В. В. Гетман, Н. В. Лежнева МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ ОТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Ключевые слова: газотурбинные установки, парогазовые установки

В работе рассмотрены различные методы утилизации теплоты уходящих газов от энергетических установок с целью повышения их эффективности, экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей.

Keywords: gas-turbine installations, steam-gas installations

In work various methods of utilization of warmth of leaving gases from power installations for the purpose of increase of their efficiency, economy of organic fuel and accumulation of power capacities are considered.

С началом экономических и политических реформ в России, в первую очередь необходимо произвести ряд принципиальных изменений в электроэнергетике страны. Новая энергетическая политика должна решить ряд задач, в числе которых освоение современных высокоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергии.

Одной из таких задач является повышение эффективности энергетических установок с целью экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей. Наиболее

перспективными в этом отношении являются газотурбинные установки, с уходящими газами которых выбрасывается до 20% тепла .

Существуют несколько путей повышения к. п. д. газотурбинных двигателей , в числе которых:

Повышение температуры газа перед турбиной для ГТУ простого термодинамического цикла,

Применение регенерации тепла,

Использование тепла уходящих газов в бинарных циклах,

Создание ГТУ по сложной термодинамической схеме и т. д.

Наиболее перспективным направлением считается совместное использование газотурбинных и паротурбинных установок (ГТУ и ПТУ) с целью повышения их экономических и экологических характеристик.

Газотурбинные и созданные с их использованием комбинированные установки при технически достижимых в настоящее время параметрах обеспечивают существенное повышение эффективности производства тепловой и электроэнергии.

Широкое применение бинарных ПГУ, а также различных комбинированных схем при техническом перевооружении ТЭС позволит экономить до 20% топлива по сравнению с традиционными паротурбинными блоками.

По оценкам специалистов экономичность комбинированного парогазового цикла возрастает при повышении начальной температуры газов перед ГТУ и увеличении доли газотурбинной мощности. Немаловажное значение

имеет также то обстоятельство, что помимо выигрыша в экономичности такие системы требуют значительно меньших капитальных затрат, их удельная стоимость в 1.5 - 2 раза меньше, чем стоимость газо-мазутных паротурбинных блоков и ПГУ с минимальной газотурбинной мощностью .

По данным можно выделить три основных направления использования ГТУ и ПГУ в энергетике.

Первое, широко используемое в промышленно развитых странах, - применение ПГУ на крупных конденсационных ТЭС, работающих на газе. В этом случае наиболее эффективно использовать ПГУ утилизационного типа с большой долей газотурбинной мощности (рис. 1).

Применение ПГУ позволяет повысить на ТЭС эффективность сжигания топлива на ~ 11-15 % (ПГУ со сбросом газов в котёл), на ~ 25-30 % (бинарные ПГУ).

До недавнего времени широких работ по внедрению ПГУ в России не проводилось. Тем не менее, единичные образцы таких установок достаточно давно и успешно используются, например ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) типа ВПГ-50 головного энергоблока ПГУ-120 и 3-х модернизированных энергоблоков с ВПГ-120 на филиале «ТЭЦ-2» ОАО «ТГК-1» ; ПГУ-200 (150) с ВПГ-450 на филиале «Невинномысская ГРЭС». На Краснодарской ГРЭС установлено три парогазовых энергоблока мощностью по 450 МВт. В состав энергоблока входят две газовые турбины мощностью по 150 МВт, два котла-утилизатора и паровая турбина, мощностью 170 МВт, к. п. д. такой установки составляет 52.5% . Дальнейшее

повышение к. п. д. ПГУ утилизационного типа возможно путем усовершенствования

газотурбинной установки и усложнения схемы парового процесса.

Рис. 1 - Схема ПГУ с котлом-утилизатором

Парогазовая установка с котлом-

утилизатором (рис. 1) включает в себя: 1-

компрессор; 2 - камеру сгорания; 3 - газовую

турбину; 4 - электрогенератор; 5 - котел-

утилизатор; 6 - паровую турбину; 7 - конденсатор; 8

Насос и 9 - деаэратор. В котле-утилизаторе топливо не дожигается, а вырабатываемый перегретый пар используется в паротурбинной установке.

Второе направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ. За последние годы было предложено множество вариантов технологических схем ПГУ -ТЭЦ. На ТЭЦ, работающих на газе целесообразно использовать теплофикационные ПГУ

утилизационного типа. Характерным примером

крупной ПГУ - ТЭЦ такого типа является Северо -Западная ТЭЦ в г. Санкт - Петербурге. Один блок ПГУ на этой ТЭЦ включает: две газовые турбины, мощностью по 150 МВт, два котла - утилизатора, паровую турбину. Основные показатели блока: электрическая мощность - 450 МВт, тепловая мощность - 407 МВт, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии - 154.5 г у. т./(кВт. ч), удельный расход условного топлива на отпуск тепла - 40.6 кг у. т./ГДж, к. п. д. ТЭЦ по отпуску электрической энергии - 79.6%, тепловой энергии - 84.1%.

Третье направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ малой и средней мощности на базе котельных. ПГУ - ТЭЦ и ГТУ - ТЭЦ наилучших вариантов, создаваемые на базе котельных, обеспечивают к. п. д. по отпуску электрической энергии в теплофикационном режиме на уровне 76 - 79%.

Типовая парогазовая установка состоит из двух ГТУ, каждая со своим котлом-утилизатором, подающим вырабатываемый пар в одну общую паровую турбину.

