСвл (МДж/кг) НТСвл/ ВТСвл (безразм.)
Битуминозныйуголь 2 4,7 29,6 29,0 28,7 28,1 0,968
Природный газ 1 (Уренгой, Россия) 0 54,6 54,6 49,2 49,2 0,901
Природный газ 2 (Канзас, США) 0 47,3 54,6 42,7 42,7 0,903
Тяжелый мазут 0,3 10,1 43,1 43,0 40,9 40,8 0,949
Легкий мазут 0,01 13,7 46,0 46,0 43,0 43,0 0,935
Сосновая кора не-высушен. 60 5,9 21,3 8,5 20 6,5 0,767
Сосновая кора высушен. 30 5,9 21,3 14,9 20 13,3 0,890
Природный газ 1: СН4 (97,1 объемн. %), С2Н6 (0,8%), С3Н8 (0,2%), С4Н10 (0,1%), И2 (0,9 %), С02 (0,1 %)
Природный газ 2: СН4 (84,1 объемн. %), С2Н6 (6,7%), С3Н8 (0,3%), С4Н10 (0,0%), И2 (8,3 %), С02(0,7 %)
Полнота сгорания топлива
Распределение вносимой в топку теплоты (рис.1) на полезно используемую и тепловые потери производится путем составления теплового баланса [7].
Рисунок 1 - Энергетический баланс топливо-сжигающей установки: а) - баланс энергии; б) - схема распределения тепловых потоков
Для большей части достаточно сухих и малосернистых твёрдых топлив принимается Qр = QH, а для газового топлива - Qр = Qв.
Для твердых топлив с высоким содержанием влаги и жидких топлив учитывается физическая теплота топлива 1т, которая зависит от температуры и теплоёмкости поступающего на горение топлива:
где ст - удельная теплоемкость топлива, кДж/(кгХ°С); ,• Ьт - температура топлива, °С.
Располагаемая теплота Qр расходуется на производство полезной теплоты Q1 и тепловые потери на 1 кг твердого или жидкого топлива либо на 1 м3 газообразного топлива:
Qр = Ql+Q2 + Qз + + Qв, (3)
где Q1 - полезно используемая теплота; Q2 -потери теплоты с уходящимигазами; ^-потери теплоты с химической неполнотой сгорания топлива; - потери теплоты с механической неполнотой сгорания; Q5- потеритеплоты в окружающую среду через обмуровку; Q6 - потери с физическойтеплотой шлака.
Разделив правую и левую части формулы теплового баланса на Qр и умножив на100 %, получим уравнения теплового баланса в следующем виде:
41+42 + 4з + 44+45 + 46=100 %, (4) где ц1 - доля полезно использованной теплоты, %, Ц2 - Цб - потеритеплоты, выраженные в %.
Коэффициент полезного действия котла:
= 100 - (Ц1+Ц2 + 43 + 44+45 + 4в), %.
(5)
Большая часть теплоты, вносимой в топку, воспринимается поверхностями нагрева и передается рабочему телу. За счет этой теплоты производится подогрев воды до темпера-
туры кипения, ее испарение и перегрев пара. Это полезно используемая теплота. Остальная часть составляет тепловые потери.
В процессе сгорания топлива могут оставаться несгоревшие газообразные горючие компоненты СО, Н2, СН4 (продукты химического недожога), догорание которых за пределами топочной камеры вследствие низких температур практически невозможно. Химическая неполнота сгорания топлива может являться следствием:
-общего (или местного) недостатка воздуха (а<1);
-плохого смесеобразования (способ сжигания топлива, конструкция горелочного устройства);
-низких значений температуры или времени пребывания газов в объёме топки и невозможности в связи с этим завершения реакции горения).
Из-за определенных трудностей в организации процесса полного перемешивания топлива с воздухом в рабочем объеме топок могут появиться области, где будет ощущаться местный недостаток или избыток окислителя - воздуха. В результате этого качество (полнота) горения ухудшается. Поэтому в реальных условиях воздух для горения топлива подается в большем количестве по сравнению с его теоретическим количеством V0. Отношение действительного количества воздуха Уд, подаваемого в топку, к теоретически необходимому и называется коэффициентом избытка окислителя (воздуха): а =
Коэффициент избытка окислителя а для горючей стехиометрической смеси равен единице. Слишком низкий расход воздуха приводит к затуханию пламени и необходимости повторного зажигания, что может вызывать обратные удары пламени и, как следствие, повреждение оборудования. При проектировании и тепловом расчете топок или других камер сгорания значение а выбирают в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания и конструктивных особенностей топочных камер. Значение а колеблется в пределах 1,02 - 1,5. Смесь с а< 1 (избыток горючего) называется богатой, при а> 1 (избыток окислителя) - бедной.
Коэффициент избытка воздуха в топке а выбирается в зависимости от:
- вида топлива (теплотехнических характеристик топлива);
- способа сжигания;
- конструкции топки;
- способа образования горючей смеси (конструкции горелки) и др.
Определяющими факторами при выборе оптимального значения коэффициента избытка воздуха являются минимальные суммарные потери тепла.
Потери теплоты с химическим недожогом зависят от вида топлива, способа его сжигания, конструкции горелок, аэродинамики камеры сгорания и принимаются на основании опыта эксплуатации котельных агрегатов.
Потери теплоты с химическим недожогом определяются суммарной теплотой сгорания продуктов неполного окисления горючей массы топлива:
.. (126,4СО + 358,8СН4 +\ , Чз = УСг ( 107,9Н2 4 ) 100/^,
%, (6) где СО, Н2, СН4- объёмные концентрации продуктов неполного сгорания топлива в сухих продуктах сгорания, %; Усг - объем сухих продуктов сгорания, м3/кг.
Потери теплоты с химическим недожогом зависят от коэффициента избытка воздуха (рис. 2) и нагрузки топочного устройства (рис.
3).
Наличие химического недожога при а= 1 определяется несовершенством аэродинамики современных горелочных устройств и камер сгорания, не позволяющих достичь идеального (на молекулярном уровне) перемешивания топлива с воздухом. При коэффициенте избытка воздуха акр (кривая ^3) химический недожог не возникает. Обычно акр = 1,02^1,03, что и характеризует степень аэродинамического несовершенства горелочного устройства.
