Способ и система теплоснабжения с глубокой утилизацией тепла. Новое решение

Существующее положение дел
До сих пор в соответствующей технической литературе рассматривалась традиционная технология утилизации тепла продуктов сгорания (ПС) котлов на обратной сетевой воде [1–3]. Практически каждая котельная (отопительный котёл) является источником горячего водоснабжения (ГВС) объекта. Тепловая нагрузка ГВС Q_ГВС круглогодична, но резко нестабильна в течение суток (утренние и вечерние пики и провалы днём). В годовом же балансе (а важны именно годовые экономические показатели) величина Q_ГВС принимается обычно около 15 % от отопительной Q_от, но в некоторых случаях может доходить до 40 %.

Источник воды для ГВС — как правило, холодная водопроводная вода с температурой t_хол, равной 6–12 °C зимой и до 15 °C летом. При подаче такой воды в конденсационный теплообменник-утилизатор (КТУ), размещённый в газоходе за котлом, или в конденсационный экономайзер (КЭ) в хвостовых поверхностях котла продукты сгорания охлаждаются до требуемой температуры конденсации t_кон (40–45 °C). В этом отличие предлагаемого решения от известных. Конденсационная установка горячего водоснабжения на базе котлов наружного размещения [4] не является комбинированной системой, а служит только для ГВС.

Имеются единичные примеры перевода котлов в конденсационный режим путём подачи холодной воды в КТУ в газоходе котла. Источник этой воды не указан, очевидно, что это не обратная сетевая вода. Но использование питьевой водопроводной (санитарной) воды в качестве технической сетевой — нонсенс. Поэтому говорить об этих устройствах как системах отопления и ГВС не приходится. Во всех этих случаях системы глубокой утилизации (ГУ) показали безусловную эффективность — снижение расхода топлива на 7–10 %, соответственное повышение КПД, экологический эффект (снижение токсичных выбросов) [3].

В двухтрубных системах теплоснабжения вода на ГВС нагревается в теплообменнике (бойлере), размещённом на центральном (ЦТП, на квартал, район и т.п.) или индивидуальном (ИТП, на отдельное здание или систему отопления) тепловом пункте, горячей («острой») водой из отопительного котла. В четырёхтрубных системах с открытым водоразбором ЦТП находится в самой котельной.

Зарубежные конденсационные котлы (в каскадных схемах) также подключают к внешнему отопительному бойлеру для ГВС. Например, модель газового котла Antea RBTFS компании Fondital (Италия) оснащена для этой цели встроенным трёхходовым клапаном [5.] Другие примеры: каскад до восьми агрегатов настенных конденсационных котлов бельгийской компании ACV также подключают к котлу [6], напольные котлы Power HT и HT-A430 компании BAXI (Италия) мощностью 230–320 и 430–659 кBт, соответственно, можно опционально подключать к бойлеру для ГВС [3].

Более близкие аналоги — котлы со встроенным бойлером. Один из примеров — отопительные котлы Delta и Heat Master (компания ACV) мощностью от 25 до 210 кВт. Они изготовлены по технологии «бак в баке» [7], то есть в них ёмкость из нержавеющей стали с санитарной водой помещена в резервуар с теплоносителем. Он нагревается от основного котла или с помощью змеевика из нержавеющей стали, к которому можно подключить котёл [6]. B модели ACV Rus Smart Line Multe Energy совмещаются теплоаккумулятор и бойлер косвенного нагрева.

Предлагаемая система
Помимо штатного оборудования системы теплоснабжения и отопления и ГВС объекта, предлагаемое решение включает конденсационный теплообменник-утилизатор, размещённый в газоходе котла. Возможен вариант использования в качестве КТУ последних секций хвостовых поверхностей котла (конденсационный экономайзер). КТУ подключён на входе к водопроводу, а на выходе — через трёхходовой клапан к бойлеру ГВС и к потребителю, выход бойлера — к линии ГВС объекта. Бойлер включён в замкнутый контур горячей воды из котла (рис. 1).

Технологическая схема
На рис. 1 в газоход 18 котла (или «боров», с которым соединены газоходы от нескольких котлов) встраивается камера 1. Разделительная перегородка — металлическая стенка 20 — делит камеру на две части: байпасный канал 21 и газоход 22 (для установки секции 3 КТУ).

КТУ подключают к водопроводу. Узел утилизации оборудуют системой сбора и отвода конденсата, а также участком его очистки, где происходит нейтрализация (декарбонизация и дегазации) по известной технологии (на рис. 1 не показан) [3]. Tепловую мощность КТУ (объёмы ПС через газоходы 21 и 22 камеры 1) регулируют шиберами 23 и 24 с приводами. Шибера и все запорно-регулирующие органы интегрированы в САР объекта, работающей по единой программе управления объектом. В период пиковых нагрузок на ГВС шибер 23 закрыт, а 24 открыт, весь объём ПС пропускают через КТУ (газоход 22). В периоды минимальных нагрузок ГВС наоборот — шибер 23 приоткрывают, а 24 прикрывают. Так же управляют клапанами, когда тепловая мощность котла превышает возможности утилизации: часть потока горячих ПС байпасируют, то есть направляют помимо КТУ через канал 21.