Установка такого типа была разработана для Щекинской ГРЭС . ПГУ-490 была предназначена для выработки электрической энергии в базовом и на частичных режимах работы электростанции с отпуском тепла стороннему потребителю до 90 МВт при зимнем температурном графике. Принципиальная схема блока ПГУ-490 вынужденно ориентировалась на недостаток места при размещении котла-утилизатора и

паротурбинной установки в корпусах электростанции, что создавало определенные трудности для достижения оптимальных режимов комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

При отсутствии ограничений по размещению установки, а также при использовании усовершенствованной ГТУ можно существенно повысить экономичность блока. В качестве такой усовершенствованной ПГУ в предлагается одновальная ПГУ-320 мощностью 300 МВт. Комплектной ГТУ для ПГУ-320 является одновальная ГТЭ-200, создание которой предполагается осуществить переходом на

двухопорный ротор, модернизацией системы охлаждения и других узлов ГТУ с целью повышения начальной температуры газа. Кроме ГТЭ-200 моноблок ПГУ-320 содержит ПТУ К-120-13 с трехцилиндровой турбиной, конденсатный насос, конденсатор пара уплотнений, подогреватель, питаемый греющим паром, подаваемым из отбора перед последней ступенью ПТ, а также котел-утилизатор двух давлений, содержащий восемь участков теплообмена, включая промежуточный перегреватель пара.

Для оценки эффективности установки был проведен термодинамический расчет, в результате которого был сделан вывод о том, что при работе в конденсационном режиме ПГУ-490 ЩГРЭС ее электрический к. п. д. может быть повышен на 2.5% и доведен до 50.1%.

Исследования теплофикационных

парогазовых установок показали, что экономические показатели ПГУ существенно зависят от структуры их тепловой схемы, выбор которой осуществляется в пользу установки, обеспечивающей минимальную температуру уходящих газов. Это объясняется тем, что уходящие газы являются основным источником потерь энергии, и для увеличения эффективности схемы их температуру необходимо уменьшать.

Модель одноконтурной теплофикационной ПГУ, представленная на рис. 2, включает в себя котел - утилизатор барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительном контуре . По ходу газов в котле снизу вверх последовательно расположены поверхности нагрева:

пароперегреватель ПП, испаритель И, экономайзер Э и газовый перегреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 2 - Тепловая схема одноконтурной ПГУ

Расчеты системы показали, что при изменении параметров свежего пара происходит перераспределение мощности, вырабатываемой ПГУ, между тепловой и электрической нагрузками. При росте параметров пара увеличивается выработка электрической и уменьшается выработка тепловой энергии. Это объясняется тем, что при увеличении параметров свежего пара уменьшается его выработка. При этом из-за снижения расхода пара при малом изменении его параметров в отборах уменьшается тепловая нагрузка подогревателя сетевой воды.

Двухконтурная ПГУ, также как и одноконтурная, состоит из двух газовых турбин, двух котлов-утилизаторов и одной паровой турбины (рис.3). Подогрев сетевой воды осуществляется в двух подогревателях ПГС и (при необходимости) в пиковом сетевом подогревателе.

По ходу газов в котле-утилизаторе

последовательно расположены следующие

поверхности нагрева: пароперегреватель высокого давления ППВД, испаритель высокого давления ИВД, экономайзер высокого давления ЭВД, пароперегреватель низкого давления ППНД,

испаритель низкого давления ИНД, газовый подогреватель низкого давления ГПНД, газовый подогреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 3 - Принципиальная тепловая схема

двухконтурной ПГУ

Рис. 4 - Схема утилизации теплоты уходящих газов ГТУ

Кроме котла-утилизатора тепловая схема включает в себя паровую турбину, имеющую три цилиндра, два подогревателя сетевой воды ПСГ1 и ПСГ2, деаэратор Д и питательные насосы ПЭН. Отработавший пар турбины направлялся в ПСГ1. В подогреватель ПСГ2 подается пар из отбора турбины. Вся сетевая вода проходит через ПСГ1, затем часть воды направляется в ПСГ2, а другая часть после первой ступени подогрева - в ГСП, расположенный в конце газового тракта котла-утилизатора. Конденсат греющего пара ПСГ2 сливается в ПСГ1, а затем поступает в ГПНД и далее в деаэратор. Питательная вода после деаэратора частично поступает в экономайзер контура высокого давления, а частично - в барабан Б контура низкого давления. Пар из перегревателя контура низкого давления смешивается с основным потоком пара после цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины.

Как показал сравнительный анализ, при использовании газа в качестве основного топлива применение утилизационных схем целесообразно, если соотношение тепловой и электрической энергии составляет 0.5 - 1.0, при соотношениях 1.5 и более, предпочтение отдается ПГУ по «сбросной» схеме.

Кроме подстройки паротурбинного цикла к циклу ГТУ, утилизация теплоты уходящих газов

ГТУ может осуществляться подачей в камеру сгорания ГТУ пара, вырабатываемого котлом-утилизатором, а также путем реализации регенеративного цикла .

Реализация регенеративного цикла (рис. 4) обеспечивает существенное повышение к. п. д. установки, в 1.33 раза, в том случае, если при создании ГТУ степень повышения давления выбрана в соответствии с намечаемой степенью регенерации. Такая схема включает в себя К -компрессор; Р - регенератор; КС - камера сгорания; ТК - турбина компрессора; СТ - силовая турбина; ЦК - центробежный компрессор. Если ГТУ выполнена без регенерации, а степень повышения давления л близка к оптимальному значению, то оснащение такой ГТУ регенератором не приводит к повышению ее к. п. д.

