Ввод в эксплуатацию котлов конденсационного типа

Введение

		Использование тепловой энергии одна  из основных  статей топливно-энергетического баланса нашей страны. Свыше 30 % всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов расходуется ежегодно на удовлетворение тепловой нагрузки страны. Под теплоснабжением понимают систему обеспечения теплом зданий и сооружений.

Снабжение тепловой энергией является крупной отраслью народного хозяйства. В условиях ограниченных топливных ресурсов рациональное и экономичное расходование их представляет задачу большой государственной важности. Огромная  роль в решении этой задачи отводится централизованному теплоснабжению и теплофикации, которые тесно связаны с электрификацией и энергетикой.

Автономное теплоснабжение это система, состоящая из потребителя и источника тепла. Под термином «потребитель» понимают системы отопления, горячего водоснабжения, вентиляции и технологического снабжения горячей водой жилых, общественных и производственных зданий.

Источниками тепла могут быть крышные, встроенные или пристроенные котельные, индивидуальные отопительные установки. Топливом для таких источников тепла обычно является природный газ или мазут. 

Использование природного газа в народном хозяйстве позволяет интенсифицировать и автоматизировать производственные процессы в промышленности и сельском хозяйстве, оздоровить воздушные бассейны городов, улучшить санитарно-гигиенические условия труда в производстве и в быту. Малая стоимость газа, в сочетании с удобствами его транспортировки и отсутствием необходимости в его хранении, обеспечивает высокий экономический эффект замены твердых и жидких видов топлива газовым.

Природный газ по сравнению с другими видами топлива, обладает следующими преимуществами:

высокой удельной теплотой сгорания (7960-8200 ккал/м3);

удобством и легкостью транспортировки по газопроводам на большие расстояния;

низкой себестоимостью добычи, следовательно и низкой стоимостью по сравнению с другими видами топлива.

В условиях коммунальной реформы и новых экономических отношений, требующих максимального снижения стоимости вырабатываемой и транспортируемой тепловой энергии, вопросы разработки принципиально новых энергосберегающих технологических схем, применение материалов и оборудования, повышение качества выполняемых работ при реконструкции и новом строительстве источников теплоснабжения требуют нового нетрадиционного подхода и новых решений. 

Уделяется особое внимание транспортабельным котельным установкам блочно-модульного типа, которые необходимы для небольших объектов, как в городской, так и в сельской местности. 

	Транспортабельные котельные установки предназначены для отопления и горячего водоснабжения объектов производственного, административного, культурно-бытового назначения: школ, больниц, жилых домов, спортивных залов и т.д.

Характерными особенностями транспортабельной котельной установки  является:

Максимальная приближенность к объекту теплоснабжения, что резко сокращает затраты на теплоснабжение и эксплуатацию подводимых теплосетей;

Отсутствие значительных капитальных затрат и времени на строительство здания под котельную;

Простое и удобное обеспечение тепловой энергией при децентрализованном теплоснабжении;

Минимальные сроки ввода в эксплуатацию с момента начала строительно-монтажных работ;

Минимальные затраты при монтаже и пуске;

Легко перемещаются на место эксплуатации железнодорожным, водным, автомобильным или воздушным транспортом.

В Белгородском государственном технологическом университете                                    им. В.Г. Шухова введены в эксплуатацию автономные источники теплоснабжения типа ТКУ. Все учебные корпуса, здания и сооружения БГТУ им. В.Г. Шухова обеспечиваются тепловой энергией для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения от 4 транспортабельных котельных установок. Применяются котлоагрегаты с меньшими удельными нормами расхода топлива, как следствие, уменьшается себестоимость тепловой энергии. Одним из показателей энергетической эффективности является коэффициент полезного действия (для ТКУ-не ниже 92%). 

БГТУ им. В Г. Шухова является организацией внесенной в реестр энергосберегающих организаций.

Необходимость перехода на АИТ обусловлена тем, что при обеспечении тепловой энергией от котельной «Западная», принадлежащей                                          ОАО «Белгородэнерго» г. Белгорода университет нес повышенные материальные расходысвязанные с:

Высокими потерями тепловой энергии:

5% в магистральных тепловых сетях, протяженностью 11 км;

11,9% в распределительных тепловых сетях, протяженностью 5,12 км;

Низкой эффективностью выработки тепла на действующих котлах КВГМ-100;

Высокой стоимостью покупной тепловой энергии;

Низким  качеством  получаемой тепловой энергии  тепловые  сети  протяженностью 11 км., не обеспечивали необходимый перепада давления между подающим и обратным трубопроводами.

Технические решения, закладываемые в создаваемый источник теплоснабжения, предусматривают выработку тепловой энергии за счет сжигания природного газа на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения комплекса зданий и сооружений БГТУ им. В.Г. Шухова, созданием двухконтурных систем (котловой и сетевой контур).