Механический недожог имеет место при сжигании твёрдых топлив (торфа, углей, сланцев) представляет собой коксовые частицы, которые покидают зону высоких температур, не успев полностью догореть. Механический недожог при сжигании газа и мазута может иметь место также в виде твердых частиц или сажи, возникающих в высокотемпературной зоне при недостатке кислорода.
В нормальных условиях эксплуатации потери с механическим недожогом при сжигании твердых топлив составляют Ц4 = 0,5^5 %. При сжигании газа и мазута потери с недожогом невелики (как правило, менее 1%).
^ 2
£ о
н к л 5Т
н о
с
42
КПД
Чз 45 44
1 /
\7— /
V -
о4
1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 Коэффициент избытка воздуха
ка воздуха подающегося через патрубок 5, в вихревой трубе 1. При этом на выходе из насадка образуется вихрь, в центральной части которого создается пониженное давление, побуждающее к движению в зону горения газ через патрубок 6 и газовую камеру 2. В зоне патрубка происходит интенсивное перемешивание газа с вращающимся потоком воздуха.
Важной особенностью струйно-нишевых горелок является способность поддерживать устойчивость пламени при любом давлении газа, что значительно расширяет возможности регулирования производства тепловой энергии.
При этом достигаются следующие экономические, экологические и эргономические показатели:
Рисунок 2 - Зависимость потерь теплоты и КПД от коэффициента избытка воздуха
х1
о4
КПД
Ч21
7-
44,
45
о4
Рисунок 4 - Схема конструкции вихревых газовых горелок: 1 - воздушная камера; 2 - газовая камера; 3 - завихритель; 4 - насадок горелки; 5 -воздушный патрубок; 6 - газовый патрубок; 7 -смотровая труба
20 100
60
80
Рисунок 3 - Зависимость потерь теплоты и КПД от тепловой мощности котла
Обеспечение необходимого качества горючей смеси, т.е. близкой к стехиометриче-ской, связан с необходимостью интенсификации процесса смешения горючего и окислителя. При сжигании газа процесс смешения связан с затратами энергии на подачу воздуха и газа и интенсификацию смешивания путем продувки через относительно небольшие отверстия газовых горелок, оказывающих аэродинамическое сопротивление процессу.
Наиболее эффективной по отношению к указанным особенностям - является струйно-нишевая газовая горелка (рис.4), принцип действия которой основан на известном вихревом эффекте. Вихрь образуется при повороте пото-
1. Снижение удельных затрат природного газа от 5% до 10% за счет оптимизации топочного процесса, снижения потерь тепла и повышения КПД.
2. Снижение удельных затрат электроэнергии на привод тягодутьевых средств до 20% - за счет низкого аэродинамического сопротивления горелочного устройства.
3. Снижение уровня выбросов токсичных веществ NОх и СО - за счет повышения качества сгорания и снижения потребления газа.
4. Работа в широком диапазоне давления газа в (низкое до 500 мм. в. ст, среднее до 2500 мм.в.ст.).
5. Высокая равномерность распределения температурного поля в топочном пространстве.
6. Снижение звукового давления (уровня шума) до 75 - 79 Дб.
Суммарный экономический эффект от замены существующих горелочных устройств
на более эффективные, обеспечивающие струйно-нишевую технологию будет складываться из эффекта от экономии природного газа при замене горелок
АВг = кг •В (7)
и эффекта автоматизация процесса горения
АВа = кА •В , (8)
где: В [тыс.м3] - годовое потребление топлива на выработку тепловой энергии; кг и кА - коэффициенты экономии топлива при внедрении соответствующих мероприятий.
При этом годовая экономия в денежном выражении, тыс. руб:
АЭ = (АВг + АВа) • ТВ; где Тв \руб/мъ] - стоимость природного газа.
Рассмотрим пример6: Пусть известны:
- годовое потребление газового топлива котельной В = 3457 тыс. м3
- тариф на газовое топливо Тв = 3,78 руб/м3.
Тогда экономия топлива при замене горелок на струйно-нишевые с учетом коэффициента снижения потребления топлива кг = 3%
составит, тыс. м3: АВг = кг • В = 0,03 ■ 3457 = 103,71. г г
Расчетная экономия природного газа при внедрении системы автоматизации горения при кА = 4%: АВа = кА -В = 0,04 • 3457 = 138,28 тыс. м3.
Годовая экономия в денежном выражении: АЭ = (АВГ + АВа) • ТВ = (103,71 + 138,28) X 3,78 = 914,72 тыс. руб.
Для оценки инвестиционной привлекательности мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности используем такой критерий, как простой срок окупаемости:
ор = I™/ , (9)
где: - экономия в период времени (на этапе £), тыс. руб; 1пи - инвестиции (капитальные вложения) в проект, тыс. руб.
Очевидно, что объем инвестиций в данные мероприятия, исходя из необходимости переоборудования трех котлоагрегатов, составит:
1ПР = Ы(Сг +СА), (10)
где: N [шт.] - количество котлов; Сг \тыс. руб]
- капитальные вложения в мероприятие «Замена горелочных устройств», включающие закупку оборудование, демонтаж старых горелок, установка и пусконаладка новых; С а \тыс. руб]
- капитальные затраты мероприятия "Автоматизация горения", включающие проект системы
6 Из материалов ВЭШ СПбГЭУ
автоматизации, стоимость оборудование, монтаж и наладку.
Подсчитаем: 1пу = М(СГ + Са) = 3 • (956 + 184) = 3420 тыс. руб.
Простой срок окупаемости комплекса, при условии, что годовая экономия при реализации мероприятий "Замена горелочных устройств" и "Автоматизация горения" для газовой котельной за отопительный период достигается в размере АЭ =914,72 тыс. руб , составит:
0р = ¡ПУ/АЭ = 3420/91^72 = 3,74 лет.
Т.е., срок окупаемости в данном случае составляет 4 года.
Рассмотрим пример7 достижения экономии топлива (мазута) за счет повышения эффективности его сгорания, и также как в предыдущем примере, как следствие, сокращения потребления мазута на выработку необходимого количества тепловой энергии. Известно, что сравнение скорости горения безводного и эмульгированного топлива показывает, что эмульгированное топливо при оптимальном уровне водности и оптимальной степени дисперсности водной фазы сгорает быстрее безводного. Результатом эмульгирования является уменьшение размеров капель мазута, что положительно сказывается на его горении. Физический эффект данного процесса объясняется особенностями горения капли - тем, что мелкодисперсные фракции обладают большей площадью горения и меньшей толщиной горящего слоя (рис.5).