К. п. д. установки, осуществляющей подачу пара в камеру сгорания, повышается в 1.18 раз по сравнению с ГТУ, что позволяет снизить расход топливного газа, потребляемого газотурбинной установкой.

Сравнительный анализ показал, что наибольшая экономия топлива возможна при осуществлении регенеративного цикла ГТУ с высокой степенью регенерации, относительно невысоким значением степени повышения давления в компрессоре л = 3 и с небольшими потерями продуктов сгорания. Однако в большинстве отечественных ТКА в качестве привода использованы авиационные и судовые газотурбинные двигатели с высокой степенью повышения давления, и в этом случае утилизация теплоты уходящих газов эффективнее в паротурбинном блоке. Установка с подачей пара в камеру сгорания конструктивно наиболее проста, но менее эффективна.

Одним из способов достижения экономии газа и решения экологических проблем является применение на КС парогазовых установок. В исследовательских разработках рассматриваются два альтернативных варианта использования пара, полученного при утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ: ПГУ с приводом от паровой турбины нагнетателя природного газа и от паровой турбины электрогенератора. Принципиальное различие этих вариантов заключается в том, что в случае ПГУ с нагнетателем не только утилизируется теплота выхлопных газов ГПА, но и один ГПА заменяется на паротурбинный перекачивающий агрегат, а при ПГУ с электрогенератором число ГПА сохраняется, а за счет утилизируемой теплоты вырабатывается электроэнергия специальным паротурбинным агрегатом . Выполненный анализ показал, что ПГУ с приводом нагнетателя природного газа обеспечивали лучшие технико-экономические показатели.

В случае создания на базе КС парогазовой установки с котлом утилизатором , ГТУ используется для привода нагнетателя, а паросиловая установка (ПСУ) - для выработки электроэнергии, при этом температура отходящих газов за котлом - утилизатором составляет 1400С.

С целью повышения эффективности использования органического топлива в децентрализованных системах теплоснабжения возможна реконструкция отопительных котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) небольшой мощности и утилизацией продуктов сгорания в топках существующих котлов . При этом электрическая мощность ГТУ зависит от режимов работы по тепловому или электрическому графикам нагрузок, а также от экономических факторов.

Оценить эффективность реконструкции котельной можно при сравнении двух вариантов : 1 - исходный (существующая котельная), 2 -альтернативный, с использованием ГТУ. Наибольший эффект был получен при электрической мощности ГТУ, равной

максимальной нагрузке района потребления.

Сравнительный анализ ГТУ с КУ, вырабатывающим пар в количестве 0.144 кг/кг с. г., конденсационным ТУ и ГТУ без КУ и с ТУ сухого теплообмена показал следующее: полезная

электрическая мощность - 1.29, расход природного газа - 1.27, отпуск тепла - 1.29 (соответственно 12650 и 9780 кДж/м3 природного газа). Таким образом, относительный прирост мощности ГТУ при вводе пара от КУ составил 29%, а расход дополнительного природного газа - 27%.

Согласно данным эксплуатационных испытаний температура уходящих газов в водогрейных котлах составляет 180 - 2300С, что создает благоприятные условия для утилизации теплоты газов с помощью конденсационных теплоутилизаторов (ТУ) . В ТУ, которые

используются для предварительного подогрева сетевой воды перед водогрейными котлами , осуществляется теплообмен с конденсацией водяных паров, содержащихся в уходящих газах, а нагрев воды собственно в котле происходит уже в режиме “сухого” теплообмена.

По данным наряду с экономией топлива использование ТУ обеспечивает также экономию электроэнергии. Объясняется это тем, что при вводе в котел дополнительного потока циркуляционной воды для сохранения расчетного расхода через котел необходимо часть обратной воды теплосети в количестве, равном рециркуляционному расходу, перепускать из обратной трубы в подающую.

При комплектовании электростанций из отдельных энергоблоков с газотурбинным приводом

электрогенераторов существует несколько вариантов утилизации теплоты выхлопных газов, например, с помощью утилизационного

теплообменника (УТО) для нагрева воды, или с использованием котла-утилизатора и

паротурбогенератора для увеличения выработки электроэнергии . Анализ работы станции с учетом утилизации теплоты с помощью УТО показал существенное увеличение коэффициента использования теплоты, в некоторых случаях в 2 раза и более, а экспериментальные исследования энергоблока ЭМ-25/11 с двигателем НК-37 позволили сделать следующий вывод. В зависимости от конкретных условий годовой отпуск утилизируемой теплоты может колебаться в пределах от 210 до 480 тыс. ГДж, а реальная экономия газа составила от 7 до 17 тыс. м3.

Литература

1. В.М. Масленников, Теплоэнергетика, 3, 39-41 (2000).

2. В.И. Романов, В.А. Кривуца, Теплоэнергетика, 4, 27-30 (1996).

3. Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, 407 с.

4. В.И. Длугосельский, А.С. Земцов, Теплоэнергетика, 12, 3-7 (2000).

5. Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний, В.Г. Грибин, Теплоэнергетика, 8, 9-13 (1998).

6. А. Д. Цой, Промышленная энергетика, 4, 50-52 (2000).

7. А.Д. Цой, А.В. Клевцов, А.В. Корягин, Промышленная энергетика, 12, 25-32 (1997).

8. В.И. Евено, Теплоэнергетика, 12, 48-50 (1998).

9. Н.И. Серебрянников, Э.И. Тапелев, А.К. Маханьков, Энергосбережение и водоподготовка, 2, 3-11 (1998).

