Энергосбережение в источниках тепловой энергии

Энергосбережение в источниках тепловой энергии

Среди причин, которые увеличивают расход топлива в котельных, можно выделить следующие: физический и моральный износ котельных установок; отсутствие или плохая работа автоматики; несовершенство газогорелочных устройств; несвоевременная наладка теплового режима котлоагрегата, образование отложений на поверхностях нагрева, плохая теплоизоляция; отсутствие приборов учета расхода энергоносителей; неоптимальная тепловая схема; отсутствие экономайзеров-подогревателей, неплотности газоходов.

В зависимости от типа котельной установки расход условного топлива на 1 Гкал отпущенной тепловой энергии составляет 0,159-0,1 80 т у. т., что соответствует КПД котла от 87 до 80 %. При работе котельных установок средней и малой мощности на газе КПД (брутто) может быть увеличен до 85-92 % [35].

Номинальный КПД (брутто) водогрейных котельных установок мощностью менее 10 Г кал/ ч, используемых в том числе и в муниципальном секторе тепло-энергетики, составляет при работе на газе величину 89,8- 94 %, при работе на мазуте - 86,7-91,1%

Перечень основных мероприятий, приводящих к снижению затрат энергии в источниках тепловой энергии, приведен в настоящей главе. Ниже подробнее рассматриваются некоторые из энергосберегающих мероприятий.

 

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

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

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

, (3.5.1)

где: - приведенное количество получаемого из продуктов сгорания конденсата;

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

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

- коэффициент избытка воздуха продуктов сгорания в газоходе перед КТ;

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

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

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

, (3.5.2)

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

, (3.5.3)

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

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

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

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

= 0,10334 - 8000/1000 = 0.83 кг.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Суммарный расход уходящих газов ~ 5760 кг пгс/ч.

При глубоком охлаждении через теплообменник пропускают до 0,8 .

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

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

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

Тогда .

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

Рисунок 3.5.3. Принципиальная схема движения воды в рекомендованном котле ДКВр-6,5/13

1-верхний барабан; 2-нижний барабан; 3-разелительная перегородка; 4-экономайзер; 5-байпас; 6-боковой экран; 7-кипятильный пучок.

Схема, приведенная на рис. 3.5.3, увеличивает надежность работы котла в в0догрейном режиме и снижает затраты на проведение реконструкции. В предлагаемой схеме обратная сетевая вода поступает в чугунный экономайзер. При этом часть воды пропускается по байпасному трубопроводу, после чего оба потока смешиваются и направляются в тыльную часть верхнего барабана. Далее вода совершает многократное подъемно-опускное движение в трубах котельного конвективного пучка и экранных трубах. Для организации этого движения в верхнем и нижнем барабанах установлены перегородки. Для удобства монтажа и проведения ремонта перегор0дки имеются съемные крышки (люки), через которые осуществляется допуск во все отсеки верхнего и нижнего барабанов во время ремонта или осмотра котла.

Доказано, что в испарительном конвективном пучке котла должно быть три подъемных и три опускных хода движения воды. По мере увеличения температуры газов скорость движения воды увеличивается как при опускном, так и при подъемном ее движении. В верхнем барабане устанавливаются 4 перегородки, в нижнем - 2. При этом скорость воды в разных отсеках колеблется от 0,174 м/с (второй ход воды) до 0,882 м/с (седьмой ход воды). В боковых экранах организуется два хода – один ход с подъемным движением воды, другой - с опускным движением.

Нижние отверстия в перегородках служат для организации периодической продувки и удаления шлама из верхнего и нижнего барабанов. Для продувки из верхнего барабана можно использовать отключенные опускные трубопроводы в передней части котла. В нижнем барабане используется штатный трубопровод периодической продувки Ду 32.

В работе [3] показано, что перевод котла ДКВр-6,5/ 13 по предлагаемой схеме позволил, при сохранении штатных горелок, дымососа и вентилятора, увеличить тепловую мощность котлов с 4,5 МВт до 6,2 МВт и обеспечить КПД котла при этой максимальной нагрузке 93,5%.

 

Для избежания кислородной коррозии труб конвективных пучков температура воды на входе в котел должна быть не менее 50 °С. Для этого необходимо предусмотреть насос рециркуляции, обеспечивающий подачу части воды из прямой магистрали на вход в котел при снижении температурного графика сети.

При работе котла на максимальной нагрузке в 6,2 МВт и температуре воды на входе и выходе из котла соответственно равной 70 и 110°С коэффициент избытка воздуха в топке должен быть равным 1,1, а при температуре воды‚ соответственно, равной 50 и 90°С коэффициент избытка воздуха в топке должен быть равным 1,2.