При сжигании водо-мазутной эмульсии в котлоагрегатах и печах возможна экономия порядка 10% мазута по сравнению со сжиганием безводного топлива, а затраты дополнительной энергии на процесс эмульгирования - незначительные.
Кроме того, одним из факторов, определяющих эффективность использования водо-топливных эмульсий в котельно-топочных процессах, является возможность на их основе решать ряд экологических проблем. Применение ВТЭ сокращает выход в газовых выбросах N0%, примерно в 3 ^ 4 раза снижает выброс сажи, уменьшает выход СО в среднем на 50%, бензопирена в 2 ^ 3 раза и т.д. Наибольший экономический эффект и одновременное снижение газовых выбросов обеспечивает добавление в топливо 10 ^ 15% воды, а наибольший экологический эффект в части утилизации загрязненных органическими продуктами вод реализуется при уровне водной фазы до 50%.
7 Из материалов ВЭШ СПбГЭУ
Толщина сгорающего слоя I
Рисунок 5 - Механизм горения капли жидкого топлива: а) - исходный продукт; б) - после эмульгации; р - радиус капли; СТ, С02 - объемная концентрация топлива (пары) и окислителя (кислород)
Это объясняется тем, что при горении водной эм ульсии вода испаряется, не вступая в химическуию реакцию. На испарение воды тратится большое количество энергии, выделяемой при горенбии мазута (скрытая теплота паробра-зования воды при атмосферном давлении р= 2480 кДж\ кг.
Прпеимущества системы топливоподачи с эмульгиррованием мазута очевидны еще потому, что: о
1. Сивстема эмульгации встраивается в действующо ую схему топливоподачи.
2. Нед требуются дополнительные площади.
3. Реаализовано автоматическое регулирование и я поддержание заданной водности эмульсии.
4. Непрерывность, надежность и простота полученияе эмульсии.
5. Обреспечение возможности перехода с эмульсии ена основное топливо без остановки топливосждигающего агрегата.
Поа данным, предоставляемым производителями чи поставщиками оборудования для эмульгироавания мазута известно о 10% снижении потре бления топлива, однако опыт внедрения даннодго мероприятия на котельных показывает, чтао фактическая экономия топлива составляет 4-6%.
Пунсть известны следующие данные:
- годыовое потребление жидкого топлива (мазута) В = 505 т;
- тариф на топливо Т = 9615 руб/т.
Необходимо произвести расчет эффективности мероприятия при условии экономия
топлива при внедрении системы эмульгирования мазута с учетом коэффициента снижения потребления топлива к = 4%.
Как и в предыдущем случае получим:
АВ = к • В = 0,04 • 505 = 20,2 т.
Годовая экономия в денежном выражении при стоимости топочного мазута Т = 9615 руб/т, тыс. руб.:
АЭ = АВ • Т • 10-3 = 20,2 • 9615 • 10-3 = 194,223 тыс. руб.
Если объем инвестиций в данное мероприятие, исходя из совокупных затрат на разработку проекта системы эмульгирования, покупки и монтажа оборудования, составит I пи = 700 тыс. руб, то срок окупаемости мероприятия, по аналогии с предыдущим примером:
0Р=1пи/АЭ = 700/194,223 = 3,6 года.
Т.е., срок окупаемости составляет 4 года.
Срок службы системы эмульгирования мазута составляет 15 лет. Таким образом, за 15 лет использования эмульгатора организация получает доход в размере 194,223 • 15 - 700 = 2213,345 тыс. руб =2 млн 213 тыс 345 руб.
Одним из перспективных направлений повышения эффективности сжигания топлива является кислородное сжигание. Здесь в качестве окислителя при сжигании вместо атмосферного воздуха используется кислород, производимый на самом предприятии или закупаемый у внешнего поставщика (последний вариант имеет место чаще).
С данным методом связаны различные преимущества:
-повышенное содержание кислорода приводит к увеличению температуры сгорания и количества тепла, передаваемого технологическому процессу, что способствует уменьшению доли несгоревшего (не полностью сгоревшего) топлива и повышению КПД с одновременным сокращением выбросов №0Х;
-поскольку атмосферный воздух на 80% состоит из азота, переход к кислородному сжиганию приводит к соответствующему сокращению массового расхода подаваемых и отходящих газов;
-сокращение массового расхода дымовых газов может привести к снижению требуемой мощности газоочистных систем (например, пылеулавливающего оборудования или систем очистки дымовых газов от NОх, если необходимость в таких системах сохраняется) и соответствующего энергопотребления.
Для непосредственного использования тепла дымовых газов с целью подогрева воздуха горения в промышленных печах применяют рекуперативные и регенеративные горелки (рис.6). Как правило, они могут использоваться при высокой рабочей температуре технологического процесса (700^1100°С). Однако такая технология энергосбережения может быть реализована и как для сжигания топлива в котельных, так и в небольших топливных когенераци-онных газодинамических импульсных установках.
Регенеративные горелки устанавливаются парами и работают, поочередно переключаясь по принципу краткосрочной аккумуляции энергии дымовых газов (рис.6), проходящих через горелку, в керамических регенераторах тепла. Когда первая горелка работает, вторая выключена и через нее проходят горячие дымовые газы, при этом происходит нагрев регенеративной насадки. После нагрева насадки, через нее подается воздух горения. Проходя через регенеративную насадку, воздух нагревается и после этого поступает на сжигание топлива. После включения второй горелки, первая горелка выключается и начинается цикл нагрева ее регенеративной насадки. Циклы постоянно повторяются. Регенеративные горелки позволяют утилизировать до 85^90% тепла отходящих дымовых газов. Потребление топлива при этом может быть снижено на величину до 60% \1].
окисления топлива, при горении требуется определённое количество избыточного, по сравнению со стехиометрическим процессом, воздуха. Однако слишком большого избытка
тоже быть не должно, т.к. эффективность горения снизится вследствие того, что выделившаяся при горении теплота будет излишне расходоваться на подогрев дымовых газов, количество которых, как и содержание в них кислорода будет при этом расти.
Аккумулятор тепла (регенератор)
Перепускной
Частота переключения - 30 ^ 60 с.
Рисунок 6 - Схема работы регенеративной горелки
Для того чтобы добиться полного С целью увеличения температуры горения и коэффициента полезного действия котла современные котельные установки оборудованы воздухоподогревателями. В котлы для лучшего сгорания топлива направляется подогретый воздух от воздухоподогревателя.
