Застосування систем утилізації вологих газів для підвищення енергозбереження в котельних установках

Розрахунок систем утилізації вологих газів істотно складніший, ніж звичайних теплових ВЕР, оскільки процес теплообміну супроводжується процесом масообміну. При цьому помилки в розрахунках таких утилізаційних установок можуть призвести до негативних наслідків.

При розрахунку систем утилізації вологих газів необхідно вирішити два завдання. До першого відноситься визначення кількості вологи в парогазових сумішах. Це визначає кількість тепла, яке виділяється при конденсації та інтенсивність теплообміну при охолодженні газу. Друге завдання пов'язане із визначенням площі поверхні теплообміну конденсаційних теплообмінників-утилізаторів або визначенням їхнього теплового навантаження та параметрів теплоносіїв на виході з апаратів із заданою конструкцією та площею теплообмінної поверхні.

Покажемо теоретичні можливості зниження температури відхідних газів, щодо значень вказаних вище, які не приводять до появи конденсату на стінках газовідвідного тракту. Для попередження конденсації водяної пари у газоходах та димарі можна використовувати часткове байпасування гарячих газів (рис. 1).

 Рис. 1. Принципова схема байпасування відхідних газів після котла, зображення зміни їхнього стану в H-d-діаграмі

Приклад застосування конденсаційного теплообмінника для підвищення ефективності використання природного газу в котельних установках показано на рис. 2.
 

Рис. 2 - Приклад застосування конденсаційного теплообмінника для підвищення ефективності використання палива в котельній установці
 
1 - котел; 2 - економайзер; 3 - деаератор; 4 - кожухотрубний водоводяний теплообмінник; 5 - хімводоприготування; 6 - теплообмінник-утилізатор; 7 - конденсат продуктів згоряння; 8 - гідравлічний затвор; 9 - краплевідокремлювач; 10 - димосмок; 11 - збірник конденсату; 12 - кожухотрубний пароводяний теплообмінник; 13 - редукційна установка; 14 - байпас; 15 - головний газохід; 16 - трубопровід випарів; 17 - регулювальні заслінки

Продукти згоряння природного газу після котла (1) проходять водяний економайзер (2), охолоджуються до температури 135¸150°С, а потім розділяються на два потоки. Приблизно 70¸80% газів прямує через головний газохід (15) і надходить до конденсаційного теплоутилізатора (6) поверхневого типу, інша частина - через байпасний газохід (14). У теплоутилізаторі (6) продукти згоряння охолоджуються сирою водою до 35¸40°С, при цьому відбувається конденсація частини водяної пари, яка в них міститься. Це дозволяє корисно використовувати як фізичну теплоту димових газів, так і приховану теплоту конденсації частини водяної пари, яка в них міститься. Охолоджені продукти згоряння після краплевідокремлювача (9) змішуються з неохолодженими продуктами згоряння, які проходять через байпасний газохід (14) і при температурі 65¸70°С відводяться димососом (10) через димову трубу в атмосферу. Підігріта в конденсаційному теплоутилізаторі (6) вода послідовно проходить через систему хімводоприготування (5), кожухотрубний теплообмінник (4), термічний деаератор (3), водяний економайзер (2) і подається на підживлення в паровий котел (1).

Пара, яка утворюється в котлі (1), може надходити до кожухотрубного теплообмінника (12), де в процесі теплообміну конденсується, а конденсат відводиться до збірного конденсатного баку через (11). Частина пари прямує до редукційної установки (13) і після зниження тиску подається в кожухотрубний теплообмінник (4) для підігрівання хімічно очищеної води, а також у деаератор (3) для деаерації підживлювальної води та конденсату, який надходить з конденсатозбірника (11). Подавання через трубопровід (16) випарів деаератора (3) в основний газохід (15) до теплообмінника-утилізатора (6) дозволяє додатково збільшити теплообмін за рахунок конденсації випарів та зрошення поверхні теплообмінника. Через гідравлічний затвор (8) випари разом з конденсатом (7) продуктів згоряння надходять до збірника (11).

Сумарна економія енергії визначається зниженням температури відхідних газів Q_вг, конденсацією з них водяної пари Q_вп, утилізацією теплоти випарів деаератора Q_в, а також використанням теплоти конденсату, який утворився, для підігрівання, наприклад, хімочищеної води на підживлення котла.

Як показала практика здійснення подібної пропозиції на Ульянівській ТЕЦ 3 (Росія), термін окупності проекту склав менше ніж три роки.

Аналогічна пропозиція може бути реалізована для теплопостачання віддалених від ТЕЦ об'єктів. Нижче проведені оцінки для об'єкта або групи віддалених об'єктів, теплоспоживання яких N=2,5 МВт або 2,15 Гкал/год.

Середні питомі витрати умовного палива на вироблення Гкал b = 158 кг у.п./Гкал.

Тоді В ~ 340 кг у.п./год або природного газу В_пг ~ 300 нм3/год.

При спалюванні природного газу утворюється парогазова суміш V_пгс~ 11,5 м3пгс/м3пг або V_пгс~ 19,2 кг пгс/кг пг. При цьому d_пгс~ 150 г H2O/кг сг.

Сумарні витрати відхідних газів, V_Σ ~ 5760 кг пгс/год.

При глибокому охолодженні через теплообмінник пропускають до 0,8 VS .

При t_вг після котла 135°С без утилізації t_роси ~ 60°С.

При охолодженні 0,8 VS газів до t = 45°С і подальшому змішуванні з 0,2 VS, які мають t = 135°С t'_вг ~ 63°С, а t'_роси ~ 50°С, вода може, наприклад, нагріватися від 15°С до 40°С.

Економія енергії лише за рахунок зниження температури газу складе 0,45 Гкал, що складе ~ 18%.