V Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2013

Известно, что в теплогенерирующих установках (ТГУ), основными тепловыми потерями являются тепловые потери с уходящими газами. Величина потерь колеблется в пределах 7-12% и зависит от вида топлива, применяемого в ТГУ.

В этом случае определенный эффект [1] дает использование напорных теплоутилизаторов, в которых происходит двухэтапная утилизация теплоты:

1) удаление водяных паров из парогазовой среды при температуре выше температуры точки росы;

2) глубокое охлаждение осушенных продуктов сгорания до температур ниже температуры точки росы.

При этом конденсация водяных паров осуществляется из парогазовой среды при температуре выше, чем температура точки росы, соответствующая атмосферному давлению; утилизируются значительные тепловые потоки из парогазовой среды уходящих газов теплогенерирующих установок при сведении коррозионных процессов к минимуму.

Так как давление греющей среды в теплоутилизаторе поддерживается выше атмосферного, то на поверхностях нагрева тепловых труб и проставок происходит конденсация водяных паров из парогазовой среды при температуре выше температуры точки росы.

Путем дросселирования охлажденного газа его давление снижается до атмосферного, затем он подается на вторую ступень, в которой окончательно утилизируется низкотемпературная теплота.

Вторая ступень может быть орошаемой, тогда она является дополнительно абсорбером – теплоутилизатором по типу КТАНов [2].

Установку напорного теплоутилизатора можно рекомендовать за котлами тепловой мощностью не менее 1,5 МВт.

В зависимости от поставленных задач, можно предложить варианты компоновки напорных теплоутилизаторов с такими котлами (рис.1, рис.2)

В соответствии с представленной на рис. 1 схемой в безнапорной секции теплоутилизатора нагревается вода для целей химводоочистки, а в напорной секции – для целей горячего водоснабжения.

Исходные данные для последующего расчета предложенной схемы: расход через секцию равен расходу подпиточной воды ( для водогрейных котлов) либо расходу питательной воды (для паровых котлов); температура воды на входе в секцию теплоутилизатора принята 10 15 ^оС, на выходе из секции – 25 30 ^оС.

На рис. 2. представлена схема, в которой нагрев воды для целей горячего водоснабжения осуществляется последовательно в две ступени: в начале в безнапорной ступени, потом – в напорной ступени теплоутилизатора. При этом в безнапорной секции вода нагревается до температуры примерно 25 30 ^оС, а в напорной секции ее температура повышается дополнительно до 60 65 ^оС.

Рис. 1. Комбинированная схема использования напорного теплоутилизатора для нагрева воды (ХВО)

системы химводоочистки (безнапорная секция) и воды (ГВ) для горячего водоснабжения (напорная секция)

Рис. 2. Двухступенчатая схема нагрева воды на горячее водоснабжение в напорном теплоутилизаторе

В секциях напорного теплоутилизатора может нагреваться сетевая вода (предварительный нагрев), а окончательно сетевая вода доводится до расчетной температуры в котле [3].

Для расчета расхода природного газа на котельную выполняется обратный тепловой баланс по эмпирическим зависимостям, полученным в работе на основе обработки экспериментальных данных при наладке котлов и составлении режимных карт

, (1)

, (2)

q₃ = 0,5 ÷ 1, (3)

q₄ = 0, (4)

,(5)

(6)

где Q_к – тепловая мощность котла с учетом собственных нужд; n – число котлов, установленных в котельной; - располагаемая удельная теплота сгорания топлива.

Экономическую эффективность применимости напорных теплоутилизаторов в котельных можно оценить путем сопоставления приведенных затрат (эксплуатационных и капитальных) на его изготовление и монтаж с соответствующими затратами базового варианта. За базовый вариант в данном случае принимается котельная без системы утилизации теплоты [4].

Расчетная зависимость имеет вид

Э = [ΔВ_р · τ_год– (ΔU + ЕΔK)] / а^t, (7)

где - часовая экономия топлива от применения напорного теплоутилизатора по сравнению с базовым вариантом; а^t – коэффициент дисконтирования в t – ом году.