Подогрев воздуха перед подачей его в топку для горения эффективно для всех топлив, но наибольший экономический эффект достигается при сжигании топлив с низкой теплотой горения. Теплота вносится в топочную камеру с подогретым воздухом, увеличивая имеющуюся теплоту топлива. Поступления потока теплоты в топку с топливом и воздухом увеличивает теоретическую температуру горения, т.е. теплоту сгорания топлива, что особенно важно при сжигании топлив с низкой теплотой сгорания. Повышение теоретической температуры горения значительно увеличивает радиационный теплообмен в топке, повышает температуру отходящих газов на выходе из топки, т.е. температурный напор в газоходе, что способствует интенсификации конвективного теплообмена между продуктами сгорания топлива и поверхностями нагрева котла, а также при этом уменьшаются потери теплоты от химического и механического недожога.
Таким образом, повышение температуры подогрева воздуха вызывает повышение температуры горения, что в целом приводит к снижению потери эксергии \7] при горении.
Еще одной НДТ рекомендовано справочным документом [7] является предвари-
тельный подогрев воздуха до очень высоких температур перед высокоскоростным вдуванием в топку, что обеспечивает полное сгорание топлива при очень низких уровнях кислорода. Результатом является более медленное и дли-
тельное горение, более низкая максимальная температура горения и более равномерное распределение температур, чем в традиционных печах (рис.7).
Рисунок 7 - Схема беспламенного горения топлива
Отсутствие пиков температуры при беспламенном сжигании позволяет достигать больших средних температур в печах без локального перегрева футеровки вблизи горелок. В результате интенсивность передачи тепла к обрабатываемой продукции может быть значительно увеличена, а уровень шума - существенно снижен.
Область применения этой технологии на сегодня ограничена крупными промышленными печами.
Результатом таких условий сжигания является: энергосбережение в объеме 9^40%;сокращение выбросов Ы0Х на 60 ^ 80%.
Таким образом, обеспечивается энергосбережение посредством ограничения расхода воздуха горения и оптимизации расхода топлива, что позволяет оптимизировать процесс сжигания и ограничить производство тепла реальными потребностями технологических процессов.
Наибольшая энергоэффективность топ-ливосжигающей установки обеспечивается путем оптимизации как самого процесса сжигания. Так и других процессов, обеспечивающих сохранение полученной теплоты и передачи ее технологическому процессу. В условиях переменной производительности установки это возможно путем автоматизированного контроля и управления параметрами процесса. Автоматизированное управление процессом сжи-
гания может осуществляться посредством мониторинга и регулирования таких параметров, как расход топлива и воздуха горения, содержание кислорода в дымовых газах, а также потребность технологических процессов в тепловой энергии.
Определить, какое количество воздуха необходимо, можно только тогда, когда известны средние рабочие параметры горелки и измерено относительное количество кислорода или углекислого газа в дымовых газах. Помимо этого, оптимальное количество избыточного воздуха меняется во время работы горелки в зависимости от количества кислорода, необходимого для идеального окисления топлива.
Поэтому точное количество воздуха, которое необходимо подать на горелку, зависит от количества кислорода, содержащегося в воздухе, и от свойств используемого в данный момент топлива. В частности, количество воздуха зависит от следующих параметров:
• Температура воздуха, участвующего в горении, увеличение температуры воздуха на 10° С соответствует уменьшению плотности воздуха на 3%, а содержание кислорода в воздухе уменьшается приблизительно на 0,6%;
• Атмосферное давление воздуха, при уменьшении атмосферного давления на 10 мбар плотность воздуха уменьшается примерно на 1% и, следовательно, содержание кислорода в воздухе снижается примерно на 0,2%;
• Теплота сгорания топлива: при увеличении теплоты сгорания топлива на 5%, потребность в кислороде увеличивается на 1%;
• Расход, температура и давление топлива;
• Тяга в дымоходе и аэродинамическое сопротивление в камере сгорания;
• Температура распыления.
Снижение температуры дымовых газов
Наибольшими из потерь в котельном агрегате, как правило, являются потери теплоты с уходящими газами:
42 = (1ух - aухIy0х)/Qр (100 - Ча), %,
(11)
где: 1ух и ¡ух - соответственно, энтальпия уходящих газов и теоретического количества холодного воздуха; аух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.
Одним из вариантов сокращения потерь тепловой энергии в процессе сгорания является снижение температуры дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу. Это может быть достигнуто посредством [5 - 7]:
• подбора оптимальных размеров и других характеристик оборудования исходя из требуемой максимальной мощности с учетом расчетного запаса надежности;
• интенсификации передачи тепла технологическому процессу посредством увеличения удельного потока тепла (в частности, при помощи завихрителей - турбулизаторов, увеличивающих турбулентность потоков рабочего тела) [8], увеличения площади или усовершенствования поверхностей теплообмена;
• рекуперации тепла дымовых газов с использованием дополнительного технологического процесса (например, производства пара при помощи экономайзера [5]);
• установки подогревателя воздуха или воды, или организации предварительного подогрева топлива за счет тепла дымовых газов. Следует отметить, что подогрев воздуха может быть необходим, если технологический процесс требует высокой температуры пламени (например, в стекольном или цементном производстве). Подогретая вода может использоваться для питания котла или в системах горячего водоснабжения (в т.ч. централизованного отопления);
• очистки поверхностей теплообмена от накапливающейся золы и частиц углерода с целью поддержания высокой теплопроводности. В частности, в конвекционной зоне могут периодически использоваться сажесдуватели. Очистка поверхностей теплообмена в зоне го-
рения, как правило, осуществляется во время остановки оборудования для осмотра и ТО, однако в некоторых случаях используется очистка без остановки (например, в нагревателях на НПЗ);
• обеспечение уровня производства тепла, соответствующего существующим потребностям (не превышающего их). Тепловую мощность котла можно регулировать, например, посредством подбора оптимальной пропускной способности форсунок для жидкого топлива или оптимального давления, под которым подается газообразное топливо.