Схема подключения узла позволяет работать в различных режимах. Если температура нагрева воды ГВС в КТУ достаточна (порядка 60–70 °C), то нагретая вода направляется непосредственно потребителю через автоматический трёхходовой регулировочный клапан 6 по трубопроводу 7. Если же недостаточна — вода подаётся в теплообменник (бойлер) 9 (в составе ИТП либо ЦТП в котельной) на «прямой» воде из котла, там догревается до нужной температуры и по трубопроводу 8 подаётся потребителю.

В случае необходимости выполняется требование поддерживать температуру ПС после КТУ не ниже 70–90 °C для исключения конденсации водяных паров в газовом тракте — шибер 23 приоткрывают, и газоход 21 выполняет функции байпаса. При работе котла под наддувом (напорные горелки) дымосос не нужен, газовый тракт выполняют газоплотным.

Расчётный анализ. Эффективность
В основе анализа лежит простейший тепловой баланс системы — тепловая мощность котла N_к равна сумме полезного тепла Q_пол и тепловых потерь Q_пот:
N_к = Q_пол + Q_пот. (1)

В нашем случае величина Q_пол — это отопительная нагрузка Q_от, являющаяся для котла основной. Сводим все потери тепла к одной статье — потере с уходящими газами q₂, что близко к действительности: Q_пот = q₂. Очевидно, что Q_пол = η_кN_к, где η_к — КПД котла брутто. Если КПД принять η_к = 0,92, то получим
q₂ = 0,08N_к. (2)

Эта величина — потенциал сухой утилизации тепла продуктов сгорания. Но при глубокой утилизации, как показывает анализ, утилизируется количество тепла ГУ Q_ГУт — примерно в 1,4–1,47 раза большее, чем при сухой утилизации, за счёт конденсации водяных паров, содержащихся в ПС [1, 3 и др.]. По литературным данным, 55–60 % теплосодержания продуктов сгорания природного газа составляет тепло парообразования (конденсации), остальное — физическое тепло. Этой пропорции (60/40) соответствует соотношение Q_ГУт/q₂ = 1,47. Принимаем в расчёте это соотношение с занижением, равным 1,4.

Тогда для нашего случая (рис. 1б) тепло глубокой утилизации:
Q_ГУт = 1,4 × 0,08N_к = 0,112N_к.

Ещё раз занижая результат, как страховка от возможную неполноту конденсации в КТУ, получим базовое уравнение Q_ГУт = 0,1N_к — располагаемое количество тепла для нагрева воды ГВС за счёт ГУ, то есть прибавка к тепловому балансу котла. Это означает, что в результате ГУ мощность котла (или его КПД) увеличивается на 10 %, или, иначе, что тепловая нагрузка на ГВС составляет 10 % от мощности котла.

Выбор объекта и эффективность проекта определяют два параметра: тепловая мощность котла N_к [Гкал/ч или МВт] и расход холодной воды G_в [м³/ч]. В случае двухтрубных систем расстояние от котельной до ТП должно быть минимальным — десятки метров.

В расчётном примере ориентировались на параметры котельной №2 (город Коломна) МУП «Тепло Kоломны» (исходные данные за 2015 год). Приводим диапазоны параметров: нагрузка котла (по месяцам) 8,5–17,5 Гкал/ч; температура уходящих газов t_ух = 83–135 °C; температуры прямой и обратной воды t_пр = 70–76 °C и t_об = 52–57 °C; температура холодной воды t_хол = 8 °C (const). В течение августасентября отопление отключено. Расход исходной холодной воды (ГВС + подпитка) G_в = 24–42 м³/ч. Получены результаты (пределы) по месяцам: КПД котла (0,92– 0,94), расход газа (1130–2400 м³/ч), выход ПС (1130–2400 м³/ч), потери тепла с отходящими газами q₂ (0,4–1,4 Гкал/ч), количество утилизируемого тепла — суммарное (0,6–2,4 Гкал/ч или 290–1532 Гкал/месяц) и в результате глубокой утилизации (0,4–1,4 Гкал/ч), средний температурный напор в теплообменнике (41–52 °C), температуры нагрева воды (33–70 °C), поверхность нагрева КТУ (180–480 м²).

В табл. 1 представлены: G_в — заданный расход исходной холодной воды на ГВС; Q_ут — общее количество утилизируемого тепла, затраченное на нагрев воды, Q_ут = cG_вΔt, то есть это количество сэкономленного тепла в час (и снижение расхода топлива, соответственно), при любой форме утилизации — сухой или глубокой (ΣQ_ут — то же за год); ΣВ_г^эк — расход газа на получение в котле тепла ΣQ_ут, то есть экономия газа, причём

где η_к — КПД котла, принят равным 0,92; S_эк.газ — стоимость сэкономленного газа при его цене 5 руб/м³, то есть коммерческий эффект проекта исходя из полученных величин Q_ут.

