Постановка задачи

Глубокая утилизация (ГУ) тепла продуктов сгорания (ПС) реализуется при охлаждении их до температуры ниже точки росы Тр. Для ПС природного газа Тр составляет 50-55 °С и зависит от коэффициента расхода воздуха а (снижается с его ростом) и влажности наружного воздуха. Надёжная конденсация водяных паров в продуктах сгорания требует их охлаждения до температуры Тгу = 40 ± 5 °C, при этом конденсируются пары, содержащиеся в дутьевом воздухе и образующиеся при сжигании углеводородов топлива (метан, водород и пр.).

Температуру ПС на выходе из котлов Тух в России поддерживают на уровне 110-130 °C, КПД котла соответственно ηк = 0,92-0,93, для поддержания естественной тяги и снижения напора (расхода энергии) дымососа, а также предотвращения конденсации водяных паров в газоходах и дымовых трубах. По литературным данным 55-60 % теплосодержания продуктов сгорания природного газа составляет тепло парообразования (конденсации), остальное — физическое тепло. КПД котла в конденсационном режиме ηкон = 105 % (по Qрн).

Штатный (максимальный) КПД обычного газового котла 92-94 % (на практике не более 90 %). По сравнению с ним экономия топлива, то есть количество утилизируемого тепла Qут при ГУ в конденсационном котле, составит, очевидно, 11-13 % от тепловой мощности котла Qк. При ηк = 100 % удельный расход условного топлива (УРУТ) qуд по определению равен 1 X 106 ккал / 7000 ккал/кг = 142,86 кг у.т./Гкал, а при Пкон = 105 % (пересчётом) — 136,06 кг у.т./Гкал. Эта величина позволяет сразу же определить экономию топлива от внедрения ГУ в сравнении с замещаемым котлом с известным КПД. Также можно подсчитать указанные величины для любого случая.

Конденсационный режим наиболее эффективен для котлов на природном газе (ПГ). Продукты сгорания природного газа характеризуются наибольшим содержанием влаги, высокой температурой точки росы и низким значением рН, высоким качеством конденсата: он лишён взвешенных веществ карбонатной жёсткости и имеет сухой остаток менее 5 мг/л. После обработки (дегазации, декарбонизации) его можно использовать в водном балансе котельной в качестве подпиточной воды котла и тепловой сети.

С целью исключить выпадение конденсата в газовом тракте и особенно в дымовой трубе (наледи, перекрытие ствола) и снизить нагрузку на дымосос, предусматриваются различные способы повышения температуры за узлом ГУ. Наиболее простой и, вероятно, экономичный — байпасирование, то есть перепуск части продуктов сгорания по обводному байпасному каналу (с регулировочным дроссельным клапаном) помимо узла ГУ так, чтобы температура смеси газов за ним была в пределах Тсм = 70-90 °C. (Байпас не показан.)

Степень байпасирования Y (часть отводимых горячих газов) укладывается обычно в диапазон 20-30 %. Байпасирование ухудшает все показатели процесса. Так, для расчётных режимов с Тух = 130 °С с байпасом при Y около 0,2 величина QуX снизилась в 1,4 раза по сравнению с работой без байпаса.

Конденсационный режим наиболее эффективен для котлов на природном газе (ПГ). Продукты сгорания ПГ характеризуются наибольшим содержанием влаги, высокой температурой точки росы и низким значением рН, высоким качеством конденсата — он лишён взвешенных веществ карбонатной жёсткости и имеет сухой остаток менее 5 мг/л. После обработки (дегазации и декарбонизации) его можно использовать в водном балансе котельной в качестве подпиточной воды котла и тепловой сети

Оптимальный режим — работа с байпасом в холодное время года, а летом, если опасности конденсации нет, без него. Отметим, что в данном случае при надёжной конденсации и работе каплеуловителя «брызгоунос» в газовый тракт невелик, требования к байпасированию и температуре Тсм снижаются.

Существующее положение дел

В передовых западных странах глубокая утилизация тепла ПС практикуется в отопительных системах и осуществляется применением водогрейных котлов конденсационного типа, оборудованных конденсационным экономайзером (КЭ) без искусственного хладоносителя, то есть без применения теплонасосных установок (ТНУ).

Низкая, как правило, температура (30-40 °С) обратной воды Тов при типичном температурном графике, например, 70/40 °С в системах отопления в странах Запада и США позволяет обеспечить глубокое охлаждение продуктов сгорания в КЭ и, таким образом, ГУ, то есть позволяет реализовать конденсационный режим работы котла без искусственного хладоносителя.