Для расчета потерь тепла с дымовыми газами широко используется формула Зигерта
\7]:
W=Q2/ =42/ =с-(Тд-Тв)/ = /(}г = /ч1 = с /%со2,
(12)
где: Шр- потери тепла с дымовыми газами (в процентах от общей теплоты сгорания топлива); с - коэффициент Зигерта (табл. 1); Тд- измеренная температура дымовых газов ,°С; Тв -измеренная температура поступающего воздуха, °С ;%С02 - измеренная концентрация СО2 в дымовых газах, %.
Таблица 2 - Коэффициент Зигерта \7]
Рассмотрим пример. Дымовые газы парового котла, использующего высококачественный природный газ, имеют следующие характеристики: Тд= 240 °С и %С02 = 9, 8%. С целью повышения энергоэффективности воздухозаборник, ранее находившийся снаружи котельной, переносится под потолок помещения.
Пусть средняя температура наружного воздуха в отопительный период составляет -5 °С, а среднегодовая температура воздуха под потолком котельной равна +30°С.
Коэффициент Зигерта в данном случае составляет:
с =0,390 + 0,00860 •9,8 = 0,4743.
Тип топлива Коэффициент Зигерта
Антрацит 0,6459 + 0,0000220 -Тд + 0,00473 ■ %со2
Тяжёлое топливо 0,5374 + 0,0000181-Тр + 0,00717 ■ %со2
Жидкое нефтяное топливо 0,5374 + 0,0000171 ■ Гд + 0,00774 ■ %С02
Природный газ (НТС) 0,385 + 0,00870 • %С02
Природный газ (ВТС) 0,390 + 0,00860 • %С02
До переноса воздухозаборника потери тепла с дымовыми газами составляли: Жд = 0,4743 • (240 + 5)/9,8 = 11,86 %.
После переноса воздухозаборника потери тепла с дымовыми газами составляют: ЖД = 0,4743 • (240 - 30) /9,8 = 10,2 %.
Это соответствует повышению КПД системы сжигания на 1,66% в результате простого мероприятия - переноса воздухозаборника.
Для котла мощностью 15 МВт может быть достигнуто энергосбережение в объеме более 4-х ГВт ч/год, экономический эффект в размере более 5 млн руб/год (при тарифе 1280 руб/ГВт), а также снижение выбросов С02 на 800 т/год.
Наилучшей доступной технологией (НДТ) [7] подогрева входящего в топку котла воздуха является технология, обеспечивающая его подогрев теплом уходящих дымовых газов. Пределы подогрева определяются возможными температурами максимального нагрева воздуха, допустимого охлаждения дымовых газов и конструкцией топочного устройства.
Например, подогрев воздуха в слоевых топочных устройствах во избежание повреждения их конструкций не превышает 200 ^ 250 °С и для некоторых сортов топлива, сжигаемых в этих топках, вообще не нужен. Подогрев воздуха для твердых топлив, сжигаемых в камерных топках, доходит до 350 ^ 450°С. Следует иметь в виду, что дымовые газы из-за их большей теплоемкости и количества по сравнению с воздухом охлаждаются медленней, чем нагревается воздух. При охлаждении дымовых газов на 1,0 ° С воздух нагревается на 1,2 -Н,5°С, что уменьшает величину температурного напора.
Применения данного метода наиболее эффективно в высокотемпературных отопительных системах, например системах с теплогенераторами на диатермическом масле. Действительно, в таких случаях теплоноситель подогревается до температуры более 300° С, и, следовательно, дымовые газы имеют достаточно высокую температуру на выходе из теплогенератора. Как правило, воздух, участвующий в горении, подогревают до температуры приблизительно 150°С. При современном уровне эксплуатации котельных температура выбрасываемых газов ограничивается по соображениям возможной конденсации влаги в дымовой трубе. При конденсации резко возрастают коррозионные процессы в связи с высокой агрессивностью конденсата, причем для серосодержащих топлив температура точки росы составляет 120 ^ 130 °С. Следовательно, повышение эффективности утилизации теплоты дымовыми газами в значительной степени зависит от тех-
нического уровня применяемого оборудования, в частности, применения антикоррозионных материалов.
Возврат тепла осуществляется за счёт теплообмена между воздухом и дымовыми газами, который обеспечивается в специальном теплообменнике (воздухоподогревателе), установленном внутри дымохода. Количество полученной теплоты пропорционально массовому расходу воздуха, участвующему в процессе теплообмена, то есть, проходящего через воздухоподогреватель. В среднем, с помощью этого метода КПД теплогенератора вырастет на 8%.
Для эффективной работы газового теплогенератора необходимо увеличивать тепло-передающую способность потоков. В связи с ограниченностью габаритных размеров устройства наиболее рациональным решением является интенсификация теплопередающей способности за счет увеличения теплопередающей площади (рис.8 а) и турбулизации потока (рис.8 б), а также путем увеличения теплового напора. При этом рекомендуется устанавливать воздухоподогреватель таким образом, чтобы нагреваемый воздух двигался навстречу дымовым газам либо омывал поверхность теплообмена под разными углами. Эффективность теплообмена в этом случае возрастает [8].
В случае применения турбулизатора-теплообменника интенсификация передачи тепла дымовых газов через стенку производится за счет винтового оребрения на стороне движения воздушного потока. Что позволяет увеличить площадь теплообмена и повышение теплопередающей характеристики за счет закручивания потока. При этом необходимо учитывать условие возникновения дополнительного сопротивления, соотношение коэффициента сопротивления к гладкой трубе не должно превышать увеличения теплоотдачи относительно гладкой трубы.
Тепловые потери с уходящими газами можно определить по формуле:
Чух = ЦухСРух^ух, (13)
где: Ууц- объем уходящих газов, м3; СРуХ - объемная теплоемкость уходящих газов,
3
кДж/(м К); Ьух - температура уходящих газов, ° С.
тепла, необходимое для нагревания единицы массы вещества на 1 ° С. За единицу массы вещества в технических расчетах принимают 1 кмоль, 1 кг и 1 м3 при нормальных условиях (для газов). В соответствии с этим различают теплоемкость мольную, массовую и объемную. Массовая теплоемкость С равна
мольной делённой на молекулярный вес данного вещества М. Объемная теплоемкость Ср газа равна мольной теплоемкости, деленной на объем 1 моля идеального газа в кубометрах при нормальных условиях, т. е. на 22,41. Следовательно, мольная, массовая и объемная теплоемкости газов связаны уравнением:
а)
б)
Рисунок 8 - Схема утилизации тепла дымовых газов: а) - пластинчатый теплообменник; б) - тур-булизатор-теплообменник.