10. Г.Д. Баринберг, В.И. Длугосельский, Теплоэнергетика, 1, 16-20 (1998)

11. А.П. Берсенев, Теплоэнергетика, 5, 51-53 (1998).

12. Е.Н. Бухаркин, Промышленная энергетика, 7, 34-37 (1998).

13. В.И. Доброхотов, Теплоэнергетика, 1, 2-8 (2000).

14. А.С. Попов, Е.Е. Новгородский, Б.А. Пермяков, Промышленная энергетика, 1, 34-35 (1997).

15. И.В. Белоусенко, Промышленная энергетика, 5, 53-55 (2000).

16. В.В. Гетман, Н.В. Лежнева, Вестник Казан. технол. Ун-та, 18, 174-179 (2011).

17. Н.В. Лежнева, В.И. Елизаров, В.В. Гетман, Вестник Казан. технол. Ун-та, 17, 162-167 (2012).

© В. В. Гетман - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», 1ега151@уаМех; Н. В. Лежнева - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», [email protected].

Система конденсации уходящих дымовых газов позволяет получить и рекуперировать большое количество тепловой энергии, содержащейся во влажном уходящем дымовом газе котла, который обычно выбрасывается через дымовую трубу в атмосферу.

Система рекуперации тепла/конденсации уходящих дымовых газов позволяет увеличить на 6 - 35% (в зависимости от типа сжигаемого топлива и параметров установки) отпуск тепла потребителям или снизить потребления природного газа на 6-35%

Основные преимущества:

• Экономия топлива (природный газ) - такая же или увеличенная тепловая нагрузка котла при меньшем объеме сжигания топлива
• Снижение выбросов - CO2, NOx и SOx (при сжигании угля или жидкого топлива)
• Получение конденсата для системы подпитки котла

Принцип работы:

Система рекуперации тепла/конденсации уходящих дымовых газов может работать в две ступени: с использованием или без использования системы увлажнения воздуха, подающегося на горелки котла. Если необходимо, то устанавливается скруббер перед системой конденсации.

В конденсаторе уходящие дымовые газы охлаждаютя с помощью воды обратки теплосети. При снижении температуры уходящих дымовых газов происходит конденсация большого количества водяных паров, содержащихся в уходящем газе. Тепловая энергия конденсации паров используется для нагрева обратки теплосети.

Дальнейшее охлаждение газа и конденсация водяных паров происходит в увлажнителе. Охлаждающей средой в увлажнителе является дутьевой воздух, подаваемый на горелки котла. Так как дутьевой воздух нагревается в увлажнителе, а теплый конденсат впрыскивается в поток воздуха перед горелками - таким образом происходит дополнительный испаренительный процесс в уходящем дымовом газе котла.

Дутьевой воздух, подаваемый на горелки котла содержит повышенное количество тепловой энергии ввиду повышенной температуры и влажности.

Это приводит к увеличению количества энергии в уходящем дымовом газе поступающем в конденсатор, что в свою очередь приводит к более эффективному использованию тепла системой централизованного теплоснабжения.

В установке конденсации уходящих дымовых газов также получают конденсат, который, в зависимости от состава уходящих дымовых газов, будет доочищен перед подачей его в систему котла.

Экономический эффект.

Сравнение тепловой мощности при условиях:

1. Без конденсации
2. Конденсация дымовых газов
3. Конденсация вместе с увлажнением воздуха подаваемого для горени

Системаконденсации уходящих дымовых газов позволяет существующей котельной:

• Увеличить выроботку тепла на 6,8% или
• Уменьшить потребление газа на 6,8%, а так же увеличить доходы от продажи квот на СО,NO
• Размер инвестиций около 1 млн. евро (для котельной мощностью 20 МВт)
• Срок окупаемости 1-2 года.

Экономия в зависимости от температуры теплоносителя в обратном трубопроводе:

Утилизация тепла отходящих дымовых газов

Дымовые газы, покидающие рабочее пространство печей, имеют весьма высокую температуру и поэтому уносят с собой значительное количество тепла. В мартеновских печах, например, из рабочего пространства с дымовыми газами уносится около 80 % всего тепла поданного в рабочее пространство, в нагревательных печах около 60 %. Из рабочего пространства печей дымовые газы уносят с собой тем больше тепла, чем выше их температура и чем ниже коэффициент использования тепла в печи. В связи с этим целесообразно обеспечивать утилизацию тепла отходящих дымовых газов, которая может быть выполнена принципиально двумя методами: с возвратом части тепла, отобранного у дымовых газов, обратно в печь и без возврата этого тепла в печь. Для осуществления первого метода необходимо тепло, отобранное у дыма, передать идущим в печь газу и воздуху (или только воздуху). Для достижения этой цели широко используют теплообменники рекуперативного и регенеративного типов, применение которых позволяет повысить к. п. д. печного агрегата, увеличить температуру горения и сэкономить топливо. При втором методе утилизации, тепло отходящих дымовых газов используется в теплосиловых котельных и турбинных установках, чем достигается существенная экономия топлива.

В отдельных случаях оба описанных метода утилизации тепла отходящих дымовых газов используются одновременно. Это делается тогда, когда температура дымовых газов после теплообменников регенеративного или рекуперативного типа остается достаточно высокой и целесообразна дальнейшая утилизация тепла в теплосиловых установках. Так, например, в мартеновских печах температура дымовых газов после регенераторов составляет 750-800 °С, поэтому их повторно используют в котлах-утилизаторах.

Рассмотрим подробнее вопрос утилизации тепла отходящих дымовых газов с возвратом части их тепла в печь.