Эффективность и рентабельность глубокой утилизации для отопительных котлов в доказательствах не нуждаются. Конденсационные котлы получили на Западе широкое применение, до 90 % всех выпускаемых там котлов — конденсационные. Эксплуатируются такие котлы и в нашей стране, но их производство отсутствует.

В России, в отличие от стран с тёплым климатом, температура в обратной магистрали тепловых сетей, как правило, выше значения Тр, и глубокая утилизация возможна только в четырёхтрубных системах; (встречающихся крайне редко) или при использовании теплонасосной установки. В большом количестве закупаются и эксплуатируются импортные конденсационные котлы, но их производство у нас отсутствует.

Перевод отопительных водогрейных котлов в конденсационный режим . 4/2016. Фото 1

Главная причина отставания России в разработках и внедрении систем глубокой утилизации — низкая цена природного газа, высокие капитальные затраты из-за включения в схему АБТН и длительные сроки окупаемости

Актуальность данной проблемы очевидна. Имеются единичные примеры перевода котлов в конденсационный режим путём установки в газоходе за обычным котлом конденсационных теплообменников-утилизаторов (КТУ). Так, при установке в качестве КТУ одной секции калорифера типа КСк-4-1 Костромского калориферного завода за котлом ДЕ10-14ГМ его производительность повысилась на 7-8 % без увеличения расхода топлива (Ульяновская ТЭЦ-3, 1992 год). Применение КТУ на двух отопительных котельных повысило КПД котлов на 10 % (Брянские тепловые сети, «ВКТИстройдормаш-Проект», 2001 год).

Главная причина отставания России в разработках: и внедрении систем ГУ — низкая цена природного газа, высокие капитальные затраты из-за включения в схему АБТН и длительные сроки окупаемости.

В качестве ТНУ рассматриваются абсорбционные бромистолитиевые тепловые насосы (АБТН), обладающие принципиальными преимуществами перед парокомпрессионными: минимальное потребление электроэнергии (только на насосы), безопасность и экологическая чистота (нет токсичных выделений), отсутствие движущихся частей, динамических нагрузок, вибраций (и, соответственно, необходимости в мощных фундаментах:), а также низкий износ и шум (только от насосов).

Таким образом, решение задачи ГУ в условиях России — в создании системы глубокой утилизации на базе одноступенчатого АБТН как наиболее эффективной технологии.

Исходные данные

Источниками энергии для АБТН могут быть (помимо огневого газового обогрева): пар давлением 0,4-0,6 МПа; горячая вода температурой не ниже 145 °C; отходящие дымовые газы температурой от 450 °C. Источники пара и горячей воды — паровые и водогрейные котлы на любом топливе, в том числе местном (древесные отходы, биомасса и пр.).

Обозначим как Qт, Qген и Qхол — тепловые мощности (теплопроизводительность) теплоотводящего контура 22, генератора и холодильную мощность испарителя АБТН, соответственно. Величина Qхол — утилизированное тепло, то есть отведённое от ПС испарителю, поэтому иногда обозначается Qут. И Qхол, и Qген в самом АБТН передаются в теплоотводящий контур, а уравнение теплового баланса АБТН: Qт = Qген + Qхол. Основные режимные параметры АБТН связаны соотношениями (для машины производства «Теплосибмаш», с отклонениями в пределах: 5 %): Qт/Qхол = 2,55; Qт/Qген = 1,72; Qген/Qхол = 1,47.

Или в виде, удобном для расчётов (табл. 1): Qт = 2,55Qхол, Qген = 0,59.

КПД котла в конденсационном режиме в общем случае

Перевод отопительных водогрейных котлов в конденсационный режим . 4/2016. Фото 2

причём пренебрежимо малая потеря в окружающую среду q5 не учитывается.

Или в другой форме КПД ηком комплекса с учётом ηген — КПД камеры сгорания:

Перевод отопительных водогрейных котлов в конденсационный режим . 4/2016. Фото 3

Значение ηген принято равным 0,9 (как показно в табл. 1).

Приведём основные характеристики АБТН-4000Т производства «ТСМ» на огневом обогреве. Тепловая мощность (контур А-К) Qт = 10,2 МВт; холодильная мощность — утилизируемое тепло (контур испарителя) Qхол = 4 МВт. Коэффициент трансформации ε = Qт/Qген = 1,65-1,75 (пределы). Расход газа в генераторе Вген = 633 м3/ч, Qген = 5,885 МВт; расходы воды, охладителя (в испарителе) Gи = 688 м3/ч, теплоносителя (контуре «абсорбер-конденсатор») Gк-а = 275 м3/ч. Электрическая мощность насосов — 25,2 кВт, сухая масса — 38 т, габариты (д X ш X в) — 9,3 X 4,3 X 3,3 м.