Теплоемкостью называется количество ¡лс = С^М = СР-22,41. (14)
Отсюда объемная теплоемкость газообразных продуктов сгорания топлива:
СР ■= С • М/22,41- (15)
Теплоемкость газа зависит от того, в каких условиях осуществляется его нагревание (или охлаждение) - при постоянном давлении или при постоянном объеме. При нагревании газа при постоянном давлении затрачивается энергия на расширение газа. Вследствие этого теплоемкость при постоянном давлении больше теплоемкости при постоянном объеме.
Подсчитывая эффективность использования топлива в печах и котлах, обычно попользуют значения теплоемкости при постоян-
ном давлении. Средняя теплоемкость - количество теплоты, необходимое для изменения температуры единицы массы (или объема) вещества на 1 град в заданном температурном интервале.
Теплоемкость возрастает с повышением температуры, поэтому при нагреве воздуха или топлива от температуры ^ до температуры Ь2 истинная теплоемкость при температуре Ь2 больше истинной теплоемкости при температуре а средняя теплоемкость от до Ь2 больше истинной теплоемкости при температуре но меньше истинной теплоемкости при температуре Ь2. При определении эффективности использования топлива и подсчетах располагаемого тепла продуктов сгорания обычно применяют средние теплоемкости.
При сгорании антрацита, тощих каменных углей и других видов топлива с высоким содержанием углерода образуются продукты сгорания, близкие по составу к продуктам сгорания углерода.
При сгорании водорода по уравнению 42Н2 + 2102 + 79П2 = 42Н20 + 79П2
(16)
на каждый объем Н2О приходится 799/= 1,88 объема азота.
В продуктах сгорания природного, сжиженного и коксового газов, жидкого топлива, дров, торфа, бурого угля, длиннопламенного и газового каменного угля и других видов топлива со значительным содержанием водорода в горючей массе образуется большое количество водяного пара, иногда превышающее объем СО2. Присутствие влаги в топливе, естественно, повышает содержание водяного пара в продуктах сгорания.
Поскольку содержание СО2 в десятки раз превышает содержание Б02, а объемные теплоемкости их мало различаются, при подсчете теплоемкости продуктов сгорания обычно исходят из содержания в них К02, т. е. суммы СО2 и Б02, принимая теплоемкость Я02 равной теплоемкости СО2.
В соответствии с этим теплоёмкость продуктов сгорания равна:
С = 0,01(Сс02Я02 + СН20Н20 + с^2), ккал/(м3°С). (17)
Колебания в теплоемкости у продуктов сгорания различных видов топлива сравнительно невелики. У твердого топлива с высоким содержанием влаги (дрова, торф, бурые угли и т. д.) теплоемкость продуктов сгорания в том же температурном интервале выше, чем у топлива с малым содержанием влаги (антрацита, каменных углей, мазута, природного газа и
т. д.). Это объясняется тем, что при сгорании топлива с высоким содержанием влаги в продуктах сгорания повышается содержание водяного пара, обладающего более высокой теплоемкостью по сравнению с двухатомным газом -азотом.
Увеличение содержания влаги в топливе повышает теплоемкость продуктов сгорания вследствие повышения содержания в них водяного пара в том же температурном интервале, по сравнению с теплоемкостью продуктов сгорания топлива с меньшим содержанием влаги, и одновременно с этим понижает температуру горения топлива вследствие увеличения объема продуктов сгорания за счет водяного пара.
При сгорании углерода топлива в воздухе по уравнению (21 С + 21 02 + 79 N = 21 С02 + 79 Л2)
(18)
на каждый объем С02 в продуктах сгорания приходится 79/21 =3,76 объема N2.
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания 1 кг твердого, жидкого или 1 м3 газообразного топлива определяется по сумме энтальпий газообразных продуктов сгорания, входящих в состав дымовых газов.
Энтальпия воздуха, кДж/м3 (при коэффициенте избытка воздуха а),
/ = а • V • С • Ь
1вз 'вз ^вз l-вз,
(19)
где Свз- теплоемкость воздуха, кДж/(м3К), при его температуре £вз , °С; Vвз- теоретический объем воздуха.
Энтальпия газообразных продуктов сгорания, кДж/м3 (при а = 1),
¿г(а = 1) = (Уя02 СС02 + VN2 СЛТ2 +
^оС^о) Ьт. (20) где Сс02, СМ СН о - средние объемные теплоемкости двуокиси углерода, азота и водяных паров при постоянном давлении и температуре, кДж/(м3К).
Энтальпия дымовых газов, кДж/м3 , при
а > 1
¿г = ¿г(а = 1) + (а - 1)Увз • Свз • ¿г.
(21)
Теплоемкость газов изменяется в зависимости от их температуры. Средние объемные значения теплоемкости для воздуха и компонент дымовых газов приведены в таблице 2.10 [5, стр.82].
Например, требуется определить энтальпию уходящих дымовых газов при температуре 200°С и коэффициенте избытка воздуха за котлом аух = 1,4 для топлива, с составом (СР=52,1%; НР = 3,8%; 5^=2,9%; NР = 1,1%; 0Р=9,1%).
Определим теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания топлива данного состава:
V0 = 0,0889(СР + 0,3755£) + 0,265НР -0,033 0Р = 0,0889 (52,1 + 0,375 • 2,9) + 0,265 • 3,8 - 0,0333 • 9,1 = 5,03 м3/кг.
Подставляя данные из примера в формулы (2.7), (2.9) и (2.10) [5, стр.22,23] получим
- объем трехатомных газов УКог.
^2 = 1,866'Ср + 0,3755Р/100 =
1,866 52,1 + 0,375 • 2,9/100 = 0,99 м3/кг;
- теоретический объем водяных паров без учета расхода пара на форсунки
V0^o = 0,111 НР+ 0,0124 ЖР +
0,0161 V0=0,111 • 3,8 + 0,0124 9,1 + 0,0161 • 5,03 = 0,62 м3/кг;
-теоретический объем азота
= 0,79V0 + 0,8 ^/100 • = 0,79 •
9,08 + 0,8 1,1Д^ . = 3,98 м3/кг;
Пользуясь таблицей 2.7 [5, стр.62], определяющей НТС компонент по формуле (20), получим (при а = 1): ¿Г(а = 1) =
^до^сс^ + + ^о^о^г =
(0,99 • 1,789 + 3,98 • 1,308 + 0,62 • 1,523)^200 = 1584 кДж/кг, или ¿г(а = 1)= (0,99^0,4269 4+3,98^0,3122+0,62^0,3636> 200 = 378 ккал/кг.