Следует, прежде всего, отметить, что единица тепла, отобранная у дыма и вносимая в печь воздухом или газом (единица физического тепла), оказывается значительно ценнее единицы тепла, полученной в печи в результате сгорания топлива (единицы химического тепла), так как тепло подогретого воздуха (газа) не влечет за собой потерь тепла с дымовыми газами. Ценность единицы физического тепла тем больше, чем ниже коэффициент использования топлива и чем выше температура отходящих дымовых газов.

Для нормальной работы печи следует каждый час в рабочее пространство подавать необходимое количество тепла. В это количество тепла входит не только тепло топлива , но и тепло подогретого воздуха или газа , т. е. .

Ясно, что при = const увеличение позволит уменьшить . Иными словами, утилизация тепла отходящих дымовых газов позволяет достичь экономии топлива, которая зависит от степени утилизации тепла дымовых газов

где - соответственно энтальпия подогретого воздуха и отходящих из рабочего пространства дымовых газов, кВт, или кДж/период.

Степень утилизации тепла может быть также названа к.п.д. рекуператора (регенератора), %

Зная величину степени утилизации тепла, можно определить экономию топлива по следующему выражению:

где I"д, Iд - соответственно энтальпия дымовых газов при температуре горения и покидающих печь.

Снижение расхода топлива в результате использования тепла отходящих дымовых газов обычно дает значительный экономический эффект и является одним из путей снижения затрат на нагрев металла в промышленных печах.

Кроме экономии топлива, применение подогрева воздуха (газа) сопровождается увеличением калориметрической температуры горения , что может являться основной целью рекуперации при отоплении печей топливом с низкой теплотой сгорания.

Повышение при приводит к увеличению температуры горения. Если необходимо обеспечить определенную величину , то повышение температуры подогрева воздуха (газа), приводит к уменьшению величины , т. е. к снижению доли в топливной смеси газа с высокой теплотой сгорания.

Поскольку утилизация тепла позволяет значительно экономить топливо целесообразно стремиться к максимально возможной, экономически оправданной степени утилизации. Однако необходимо сразу заметить, что утилизация не может быть полной, т. е. всегда . Это объясняется тем, что увеличение поверхности нагрева рационально только до определенных пределов, после которых оно уже приводит к очень незначительному выигрышу в экономии тепла.

В.С.Галустов, д.т.н., профессор, генеральный директор ГП НПО «Политехника»
Л.А.Розенберг, инженер, директор УП «Юмиран».

Введение.

С дымовыми газами различного происхождения в атмосферу выбрасываются тысячи и тысячи Гкал теплоты, а также тысячи тонн газообразных и твёрдых загрязнителей, водяного пара. В настоящей статье остановимся на проблеме утилизации теплоты (об очистке газовых выбросов поговорим в следующем сообщении). Наиболее глубокое использование теплоты сжигания топлива осуществляется в теплоэнергетических котлах, для чего в большинстве случаев в их хвостовой части предусматриваются экономайзеры. Температура дымовых газов после них порядка 130—190°С, т.е. близка к температуре точки росы паров кислот, которая при наличии в топливе сернистых соединений является нижним пределом. При сжигании природного газа указанное ограничение менее существенно.

Дымовые газы после различного рода печей могут иметь значительно более высокую температуру (до 300-500°С и выше). В этом случае утилизация теплоты (и охлаждение газов) просто обязательна, хоть бы для ограничения теплового загрязнения окружающей среды.

Теплоутилизаторы.

Ещё в первом сообщении мы ограничили круг наших интересов процессами и аппаратами с непосредственным контактом фаз, однако для полноты картины вспомним и оценим также и другие варианты. Все известные теплоутилизаторы можно разделить на контактные, поверхностные, а также устройства с промежуточным теплоносителем. На первых мы подробнее остановимся ниже. Поверхностные теплоутилизаторы — это традиционные калориферы, которые размещаются непосредственно в газоходе после печи (котла) и имеют серьёзные недостатки, ограничивающие их применение. Во-первых, они вносят значительное аэродинамическое сопротивление в газовый тракт и ухудшают работу печей (снижается разряжение) с проектным дымососом, а его замена на более мощный может не компенсировать сопровождающих затрат экономией теплоты. Во-вторых, низкие коэффициенты теплоотдачи от газа к поверхности трубок обусловливают большие значения необходимой поверхности контакта.

Аппараты с промежуточным теплоносителем бывают двух типов: периодического действия с твёрдым теплоносителем и непрерывного — с жидким. Первые представляют собой минимум две колонны, заполненные, например, дроблёным гранитом (насадкой). Дымовые газы проходят через одну из колонн, отдавая теплоту насадке, нагревают её до температуры, несколько ниже температуры газов. Затем дымовые газы переключаются на вторую колонну, а в первую подаётся нагреваемая среда (обычно подаваемый в ту же печь воздух, или воздух системы воздушного отопления) и т.д. Недостатки такой схемы очевидны (большое сопротивление, громоздкость, нестабильность температур и т.п.), а её применение весьма ограничено.

Аппараты с жидким промежуточным теплоносителем (обычно это вода) получили название контактных теплообменников с активной насадкой (КТАН) , а авторы после незначительного усовершенствования назвали их теплообменными аппаратами с насыщенным теплоносителем и конденсацией (ТАНТЕК). В обоих случаях нагреваемая дымовыми газами вода затем отдаёт полученную теплоту через стенку поверхностного встроенного теплообменника чистой воде (например, системы отопления). По сравнению с калориферами сопротивление таких утилизаторов значительно ниже, а в части теплообмена в системе дымовые газы — вода полностью аналогичны интересующим нас прямоточно-распылительным аппаратам. Однако есть и существенные отличия, о которых скажем ниже.