Примерная стоимость cистемы глубокой утилизации (с САР) — порядка 6–7 млн руб. Ожидаемый простой срок окупаемости в пределах одного-двух лет в зависимости от мощности котла.

Исходные данные:

• используемое топливо — природный газ, Q_р^н = 8000 ккал/м³;
• холодная вода с температурами вход t₁ = 10 °C, выход (нагрев) t₂ = 70 °C, перепад Δt_в = 60 °C.

Рассчитывается процесс без байпасирования, то есть весь объём ПС Wк проходит через узел КТУ в канале 22 и охлаждается до необходимой для полной конденсации температуры t_кон = 40 °C, обеспечивается ГУ.

Мощность котла может быть больше указанного минимального значения N_к — как угодно большой. В этом случае избыток продуктов сгорания перепускается через шибер 23 и канал 21, выполняющий роль байпаса. При сухой утилизации можно получить такой же эффект, как и при глубокой, но при этом потребная мощность котла N_к возрастёт примерно на 10–12 %.

Заданные значения коэффициента полезного действия котла без утилизации η_к = 0,92 и Q_ут = 0,1N_к обусловили постоянные для всех режимов значения t_ух = 136 °C и КПД котла с утилизацией:

что на 10 % больше ηк, то есть на долю Q_ут = 0,1N_к.

Это меньше, чем расчётные КПД импортных конденсационных котлов, около 1,07, и выше при графике отопления 50/30 °C, так как базовый КПД у последних выше (95–97 %) по сравнению с η_к = 92 %. Но при графике 80/60 °C КПД этих котлов снижается до 97 % [6].

Как видно, в расчёте принята самая простая, идеальная схема — без бойлера и без байпасирования. В реальных же условиях САР управляет расходом газа на котёл, покрывая отопительную нагрузку Q_от, при этом регулируется только расход воды в КТУ на ГВС — по реальной потребности, а её температура tнаг на выходе КТУ ограничивается верхним пределом (60–70 °C), но не регулируется, а получается как результат нагрева за счёт утилизации тепла ПС в КТУ (по остаточному принципу).

Возможна ситуация, когда тепловая мощность котла достаточно велика, и во всех режимах обеспечивается требуемое значение t_наг. Тогда установка бойлера не обязательна.

Летом, когда отопление отключается, котёл работает только на ГВС, и его мощность N_к находят расчётным путём — с учётом максимально возможной (глубокой) утилизации тепла, то есть максимальной величины Q_ГУт, которая так же, как и горячая вода из котла, идёт на покрытие нагрузки ГВС.

Выводы и заключение

1. Система применима во всех случаях, когда бойлер ГВС расположен рядом (десятки метров) с котлом. Нет принципиальных трудностей и в использовании технологии для паровых станционных и промышленных котлов. В случае импортных «конденсатников» вся реконструкция сводится к тому, что на вход КЭ подают водопроводную воду, а «обратная» вода из отопительного контура поступает в котёл.
2. Экономия тепла будет в любом режиме, с любыми параметрами, изменяется лишь температура нагрева. Что касается рентабельности, то её надо рассчитывать (см. приведённые примеры).
3. Преимущества схемы по сравнению с обычной утилизацией на обратной сетевой воде: а) работа системы (эффективность) не зависит от погодных условий, температурного графика отопления; б) расширяется область рентабельного применения, начиная с N_к = 6–10 Гкал/ч (при утилизации на обратной воде 30–40 Гкал/ч) при G_в = 9–10 т/ч; в) компактность теплообменника подразумевает меньшие материалоёмкость, стоимость и пр.); г) схема работает непрерывно, в течение всего года.
4. Ожидаемый простой срок окупаемости в пределах одного-трёх лет, в зависимости от условий объекта.
5. Максимальными КПД (больше 100 %) обладают режимы глубокой утилизации, но они требуют большего количество воды. У этих режимов самый низкий предел мощности по требованиям рентабельности — порядка 6–10 Гкал/ч.
6. Верхний предел мощности во всех режимах не ограничен.
7. В схеме используются имеющиеся в котельной баки-аккумуляторы для выравнивания нагрузок в графиках ГВС. Отопительный контур оборудуют расширительным баком.
8. В данной технологии возможны и сухая, и глубокая утилизация. Узел и обслуживание сухой утилизации проще и дешевле, чем глубокой, но глубокая утилизация экологичнее.
9. Ожидаемая экономия топлива — от 5 % (летом) до 10–12 %. Второй эффект — экологический, то есть снижение вредных выбросов вплоть до получения экологически безопасного процесса (такие вредные соединения, как СО2 и NOX, поглощаются капельной влагой при орошении потока газов конденсатом в КТУ).

Реализация пилотного проекта откроет перспективы широкого применения предлагаемой системы с большим экономическим и экологическим эффектом в средней и большой коммунальной энергетике, ЖКХ (коммунальное теплоснабжение: домовые, квартальные, районные, городские котельные, РТС, ТЭС, отопительные водогрейные, а также станционные паровые котлы и др.).