При работе на минимальной нагрузке 3,1 МВт и температуре воды на входе и выходе из котла, coответственно равной 60 и 80 °С коэффициент избытка воздуха в топке должен быть равным 1,5. Увеличение коэффициента избытка воздуха до 1,2 и даже до 1,5 объясняется необходимостью поддержать температуру уходящих газов не ниже 90-80 °С для избежания интенсивного выпадения конденсата на трубах экономайзера и далее в газох0де до дымовой трубы.

При переводе паровых котлов на водогрейный режим работы, в результате чего повышается КПД котлов, годовая экономия энергоресурсов т у. т., определяется:

, (3.5.4)

где: , – соответственно КПД парового котла и котла, переведенного на водогрейный режим, отн. ед.

Величина КПД котла зависит от температуры питательной воды. При повшении температуры питательной воды снижается расход топлива кг у.т.:

, (3.5.5)

где: D – расход пара, кг/с; – энтальпия питательной воды, кДж/кг; - энтальпия пара, кДж/кг; - расход продувочной воды, кг/с; - энтальпия котловой воды, кДж/кг; - КПД котлоагрегата, отн. ед.

Рисунок 3.5.4. Зависимость КПД и расхода условного топлива от нагрузки котла.

Для водогрейной котельной в качестве нагрузки принимают часовую теплопроизводительность Q, а для паровой - часовую выработку пара D.

При рациональном с точки зрения минимум энергозатрат распределении нагрузки исходят из условия:

, (3.5.5)

Данное уравнение показывает, что минимальный суммарный расход топлива котельной будет при условии равенства первых произведных‚ взятых по нагрузке КОЖДОГО котла. Геометрический смысл этого уравнения заключается в том, что углы наклона касательных к кривым

и

 

для оптимального распределения нагрузки между котлами должны быть равны при Одинаковых нагрузках. Производные в уравнении можно заменит отношениями приращений расхода топлива к приращению нагрузки соответствующего котла. Тогда условие минимального суммарного расхода топлива примет вид:

, (3.5.7)

 

Наиболее выгодное распределение суммарной нагрузки между котлами будет при условии равенства относительных приростов расхода топлива.

Допустим, в котельной установлено два котла №1 и №2, принципиальные виды зависимостей

и

для которых приведены на рис. 3.5.4.

Для выбора рационального распределения нагрузки между ними графическим способом строят последовательно зависимости

(см. рис. 3.5.5) и

и

(см. рис. 3.5.6).

Рисунок 3.5.5. Зависимость относительного прироста топлива от нагрузки котла

 

 

Рисунок 3.5.6. Наивыгодное распределение нагрузки между работающими котлами

Из последнего при заданной графически определяют и .

Рисунок 3.5.7.

Использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов [15]

При избыточном давлении пара = 1‚3-1,6 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки‚ если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на 0,30 а при давлении 2,3 МПа - на 0,36 %. При максимально допустимой расчетной продувке по сухому остатку 10 %, установленной для котлов с давление до 1,3 МПа нормами, и без использования тепловой энергии пр0дувочной воды потери топлива могут превысить 3 % общего расхода.

Без использования тепловой энергии пр0дувочной воды годовая потеря условного топлива составит:

, (3.5.8)

где: - установленная паропроизводительность котельной, т/ ч;

- годовое число часов использования установленной паропроизводительности котельной;

- среднегодовой эксплуатационный КПД котельной установки;

р„ - продувка в процентах от паропроизводительности;

и - удельные энтальпии котловой и исходной воды на вводе в котельную, кДж/ кг.

Для использования тепловой энергии непрерывной продувки устанавливают сепаратор и теплообменник (см. рис. 3.5.8).

Рисунок 3.5.8. Схема использования тепловой энергии непрерывной продувки:

Энергосбережение в источниках тепловой энергии

Среди причин, которые увеличивают расход топлива в котельных, можно выделить следующие: физический и моральный износ котельных установок; отсутствие или плохая работа автоматики; несовершенство газогорелочных устройств; несвоевременная наладка теплового режима котлоагрегата, образование отложений на поверхностях нагрева, плохая теплоизоляция; отсутствие приборов учета расхода энергоносителей; неоптимальная тепловая схема; отсутствие экономайзеров-подогревателей, неплотности газоходов.

В зависимости от типа котельной установки расход условного топлива на 1 Гкал отпущенной тепловой энергии составляет 0,159-0,1 80 т у. т., что соответствует КПД котла от 87 до 80 %. При работе котельных установок средней и малой мощности на газе КПД (брутто) может быть увеличен до 85-92 % [35].

Номинальный КПД (брутто) водогрейных котельных установок мощностью менее 10 Г кал/ ч, используемых в том числе и в муниципальном секторе тепло-энергетики, составляет при работе на газе величину 89,8- 94 %, при работе на мазуте - 86,7-91,1%

Перечень основных мероприятий, приводящих к снижению затрат энергии в источниках тепловой энергии, приведен в настоящей главе. Ниже подробнее рассматриваются некоторые из энергосберегающих мероприятий.