Разработчики аппаратов КТАН и ТАНТЕК не рассматривают в своих публикациях особенности теплопереноса при непосредственном контакте дымовых газов и воды, поэтому остановимся на них несколько подробнее.

Основные процессы в системе дымовые газы — вода.

Результат взаимодействия нагретых дымовых газов (по составу и свойствам это фактически влажный воздух) и воды (в виде капель того или иного размера), которую назовём теплоаккумулирующей средой (она может использоваться в качестве основного или промежуточного теплоносителя), определяется целым комплексом процессов.

Одновременно с нагреванием может происходить конденсация влаги на поверхности капель или испарение. Фактически возможны три варианта взаимного направления потоков теплоты и влаги (теплопередачи и массопередачи), которые зависят от соотношения температур фаз и соотношения парциальных давлений пара в пограничном слое (возле капли) и в ядре газового потока (рис. 1а).

При этом первый (верхний) случай, когда потоки теплоты и влаги направлены от капель к газу, соответствует испарительному охлаждению воды; второй (средний) — нагреванию капель при одновременном испарении влаги с их поверхности; третий (нижний) вариант, по которому теплота и влага направлены от газа к каплям, отражает нагревание воды с конденсацией паров. (Казалось бы, что должен существовать и четвёртый вариант, когда охлаждение капель и нагревание газа сопровождаются конденсацией влаги, однако на практике это не встречается.)

Все описанные процессы наглядно можно представить на диаграмме состояния влажного воздуха Рамзина (Н — х диаграмме, рис. 1б).

Уже из сказанного можно сделать вывод, что наиболее желателен третий вариант, но чтобы понять, как его обеспечить, необходимо дополнительно к изложенному в напомнить:

— количество водяных паров, содержащихся в 1 м3 влажного воздуха, называется абсолютной влажностью воздуха. Водяной пар занимает весь объём смеси, поэтому абсолютная влажность воздуха равна плотности водяного пара (в данных условиях) рп

— при насыщении воздуха паром наступает момент, когда начинается конденсация, т.е. достигается предельно возможное содержание пара в воздухе при данной температуре, что соответствует плотности насыщенного водяного пара рн;

— отношение абсолютной влажности к максимально возможному количеству пара в 1 м3 воздуха при данном давлении и температуре называется относительной влажностью воздуха ф;

— количество водяного пара в кг, приходящегося на 1 кг абсолютно сухого воздуха, называется влагосодержанием воздуха х;

— влажный воздух как теплоноситель характеризуется энтальпией / (теплосодержанием), являющейся функцией температуры и влагосодержания воздуха и равной сумме энтальпий сухого воздуха и водяного пара . В наиболее удобном для применения на практике виде формулу для расчёта энтальпии можно представить

I= (1000 + 1,97 . 103х) t+ 2493 . . 103х Дж/кг сухого воздуха, где 1000 — удельная теплоёмкость сухого воздуха, Дж/кг*град); 1,97*103 — удельная теплоёмкость пара, Дж/(кг*град); 2493*103 — постоянный коэффициент, примерно равный энтальпии пара при 0°С; t— температура воздуха, °С;

I = 0,24t + (595 + 0,47t) Xккал/кг сухого воздуха; где 595 — постоянный коэффициент, примерно равный энтальпии пара при 0°С; 0,24 — удельная теплоёмкость сухого воздуха, ккал/(кгтрад); 0,47 — теплоёмкость пара, ккал/(кгтрад);

— при охлаждении воздуха (в условиях постоянного влагосодержания) относительная влажность будет возрастать до тех пор, пока не достигнет 100%. Соответствующая этому температура называется температурой точки росы. Её значение определяется исключительно влагосодержанием воздуха. На диаграмме Рамзина это точка пересечения вертикальной прямой х = const с линией ф = 1.

Охлаждение воздуха ниже точки росы сопровождается конденсацией влаги, т.е. осушкой воздуха.

Некоторую путаницу вносят издания, приводящие значения точки росы для различных твёрдых и жидких топлив порядка 130-150°С. Надо иметь в виду, что это касается начала конденсации паров серной и сернистой кислот (обозначим eetpK), а не водяного пара (tp), о котором мы говорили выше. Для последнего температура точки росы значительно ниже (40-50°С).

Итак, три величины — расход, температура и влагосодержание (либо температура мокрого термометра) — в полной мере характеризуют дымовые газы как источник вторичных энергоресурсов.

При контакте воды с горячими газами первоначально происходит процесс нагревания жидкости и конденсации паров на поверхности холодных капель (соответствует 3-му варианту на рис. 1а) до тех пор, пока не будет достигнута температура, соответствующая точке росы для газа, т.е. граница перехода ко второму режиму (3-й вариант на рис. 1а). Далее, по мере нагревания воды и роста парциального давления пара у поверхности капель, количество теплоты, передаваемой им за счёт теплоотдачи Q1 будет уменьшаться, а количество теплоты, передаваемой от капель к дымовым газам за счёт испарения Q2, — возрастать. Продолжаться это будет до достижения равновесия (Q1= Q2), когда вся теплота, получаемая водой от дымового газа, будет возвращаться газу в виде теплоты испарения жидкости. После этого дальнейшее нагревание жидкости невозможно, и происходит её испарение при постоянной температуре. Достигаемая при этом температура называется температурой мокрого термометра tM(на практике определяют как температуру, показываемую термометром, шарик которого покрыт влажной тканью, с которой происходит испарение влаги).

