Plumbing. Heating. Conditioning. Energy Efficiency.

Модернизация и реконструкция типовых котельных

(0) (4107)
Опубликовано в журнале СОК №1 | 2014

Авторами проведен анализ составляющих потерь, подлежащих минимизации, и определены направления реконструкции котельной. Предложена методика расчета доли энергозатрат котельного агрегата на собственные нужды при оценке экономичности работы котельной, а также показаны возможность и меры по увеличению КПД котельного агрегата и котельной в целом.

Табл. 1. Потери теплоты при различной температуре уходящих газов и избытках воздуха

Табл. 1. Потери теплоты при различной температуре уходящих газов и избытках воздуха

В настоящее время в Российской Федерации находится в эксплуатации большое число производственно-отопительных котельных (ПОК) с паровыми и водогрейными котлами, которые построены в 1970-е и в начале 1980-х годов. В основу проектов этих котельных были заложены в соответствии со СНиП II-35–76 [1] типовые проекты, как правило, разработанные институтом СантехНИИпроект и(или) его филиалами, а также специализированными отделами институтов Госстроя СССР.

 

 

Типовое проектирование производилось с использованием опыта эксплуатации и актуальных научных разработок. Все оборудование и материалы были отечественного производства, что стимулировало развитие котельной техники, промышленное производство и строительные технологии. Современное состояние как оборудования, так и помещений производственно-отопительных котельных можно оценить как почти неудовлетворительное ввиду их явного физического и морального старения.

Обновление и модернизация ПОК не вызывает организационных или технических проблем, так как основное и вспомогательное оборудование, установленное в типовых котельных, до сих пор выпускается котлостроительными заводами страны. Представляется целесообразным перед составлением проектов реконструкции конкретной ПОК провести подробное обследование построения тепловой схемы и схему газовоздушного тракта, а также состояния основного и вспомогательного оборудования по условиям их соответствия современным технологическим решениям и достигнутым экономическим и экологическим показателям в эксплуатации.

Сложилась тенденция считать, что более высокая мощность ПОК обеспечивается при сжигании газового топлива с резервированием жидким топливом (мазутом или дизельным топливом), поэтому задача повышения их эффективности и экологичности ощутимо облегчается. Рассмотрим экономичность работы котельной с учетом доли энергозатрат на собственные нужды [2, 3]:

где ηкн — КПД (нетто) котельной, %; η- к.а бр — усредненный КПД (брутто) котлоагрегатов с учетом годового расхода топлива Bгi на котел и расчетного КПД котла по обратному балансу ηк.аi, %:

где qс.н — доля энергозатрат на собственные нужды котельной [%], приведенных к топливным затратам, и рассчитанная по специальной методике. Если котел работает на газовом топливе, то его КПД по обратному балансу рассчитывается упрощенно на основании [4]: ηк.а = (1 – qг – q5)100 %, где qг и q5 — доля потери теплоты с уходящими газами и от наружного охлаждения котлоагрегата. Доминирующей долей потери теплоты является qг:

где Iг °, Iв ° — энтальпия продуктов сгорания и воздуха при температуре уходящих газов, соответственно, кДж/кг; I ° х.в — энтальпия воздуха в помещении котельной при температуре 25 °С, кДж/кг; Qp p — располагаемая теплота сгорания топлива, в практических расчетах принимается равной низшей теплоте сгорания, кДж/кг; αух — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.

 

 

Формула для расчета qг полностью соответствует приведенной в работе [3], но записана более подробно для наглядности ее физического смысла. С увеличением температуры уходящих газов значение разности энтальпии Iг ° – Iв ° и Iв ° – I ° х.в монотонно возрастает для газообразных и жидких топлив. В табл. 1 показана зависимость расчетной доли потери теплоты с уходящими газами qг от температуры уходящих газов ϑух при четырех фиксированных значениях избытка воздуха αух для природного газа среднего состава с теплотой сгорания 35 750 кДж/м3.