Экономия топлива может быть оценена по следующей формуле

, (8)

где соответственно, кпд брутто котлов базового варианта и кпд при наличии напорного теплоутилизатора, определяемые по эмпирическим зависимостям (1) ÷ (6) для паровых и водогрейных котлов малой или средней тепловой мощности, работающих на жидком или газообразном топливе; - число часов работы котельной в году.

Дополнительные эксплуатационные годовые затраты котельных при установке напорного теплоутилизатора, рассчитываются с учетом текущих цен на энергоресурсы (дополнительно затрачиваемой электроэнергии на привод компрессора и дымососа).

Дополнительные капитальные затраты по сравнению с базовым вариантом рассчитываются по ценникам на оборудование, дополнительно устанавливаемое в котельной с теплоутилизатором.

В соответствии с [3] норма дисконта для инвестиционных проектов «затратного характера» Е определяется по формуле

Е = 1/ τ_ок (9)

где τ_ок - время (срок) окупаемости затрат.

Расчет по формулам (6) ÷ (9) проводился при условии равномерного вклада затрат по годам и одинаковых отчислений банковских процентов по инвестициям.

При принятой годовой ставке процента банка (норме дохода на капитал) определяем

a = 1/(1+Е)^t> 0 (10)

Окончательно получаем [4]

Э ≥ 0. (11)

Решая неравенство (11) с учетом (10), получаем

(12)

или

. (13)

Таким образом, рентабельность внедрения напорного теплоутилизатора [5], становится положительно - минимальной уже при

. (14)

Установка напорных теплоутилизаторов рекомендована за котлами тепловой мощностью не менее 1,5 МВт. При этом можно предложить различные варианты компоновки напорных теплоутилизаторов с такими котлами. В работе представлена методика технико-экономического обоснования схем теплогенерирующих установок с напорными теплоутилизаторами. Экономическую эффективность применимости данных теплоутилизаторов в котельных можно оценить путем сопоставления приведенных затрат на его изготовление и монтаж с соответствующими затратами базового варианта. За базовый вариант в данном случае принимается котельная без системы утилизации теплоты.

Библиографический список

1. Петрикеева, Н.А. Использование теплоты конденсации продуктов сгорания теплогенерирующих установок систем теплоснабжения/ Н.А. Петрикеева, Д.А. Письменный// Инженерные системы и сооружения. – Воронеж: ВГАСУ, 2009. – Вып. № 1.- С. 75-78.

2. Сотникова, О.А. Расчет экономической эффективности применения конденсационных теплообменных устройств теплогенерирующих установок/ О.А. Сотникова,Н.А. Петрикеева // Научный вестник ВГАСУ. Строительство и архитектура. – Воронеж: ВГАСУ, 2008. – Вып. № 1. - С. 113-117.

3. Турбин, В.С. Управление процессами тепло- и массообмена в напорных экономайзерах котельных агрегатов/ В.С. Турбин, О.А. Сотникова, Н.А. Петрикеева// Известия Тульского государственного университета. Строительство, архитектура и реставрация. – Тула: ТулГУ, 2006. – Вып. № 9. -С. 269-275.

4. Турбин, В.С. Математическое моделирование процесса управления тепловыми потоками в напорных утилизаторах теплогенерирующих установок/ В.С. Турбин, О.А. Сотникова, Н.А. Петрикеева// Известия Тульского государственного университета. Строительство, архитектура и реставрация. – Тула: ТулГУ, 2006. – Вып. № 9. - С. 275-281.

5. Турбин, В.С. Математическая модель процессов конденсации водяных паров на теплообменных поверхностях/ В.С. Турбин, О.А. Сотникова, Н.А. Петрикеева// Известия Тульского государственного университета. Строительство, архитектура и реставрация. – Тула: ТулГУ, 2006. – Вып. № 10. - С. 159-163.

Код для цитирования: Скопировать