Таким образом, если в утилизатор подавать воду с температурой, равной (или большей) tM, то будет наблюдаться адиабатическое (при постоянном теплосодержании) охлаждение газов и никакой теплоутилизации не будет (не считая негативных последствий — потерь воды и увлажнения газов).

Процесс становится более сложным, если учесть, что состав капель полидисперсный (обусловлен механизмами распада жидкостей при распылении). Мелкие капли мгновенно достигают tMи начинают испарятся, изменяя параметры газа в сторону увеличения влагосодержания, средние — могут находиться между tpи tM, а крупные — ниже tp, т.е.

нагреваются и конденсируют влагу. Всё это протекает одновременно при отсутствии чётких границ.

Всесторонне проанализировать результаты непосредственного контакта капель теплоаккумулирующей среды и горячих дымовых газов возможно только на основе математической модели, учитывающей весь комплекс явлений (одновременно протекающие тепло- и массоперенос, изменения параметров сред, аэродинамической обстановки, полидисперсный состав капельного потока и т.д.).

Описание модели и результатов анализа на её основе приведено в монографии , к которой мы и рекомендуем обратиться заинтересованному читателю. Здесь отметим лишь главное.

Для большинства дымовых газов температура мокрого термометра находится в пределах 45-55°С, т.е. вода в зоне непосредственного контакта с дымовыми газами, как отмечалось выше, может быть нагрета только до указанной температуры, хотя и с достаточно глубокой теплоутилизацией. Предварительное же увлажнение газов, как это предусматривается конструкцией ТАНТЕК, не только не приводит к увеличению количества утилизируемой теплоты, а даже к его снижению.

И, наконец, следует учитывать, что при утилизации теплоты даже из газов, не содержащих сернистые соединения, охлаждать их ниже 80°С не следует (затрудняется их эвакуация в окружающую среду через газоход и дымовую трубу).

Поясним сказанное на конкретном примере. Пусть дымовые газы после котла в количестве 5000 кг/ч, имеющие температуру 130°С и влагосодержание 0,05 кг/кг, контактируют с теплоутилизирующей средой (водой, tH= 15°С). Из Н—х диаграммы находим: tM= 49,5°С; tp= 40°С; I = 64 ккал/кг. Расчёты по модели показали, что при охлаждении газов до 80°С полидисперсным потоком капель со средним диаметром 480 мкм, влагосодержание фактически остаётся неизменным (испарение мелких капель компенсируется конденсацией на крупных), tMстановится равной 45°С, а теплосодержание I = 50 ккал/кг. Таким образом, утилизируется 0,07 Гкал/ч теплоты, а теплоаккумулирующая среда в количестве 2,5 м3/ч нагревается с 15 до 45°С.

Если же использовать ТАНТЕК и предварительно провести увлажнение — адиабатическое охлаждение газов до t- 100°С, а далее охлаждать до 80°С при X = const, то конечные параметры газа будут: tM = 48°С; I = 61,5°С. И хотя вода нагреется несколько выше (до 48°С), количество утилизируемой теплоты уменьшается в 4 раза и составит 0,0175 Гкал/ч.

Варианты организации утилизации теплоты.

Решение конкретной задачи утилизации теплоты дымовых газов зависит от ряда факторов, в том числе от наличия загрязняющих веществ (определяется видом сжигаемого топлива и объектом нагревания дымовыми газами), наличием потребителя теплоты или непосредственно горячей воды и т.д.

На первом этапе следует определить количество теплоты, которое в принципе может быть извлечено из имеющихся дымовых газов, и оценить экономическую целесообразность теплоутилизации, так как капитальные затраты на неё не пропорциональны количеству утилизируемой теплоты.

Если ответ на первый вопрос положительный, то следует оценить возможность использования умеренно нагретой воды (например, при сжигании природного газа направить её на подготовку подпиточной воды котлов или теплосети, а при загрязнении пылевыми частицами целевого продукта использовать на приготовление сырьевой массы, например в производстве керамических изделий и т.п.). Если вода слишком загрязнена, можно предусмотреть двухконтурную систему или теплоутилизацию сочетать с очисткой дымовых газов (получить более высокие (выше 45-5СРС) температуры или поверхностную ступень).

Вариантов организации процесса утилизации теплоты много. От выбора оптимального решения зависит экономическая эффективность мероприятия.

Литература:

1. Галустов B.C. Тепломассообменные процессы и аппараты с непосредственным контактом фаз в теплоэнергетике // Энергия и менеджмент.— 2003.— № 4.

2. Галустов B.C. Прямоточные распылительные аппараты в теплоэнергетике.— М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Суханов В.И. и др. Установки утилизации тепла и очистки дымовых газов паровых и водогрейных котлов.— М.: АКВА-ТЕРМ, июль 2001.

4. Плановский А.Н., Рамм В.М., Каган С.З. Процессы и аппараты химической технологии.— М.: Госхимиздат, 1962.—С.736-738.