Выбранные величины ϑух и αух соответствуют реальным условиях эксплуатации ПОК. Как видно из расчетов, существует возможность уменьшения доли потери теплоты с уходящими газами qг и, следовательно, увеличения ηк.а на 4–7 %. Отметим некоторые способы уменьшения потери qг: увеличение величины конвективных («хвостовых») поверхностей нагрева котлоагрегата; установка за котлоагрегатами контактных экономайзеров; «захолаживание» питательной воды химочищенной водой или холодным (организованным) воздухом для увеличения теплосъема в «хвостовых» поверхностях нагрева котлоагрегата; увеличение газоплотности обмуровки котлоагрегатов.

Потеря теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата q5 определяется в зависимости от его мощности по графику, приведенному в работе [3], и в практических расчетах составляет 1,5–4,0 %. Специальные расчеты, основанные на теории подобия процессов теплообмена [5], показывают, что принятый способ определения q5 завышает расчетную величину теплового потока от котлоагрегата с температурой поверхности не более 55 °C примерно на 50 %.

Приемлемая величина q5 может быть обеспечена простым соблюдением современных конструктивных решений обмуровки, разработанных заводами-изготовителями котлоагрегатов. Формула для определения энергозатрат на собственные нужды котельной qс.н в действующей нормативной литературе не приводится. Авторами предлагается следующая методика расчетов qс.н и перечень реконструкций, учитывающая многолетний опыт работы наладочных и проектных организаций. Энергозатраты на собственные нужды котельной составят:

где Qт — суммарные годовые потери теплоты на собственные нужды котельной, рассчитанные по уравнениям теплового баланса или теплопередачи, кДж; Qэ — суммарный годовой расход электроэнергии на котельную, кВт⋅ч; Qу.т — теплота сгорания условного топлива, кДж/кг у.т.; Вг — годовой расход топлива в котельной, кг; kэ.т — переводной коэффициент «электроэнергия–условное топливо», 0,33–0,35 кг у.т/(кВт⋅ч).

Составляющие потерь теплоты в котельной, подлежащие минимизации: «невозврат» конденсата потребляемого пара; непрерывная продувка; выпар деаэратора; мазутное хозяйство; бытовые нужды котельной; охлаждение поверхностей емкостей и трубопроводов, составляющих тепловую схему котельной. Основными потребителями электроэнергии в котельной являются электродвигатели для привода питательных и сетевых насосов, а также для привода тягодутьевых машин (дымососов и дутьевых вентиляторов).

Ощутимое уменьшение расхода электроэнергии в котельной возможно при проведении следующих мероприятий: понижение давления в барабане парового котла с обеспечением надежности циркуляции котловой воды; перевод котлов и газового тракта котельных на работу «под наддувом»; герметизация обмуровки котлоагрегатов и газовоздуховодов; замена кирпичных подземных газовоздуховодов на стальные надземные; применение стабилизирующих конфузоров и диффузоров на входе и выходе тягодутьевых машин; уменьшение скорости движения теплоносителей в трубопроводах и газовоздухопроводах; снижение протяженности трубопроводов и газовоздухопроводов; использование приводных электродвигателей с фазочастотным регулированием нагрузки.

Проведение корректного расчета величины qс.н представляет известную сложность и требует наличия многих исходных данных, которые могут варьироваться. Однако опыт расчета данного параметра для конкретных объектов ПОК позволяет утверждать, что величина qс.н находится в пределах 2–5 %. Повышение КПД котельной на определенный процент приводит к уменьшению выбросов вредных веществ в атмосферу на ту же величину.

Замена подземных газовоздухопроводов на надземные позволяет выполнить конструктивно простые и малозатратные реконструкции котлоагрегатов с целью подавления генерации оксидов азота на 20–40 % (установка газопроводов рециркуляции дымовых газов и сопел для двухстадийного сжигания топлива). Изложенный материал может быть полезен при проектировании и наладке реконструируемых котельных, а также при выполнении расчетов котельной техники.

(0) (4107)
Comments
  • В этой теме еще нет комментариев
Add a comment

Your name *

Your e-mail *

Your message