Энтальпия газов при а = 1,4 будет равна
¿г = ¿г(а = 1) + (а - ^О^з • Свз • ¿г =
1584 + (1,4 - 1) 5,03 • 1,308 • 200 = 2110кДж/кг, или ¿г = 378 + (1,4 - 1) 5,03 • 0,3122 • 200 = 503 ккал/кг.
Тепловые потери с уходящими газами могут составлять 60^75 %. Средняя температура уходящих газов в печах достигает 500^1350 °С, в сушильных установках - 150^450 °С.
Экономия топлива может быть определена по следующей формуле (в процентах по отношению к расходу топлива при работе без
подогрева воздуха):
э = ,.100«2/^1/[1-£г/.1 (22)
где: ¿1 - энтальпия дымовых газов в топке (может быть получена путем деления теплоты сгорания топлива на объем дымовых газов, получающихся при сжигании 1 кг жидкого топлива или - 1 м3 газа), кДж/м3; ¿2 - энтальпия дымовых газов на выходе из печи, кДж/м3; ^ - отношение энтальпии подогретого воздуха к энтальпии уходящих из печи дымовых газов (степень рекуперации тепловой энергии):
И
— ^з
• вз/
^ Лух
(23)
здесь Увз и Уух - соответственно объем воздуха и дымовых газов, приходящихся на 1 кг жидкого или на 1 м3 газового топлива; Iв и ¿ух - соответственно энтальпия нагретого воздуха, поступающего в печь, и энтальпия дымовых газов, покидающих ее:
Уух = У°ух + У°вз{а-1) (24)
здесь У0вз^а-1) и У0ух - теоретические объемы воздуха и дымовых газов (при а = 1), м3.
Экономия топлива
^Н + ^вз ^ух}
(25)
где: - теплота сгорания топлива, кДж/кг,
кДж/м; 1вз - энтальпия подогретого воздуха, отнесенная к единице объема или массы топлива, кДж/м3, кДж/кг; ¿^ - энтальпия уходящих
дымовых газов, кДж/м .
Как правило, потери тепла с уходящими дымовыми газами определяются в ккал/ч в соответствии с температурой и составом дымовых газов, например, по формуле:
Я = (УС02 • Ссо2 + УН20 • СН2о +
ум2 • см2^ + Уо2 • Со2) • tд, ккал/ч, где:УСо2, ^н2о, , Уо2 - объёмные расходы продуктов сгорания СО2, Н2О, N2, 02м3/ч; , СН20, СМ2, С0г - средние удельные теплоёмкости продуктов сгорания СО2, Н2О, N2 и 02,ккал/мъ; Ьд - температура уходящих газов, °С.
Рассмотрим пример, где топливосжига-ющая установка выбрасывает в атмосферу дымовые газы с температурой ¿д. = 240°С, в следующем составе: ^со2 = 27171 м3/ч; УН2о =62833м3/ч;У^ =253376м3/ч; У0г =11158 м3/ч. Средние удельные теплоемкости компонент состава газа при этом составляют: Ссо • = 0,404; СН20 = 0,366; СМ2 -=0,311; С0г -=02,321 ккал/(м3К), соответственно.
Тогда имеем: Qд = (27171 • 0,434 + 62833 • 0,366 + 253376 • 0,311 + 11158 • 0,321) • 240 = 28121040 ккал/ч« 28,12 Гкал/ч.
После установки подогревателя температура уходящих дымовых газов снизилась до Ьд.=120°С. Потеря тепла с уходящими дымовыми газами после воздухоподогревателя при Ьд.=120°С с учетом изменения теплоемкостей компонент состава газов составит:
£двв = (27171 • 0,410 + 61833 ■ 0,361 + 253376 • 0,309 + 11158 • 0,316) • 120 = 13877040 ккал/ч « 13,88 Гкал/ч.
Тепловая энергия дымовых газов, направленных на подогрев воздуха в воздухоподогревателе
ВВ
13877040 = 14244000 ккал/ч « 14,244 Гкал/ч.
Тепловая энергия, полезно используемая в воздухоподогревателе
Qn = QB •К, ккал/час, где К - коэффициент полезного действия воздухоподогревателя, равный 0,9.
QВ = 14244000 • 0,9 =
12819600 ккал/ч« 12,82 Гкал/ч.
Максимальная температура воздуха £гв после воздухоподогревателя определяется по формуле:
Г)В / _ Чп
£В =
г
% • св + ^
(26)
где, QВ - тепловая энергия, полезно используемая в воздухоподогревателе, ккал/ч; Уф - фактический расход воздуха, м3/К; св - средняя объёмная удельная теплоемкость воздуха, ккал/м3 ; - температура наружного воздуха равная, например 30 °С , тогда Ь^! =
/318880 • 0,312 + 30 = 158,9, °С.
Часовая экономия природного газа определяется по формуле
V -0%/ _ 12819600/
Упг = /(¿н = /8200 = 15634 ч.
Годовая экономия природного газа составит: 1563,4 • 24 • 330 = 12382128 м7ч.
Конденсация пара
В настоящее время температуру уходящих дымовых газов за котлом принимают не ниже 120 ^ 130°С по двум причинам: для исключения конденсации водяных паров на боровах, газоходах и дымовых трубах и для увеличения естественной тяги, снижающей напор дымососа. При этом теплоту уходящих газов и скрытую теплоту парообразования водяных паров можно полезно использовать. Использование теплоты уходящих дымовых газов и скрытой теплоты парообразования водяных паров называется методом глубокой утилизации теплоты дымовых газов. Существуют различные технологии реализации данного метода, апробированные в Российской Федерации и нашедшие массовое применение за рубежом. Метод глубокой утилизации теплоты дымовых газов позволяет увеличить КПД топливопо-требляющей установки на 2^3%, что соответствует снижению расхода топлива на 4^5 кг у.т. на 1 Гкал выработанного тепла.
На сегодняшний день подавляющее большинство водогрейных и паровых котельных агрегатов в нашей стране, сжигающих природный газ, не оснащены установками, использующими скрытую теплоту парообразова-
V = Qд - Qд = 28121040
Э = вз
ния водяных паров. Это тепло теряется вместе с уходящими газами.