Стоимость АБТН-4000Т около 30 млн руб. (2014 год). Крупнейшие поставщики АБХМ и АБТН — китайские фирмы Shuangliang и Broad (представительства в Санкт-Петербурге и Москве). В номенклатуре представлены машины холодильной мощностью до 11 МВт. Холодопроизводительность может регулироваться в пределах 20-100 %, расход воды — 60-120 %о.

Важнейшим фактором в работе системы ГУ отопительных котлов с их сезонностью является использование установленной мощности — коэффициент КИМ. Его значение в условиях России колеблется в широких пределах от 0,25 для южных территорий страны до 0,5 для северных. Экономические показатели рассчитывали для этих крайних значений КИМ (строки 18-20 табл. 1). Второй определяющий фактор — стоимость топлива. В расчётах принят имеющийся тариф величиной 5 руб/м3 газа. В труднодоступных районах РФ (Западная Сибирь, Дальний Восток, Чукотка, области Архангельская, Вологодская и др.) стоимость дизельного топлива и СПГ, доставляемых в рамках северного завоза, в разы превышает его стоимость в регионах средней полосы России.

Система глубокой утилизации на базе АБТН: устройство, работа

Предлагаемая система ГУ показана на примере водогрейного котла П-образной схемы (например, типа ПТВМ) в комплекте с АБТН на огневом обогреве. Устройство и работа системы ясны из рис. 1. В качестве последней по ходу ПС секции конвективных хвостовых поверхностей 5 в конвективной шахте 4 котла 1 на выходе из него установлен конденсационный экономайзер (КЭ) 6. (Возможно размещение конденсационного теплообменника-утилизатора (КТУ) в газоходе за котлом, здесь рассматривается только вариант с КЭ в составе котла.) КЭ включён в замкнутый холодильный контур 21 испарителя АБТН 20, в котором циркулирует охлаждающая вода с температурами (вход/выход) 30/25 °C. Внешний потребитель 27 тепловой нагрузки — отопления, ГВС и пр. (теплосеть, теплопункт, бойлерная и др.) включён в контур 22, теплоотводящий для АБТН и греющий для потребителя, в котором циркулирует вода с температурами (вход/выход) 60/90 °C.

Важнейшим фактором в работе системы ГУ отопительных котлов с их сезонностью является использование установленной мощности — коэффициент КИМ. Его значение в России колеблется в пределах от 0,25 до 0,5. Экономические показатели рассчитывали для этих крайних значений КИМ. Второй определяющий фактор — стоимость топлива

Выделяющийся из ПС конденсат оседает на трубах КЭ и сливается по наклонному днищу газохода 7 в поддон и резервуар 14. Из бака 17 конденсат подаётся на участок обработки конденсата (не показан), где производят его очистку по известной технологии. Очищенный конденсат ПС подают в линию подпитки 31 или на другие нужды котельной.

Температуру ПС сразу за КЭ принимали Тгу = 40 ± 5 °C, после байпаса Тсм = 70 °C. Ввиду низких температур ограждения газохода 7 с узлом ГУ не требуют огнеупорной футеровки и выполняются из листовой нержавеющей стали с покрытием теплошумоизоляцией.

Дымовые газы с температурой Тух.кс из камеры сгорания 24 по дымоходу 26 отводят в участок главного газохода 7 сразу за каплеуловителем 8. В расчётах приняты значения Тух.кс от 110 до 130 °C, тогда КПД КС равен 93 и 92 %, соответственно. В отдельных режимах байпасирования не потребовалось, то есть требование Тсм не менее 70 °С соблюдалось.

Схема включения системы ГУ позволяет реализовать любой возможный режим работы котла на потребителя: штатный — с АБТН и КЭ; с догревом воды из контура 22 в котле и без догрева, с подачей непосредственно потребителю; без АБТН, с подачей в КЭ обратной холодной воды, минуя контур 22 (когда её температура ниже точки росы; в этом случае АБТН отключается от схемы).

В качестве КЭ применимы различные типы теплообменников: кожухотрубные, прямотрубные, с накатанными рёбрами, пластинчатые или эффективная конструкция с новой формой теплообменной поверхности с малым радиусом гиба (регенератор РГ-10, НПЦ «Анод»). Можно рекомендовать теплообменные блоки-секции на базе биметаллического калорифера марки ВНВ123-412-50АТЗ (ОАО «Калориферный завод», город Кострома). Работу КЭ, теплосъём в нём регулируют изменением холодильной мощности испарителя, то есть количества воды в контуре 21 и объёма проходящих ПС с помощью байпасирования.