Использование: энергетика, утилизация теплоты уходящих газов. Сущность изобретения: поток газов увлажняют путем его пропускания через пленку конденсата, сформированную на двухгранном дырчатом листе 4, где газы насыщаются водяными парами. В камере 2 над листом 4 происходит объемная конденсация водяных паров на пылевидных частицах и мельчайших капельках парогазового потока. Подготовленная парогазовая смесь охлаждается до температуры точки росы путем передачи тепла потока нагреваемой среды через стенку теплообменных элементов 8. Конденсат из потока выпадает на наклонные перегородки 5 с желобами 10 и далее поступает на лист 4 по сливной трубе 9. 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области котельной техники, а более конкретно к сфере утилизации теплоты отходящих газов. Известен способ утилизации теплоты уходящих газов (СССР авт.св. N 1359556, МКИ F 22 В 33/18, 1986), являющийся ближайшим аналогом, при котором продукты сгорания последовательно принудительно увлажняются, сжимаются в компрессоре, охлаждаются до температуры ниже температуры точки росы совместно с конденсацией водяных паров при давлении выше атмосферного, сепарируются в сепараторе, расширяются с одновременным понижением температуры в турбодетандере и удаляются в атмосферу. Известен способ утилизации теплоты отходящих газов (ГДР, пат. N 156197, МКИ F 28 D 3/00, 1982) достигающийся противоточным движением в теплообменнике отходящих газов и промежуточной жидкой среды, нагревающейся до температуры больше температуры точки росы отходящих газов, которые охлаждаются до температуры ниже точки росы. Известен способ низкотемпературного нагрева с использованием высшей теплотворной способности топлива (ФРГ, заявка N OS 3151418, МКИ F 23 J 11/00, 1983), заключающийся в том, что в нагревательном устройстве сжигается топливо с образованием горячих газов, которые поступают в нагревательное устройство вперед и в сторону. На части тракта течения топливные газы направляются вниз с образованием конденсата. Топливные газы на выходе имеют температуру 40 45 o С. Известный способ позволяет производить охлаждение отходящих газов ниже температуры точки росы, что несколько повышает тепловую экономичность установки. Однако, при этом имеет место распыл конденсата через форсунки, что приводит к дополнительному расходу электроэнергии на собственные нужды и увеличивает содержание водных паров в продуктах сгорания. Включение в схему компрессора и турбодетандера, осуществляющих, соответственно, сжатие и расширение продуктов сгорания, не дает повышения экономичности, и, кроме того, приводит к дополнительному расходу электроэнергии, связанному с потерями в компрессоре и турбодетандере. Задачей изобретения является интенсификация теплообмена при глубокой утилизации теплоты уходящих газов. Поставленная задача решается благодаря тому, что увлажнение газового потока осуществляют путем его пропускания через пленку конденсата с насыщением потока водяными парами с последующей конденсацией последних, а также выпадением конденсата на упомянутую пленку и стеканием неиспарившейся части. Предлагаемый способ может быть реализован в устройстве, изображенном на чертеже, где: 1 сборник конденсата, 2 камера, 3 корпус, 4 двугранный неравносторонний наклонный дырчатый лист, 5 наклонные перегородки, 6 - суживающийся двумерный диффузор, 7 расширяющийся диффузор, 8 теплообменная поверхность, 9 сливная труба, 10 желоб, 11 сопрягаемая поверхность, 12 - сепаратор, 13 теплообменник перегрева, 14 дымосос, 15 дымовая труба, 16 гидрозатвор, 17 горизонтальная ось. Работа устройства по предлагаемому способу утилизации теплоты продуктов сгорания аналогична тепловой трубе атмосферного типа. Испарительная ее часть находится в нижней части камеры 2, из которой поднимается подготовленная парогазовая смесь, а конденсационная на теплообменных поверхностях 3, с которых по наклонным перегородкам 5 с желобами 10 через сливные трубы 9 конденсат стекает на двугранный неравносторонний дырчатый лист 4, а избыток - в сборник конденсата 1. Продукты сгорания, поступившие из теплообменника перегрева 13, барботируют пленку конденсата на двугранном неравностороннем наклонном дырчатом листе 4. Конденсат распыляется, нагревается и испаряется, а его излишек стекает в сборник конденсата 1. Дымовые газы насыщаются водяными парами при давлении, примерно равном атмосферному. Оно зависит от режима совместной работы вентилятора и дымососа 14. В камере 2 водяные пары находятся в пересыщенном состоянии, так как давление пара в газовой смеси больше давления насыщенного пара. Мельчайшие капельки, пылевидные частицы продуктов сгорания становятся центрами конденсации, на которых в камере 2 без теплообмена с окружающей средой идет процесс объемной конденсации водяных паров. Подготовленная парогазовая смесь конденсируется на теплообменных поверхностях 8. При температуре поверхности этих теплообменных элементов 8 существенно ниже температуры точки росы влагосодержание продуктов сгорания после утилизатора теплоты ниже исходного. Заключительной фазой этого непрерывного процесса является выпадение конденсата на наклонные перегородки 5 с жалобами 10 и его попадание на дырчатый лист 4 по сливной трубе 9. Подтверждением достижения поставленной задачи служит следующее: 1. Величина коэффициента теплопередачи увеличилась до 180 250 Вт/м 2 o C, что резко снижает площадь теплообменной поверхности и соответственно уменьшает массогабаритные показатели. 2. Уменьшение в 2,5 3 раза начального влагосодержания водяных паров в уходящих газах снижает интенсивность коррозионных процессов газового тракта и дымовой трубы. 3. Колебание нагрузки парогенератора не влияет на снижение эффективности котельной установки.

Формула изобретения

Способ утилизации теплоты уходящих газов, заключающийся в том, что поток газов увлажняют и охлаждают до температуры точки росы путем передачи тепла потока нагреваемой среде через стенку, отличающийся тем, что увлажнение газового потока осуществляют путем его пропускания через пленку конденсата с насыщением потока водяными парами с последующей конденсацией последних, а также выпадением конденсата на упомянутую пленку и стеканием неиспарившейся его части.