В настоящее время применяются методы глубокой утилизации тепла уходящих газов (ВЭР) путем использования рекуперативных, смесительных, комбинированных аппаратов, работающих при различных приемах использования теплоты, содержащейся в уходящих газах.
Наиболее часто используемый метод глубокой утилизации тепла дымовых газов заключается в том, что продукты сгорания природного газа после котла (либо после водяного экономайзера) с температурой 130 ^ 150°С разделяются на два потока. Приблизительно 70 ^ 80% газов направляются по главному газоходу и поступают в конденсационный теплоутилиза-тор поверхностного типа, остальная часть газов направляется в байпасный газоход. В теплоути-лизаторе продукты сгорания охлаждаются до 40 ^ 50°С, при этом происходит конденсация части водяных паров, что позволяет полезно использовать как физическую теплоту дымовых газов, так и скрытую теплоту конденсации части содержащихся в них водяных паров. Охлажденные продукты сгорания после кап-леотделителя смешиваются с проходящими по байпасному газоходу неохлажденными продуктами сгорания и при температуре 65^70° С отводятся дымососом через дымовую трубу в атмосферу. В качестве нагреваемой среды в теп-лоутилизторе может использоваться исходная вода для нужд химводоподготовки или воздух, поступающий затем на горение. Для интенсификации теплообмена в теплоутилизаторе возможна подача выпара атмосферного деаэратора в основной газоход. Необходимо также отметить возможность использования сконденсировавшихся обессоленных водяных паров в качестве исходной воды. Результатом внедрения данного метода, является повышение КПД котла брутто на 2^3%, с учетом использования скрытой теплоты парообразования водяных паров.
Рассмотрим следующий пример. Пусть топливосжигающая установка обеспечивает конденсацию пара, находящегося в дымовых газах, например, за счет их охлаждения до температуры - ниже температуры конденсации в неком вторичном теплообменнике (рис.9). Водяной пар образуется при сгорании топлива в результате реакции с кислородом воздуха.
Центральным элементом каждого котла является теплообменник. В конденсационных котлах их два (рис.9).
Первичный функционирует так же, как и теплообменник традиционного котла. Прохо-
дящие через него продукты сгорания отдают основную часть своей энергии теплоносителю и всё ещё горячие следуют дальше. После этого к работе подключается вторичный теплообменник, называемый ещё конденсационным.
Для увеличения площади контакта пара с поверхностью вторичного теплообменника и повышения эффективности работы котла теплообменник выполнен в виде труб сложного сечения с дополнительными спиралевидными ребрами. Отходящие газы в этом теплообменнике охлаждаются обратной водой системы отопления до температуры ниже точки росы, одновременно нагревая теплоноситель. Чем ниже температура воды в обратном контуре, тем более полно происходит конденсация водяного пара, а значит, выше КПД котла и большая часть тепла будет возвращаться в систему.
Первичный теплообменник
Рисунок 9 - Схема конденсационного котла
Таким образом, в конденсационных котлах фактически происходит рекуперация, то есть возвращение части израсходованной в результате сгорания топлива энергии, высвобождающейся при конденсации водяного пара, для повторного использования. В традиционных котлах эта энергия улетучивается вместе с паром.
Кроме того, в конденсационных котлах используются высокотехнологичные горелки, которые обеспечивают непрерывный контроль соотношения газ/воздух, то есть оптимальные
пропорции топливно-воздушной смеси в любом режиме горения.
Поэтому при равнозначных условиях отопления экономичность конденсационного котла примерно на 15^20% выше обычного. Плюс выбросы в атмосферу вредных соединений сокращаются до 70%.
Поэтому конденсационные котлы наиболее рентабельны в низкотемпературных системах отопления, водяных тёплых полов с соотношением температуры исходящей и возвращающейся в котёл воды от +50 до +30° С. В сильные морозы, когда возвращаемая в котёл вода имеет температуру около 60оС, конденсации водяных паров не происходит и котёл работает по традиционной схеме.
В центральных регионах РФ отопительный сезон длится около 200 дней в году. Температура наружного воздуха ниже -22 ^ -25 °С
обычно держится на протяжении не более 10 ^ 25% этого периода по отношению к различным регионам страны. Всё остальное время конденсационный котёл будет работать, потребляя примерно на 15% меньше топлива, чем современные традиционные котлы.
Поскольку удельная теплота парообразования и конденсации воды г=2256 кДж/кг, находящейся в дымовых газах, будет возвращена, например, в систему отопления, то если рассчитывать КПД стандартного отопительного котла, при условии определения теплоты из низшей теплоты сгорания топлива (рис. 10), -получим максимальный КПД конденсационного котла 108 % , т.е. превышающий 100%. При этом учтено, что за счет конденсации пара в дымовых газах получено 15% дополнительной теплоты.
Рисунок 10- Схема расчета КПД конденсационного котла
Если же провести расчёт по высшей теплоте сгорания, картина изменится, и мы получим более привычные с физической точки зрения результаты КПД: традиционные котлы 72 ^ 75%, конденсационные 90 ^ 95%. То есть конденсационные котлы всё равно выигрывают в эффективности не менее чем на 15%.
Литература
1. Энергетическая стратегия России до 2030 г. (утв. Распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года N 1715-р).
2. ФЗ от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергоэффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ».
3. Госпрограмма РФ «Энергосбережение и повышение э/э на период до 2020 года» (утв. распоряжением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 2446-р).
4. Госпрограмма РФ «Энергоэффективность и развитие энергетики», (утв. распоряжением Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. № 512-р).
5. Лепеш Г.В. Техника и технология жизнеобеспечения зданий и сооружений / Г.В. Лепеш. - СПб.: Изд-во СПбГЭУ, 2014. - 330 с.
6. Лепеш, Г.В. Энергосбережение в системах жизнеобеспечения зданий и сооружений /Г.В. Лепеш. -СПб.: Изд-во СПбГЭУ, 2014. - 437 с.
7. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям обеспечения энергоэффективности. - 2009/ [Электронный ресурс]. http://www.mnr.gov.ru /upload/ iblock/60d/energo_1303.pdf (дата обращения 05.09.15).
8. Лепеш Г.В., Лунева С.К. Повышение эффективности теплообменных аппаратов. // Технико-технологические проблемы сервиса./ 2017.-№1(39). С. 42-57.
УДК 621.316