Перевод отопительных водогрейных котлов в конденсационный режим . 4/2016. Фото 4

Анализ результатов, оценка эффективности, выводы

Анализ работы системы выполнен на большом массиве опытных данных: балансовых, режимных, пусконаладочных испытаний, проведённых специализированными организациями, режимных карт, отчётной статистики котельной и т.п. — всего для 11 водогрейных котлов трёх котельных (Татарстан, 2013 год) в диапазоне Qk от 8 до 58 МВт, температур Тух от 98 до 194 °C.

В качестве исходных принимали данные: расход газа Вг; его состав и теплота сгорания Qрн коэффициент расхода воздуха α; температуры ПС за котлом Тух; а также задавали температуры продуктов сгорания за КЭ Тгу = 40 °C, смеси ПС за байпасом Тсм = 70 °C.

Согласно методике последовательно рассчитывали: КПД котла ηк = (Qк - q2)/Qк, где q2 = CWТух — потеря тепла с уходящим газами при допущении, что q2 — единственная статья потерь, что близко к реальности; тепловую мощность котла (по расходу газа и КПД); объём сухих и влажных продуктов сгорания; степень байпасирования Y (из теплового баланса потока продуктов сгорания по участкам «главный газоходКЭбайпасгазовый тракт»; объёмы продуктов сгорания W — на входе, выходе и средний через КЭ; влагосодержание продуктов сгорания на входе/выходе КЭ по формуле Л. Г. Семенюка, приведённой в работе [1], формулы (3.3) и (3.4); количество конденсата; утилизируемое тепло Qут по формуле И. З. Аронова из [1], формула (3.2).

По значению Qут выбирают типоразмер АБТН и рассчитывают требуемую поверхность F нагрева КЭ, а для Кту — число калориферных секций. Коэффициент теплопередачи Кw - в теплообменнике определяли по эмпирической методике завода — изготовителя (ОАО «Калориферный завод», город Кострома), температурный напор ΔTср — как среднеарифметический температур теплоносителей — воды и ПС.

Верхние четыре строки табл. 1 — фактические данные, остальные рассчитаны по указанной методике. Значения Y и Q1ут (строки 5 и 7) рассчитаны для режимов без подмешивания уходящих газов от камеры сгорания в общий поток ПС в главном газоходе, а величина Q2ут (строка 15) — с учётом подмешивания, Qут — это чистый выигрыш в тепловом балансе системы от работы теплового насоса. Заметен эффект подмешивания: снижается степень байпасирования за счёт горячих ПС из КС, увеличивается величина Qут — на 4,5-5,0 % (строки 7 и 15) — и повышается КПД энергокомплекса ηком, соответственно.

Полученные результаты чётко ориентируют относительно перспективы перевода котлов в конденсационный режим по предлагаемой технологии.

В силу больших капитальных затрат при нынешних тарифах на газ проект системы ГУ для отопительных котлов может стать рентабельным только при определённых условиях: мощность котла от 40 МВт и выше, холодильная мощность от 5 МВт, значение КИМ не ниже 0,5 (пункты 8-11, табл. 1), то есть для севера и северо-востока страны, районов с долгой и суровой зимой. Тогда можно рассчитывать на ожидаемые сроки окупаемости от трёх до пяти-шести лет. С повышением тарифов на тепло и топливо востребованность предлагаемых решений будет расти.

Кроме повышения тепловой экономичности системы ГУ обеспечивают:

  • снижение эмиссии оксидов NOx с уменьшением температуры ПС и в результате подавления водяными парами (орошение, промывка ПС капельной влагой), вплоть до достижения экологически чистого процесса; экологический эффект в ряде случаев оказывается решающим;
  • выработку избыточной воды за счёт конденсации, исключается потребность в подпиточной воде и надобность в рециркуляционной насосной установке (экономия электроэнергии).

Ещё один эффект ГУ — улучшение условий и продолжительности службы газового тракта, так как конденсация локализуется в КТ, независимо от температуры наружного воздуха.

Следует учитывать и особенности системы глубокой утилизации: высокие капитальные вложения и повышение эксплуатационных затрат (обслуживание узла ГУ, расходные материалы для химической водоподготовки). Несколько повышается нагрузка на дымосос (тяжёлые холодные ПС, аэродинамическое сопротивление каплеуловителя). Эта проблема снимается при работе котла под наддувом, что характерно для ряда типов котлов и режимов их работы.

Перевод отопительного котла в конденсационный режим требует реконструкции котельного агрегата (предпочтителен выбор для реконструкции котла П-образной схемы) — при проектировании новых и модернизации действующих. Оптимальное решение — создание отечественного конденсационного котла с системой ГУ, включающей АБТН.

В порядке предпроектной проработки для выбранного объекта выполняются ТЗ, ТЭО, рекомендации, экспертиза, выбор решения и пр., в случае положительных результатов — проектирование и реализация пилотного проекта.