Строительство автономных источников теплоснабжения становится одним из основных направлений развития энергетики региона.





















































Литературный обзор

	Проблема энергообеспечения с каждым годом становится всё острее. Потребности человека постоянно растут, а так же увеличивается само население. Природные  ресурсы рано или поздно закончатся, а использование альтернативных источников и применение энергосберегающих технологий еще недостаточно хорошо налажено. В таких условиях перед человечеством встала задача подлинно исторического значения - перейти к использованию надежных, полностью безопасных для жизни человека и окружающей его природы источников энергии, ее разумному расходованию, устойчивому, экономически эффективному энергообеспечению.

Среди путей решения проблемы энергообеспечения можно назвать следующие:

развитие самой системы энергообеспечения, снижение энергоемкости производства ;

интернационализация мировой энергетики;

переход на возобновляемые источники энергии - солнечной, ветра, океанической, гидроэнергии.

Решение этого ряда проблем может быть только комплексным и интернациональным.

Энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное (рациональное) использование (и экономное расходование) топливно-энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии (источник определения (с небольшими изменениями). Энергосбережение - важная задача по сохранению природных ресурсов.





В настоящее время наиболее насущным является бытовое энергосбережение, а также энергосбережение в сфере ЖКХ. Препятствием к его осуществлению является сдерживание роста тарифов для населения на отдельные виды ресурсов (электроэнергия, газ), отсутствие средств у предприятий ЖКХ на реализацию энергосберегающих программ, а также отсутствие массовой бытовой культуры энергосбережения. 

Эффекты от мероприятий энергосбережения можно разделить на несколько групп:

экономические эффекты у потребителей (снижение стоимости приобретаемых энергоресурсов);

эффекты повышения конкурентоспособности (снижение потребления энергоресурсов на единицу производимой продукции, энергоэффективность производимой продукции при ее использовании);

эффекты для электрической, тепловой, газовой сети (снижение пиковых нагрузок, минимизация инвестиций в расширение сети);

экологические эффекты;

связанные эффекты (внимание к проблемам энергосбережения приводит к повышению озабоченности проблемами общей эффективности системы - технологии, организации, логистики на производстве, системы взаимоотношений, платежей и ответственности в ЖКХ, отношения к домашнему бюджету у граждан).

В результате проведенных исследований выяснилось, что только за счет экономии количество потребляемой энергии можно сократить на 40%, т.е. в России впустую тратится почти половина потребляемой энергии. Потенциал энергосбережения в нашей стране сравним по масштабам с объемом всех экспортируемых нефтепродуктов.

Проблему создания надежного, устойчивого, эффективного энергообеспечения коммунально-технологических комплексов зачастую подменяют надуманными дилеммами подбора источников энергии, настойчивой пропагандой автономности тепло энергоснабжения, при этом активно ссылаясь на избранный зарубежный опыт. Повышение транзакционных затрат (т.е. затрат на распределение и доставку ТЭР потребителям) в системах централизованного теплоснабжения (ЦТ) породило целую волну мероприятий по разделению сетей, появление различных автономных источников тепловой энергии разной мощности, обслуживающих непосредственно здания, и в конечном счете к поквартирным теплогенераторам. Разделение систем ЦТ на автономные и квазиавтономные элементы и блоки, предпринимаемое якобы в целях повышения эффективности, зачастую приводит только к дополнительной дезорганизации и неразберихе.    

Преимущества автономного теплоснабжения:

Значительное сокращение сроков строительства;

Уменьшение  капитальных  затрат,  что позволяет снизить себестоимость  отпускаемой тепловой энергии в несколько раз;

Снижение тепловых потерь и исключение утечек при транспортировке по наружным тепловым сетям;

Исключение затрат на ремонт и эксплуатацию теплотрасс;

Снижение затрат на строительство дымовой трубы;

Независимое теплоснабжение и возможность местного регулирования тепловой нагрузки.

Срок окупаемости системы автономного теплоснабжения в 3-5 раз меньше, чем при теплоснабжении от централизованных тепловых сетей. В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации №1234-р от 28.08.2003г, предусматривается значительное увеличение капитальных вложений в теплоснабжение на период до 2020 года (рис. 1.) и прогнозируется рост производства тепловой энергии к 2020 году на 22-34% больше чем в 2000 году (рис.2.).









Рис.1. Капиталовложения в теплоснабжение (без ТЭЦ) в период до 2020 года.







Рис. 2. Производство тепловой энергии в период до 2020 года.



При этом предусматривается рост реального потребления тепловой энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь и использования высокого потенциала энергосбережения в теплоэнергетике. В настоящее время происходят структурные изменения систем теплоснабжения: низкая энергетическая эффективность, физический износ оборудования и сетей централизованного теплоснабжения ведет к развитию автономного локального теплоснабжения, т.е. происходит децентрализация источников и систем теплоснабжения вплоть до индивидуального квартирного теплоснабжения. Проектируются и строятся автономные котельные с очень небольшой протяженностью тепловых сетей или вообще без них.

В последнее время в России все чаще используют транспортабельные котельные установки (ТКУ) для теплоснабжения различных объектов. В отличие от стационарных котельных, ТКУ собирают в заводских условиях. Затем их доставляют на объект, устанавливают и подключают к системе теплоснабжения. Транспортабельные котельные установки блочно-модульного типа доставляют на объект либо в одном контейнере, а при значительных габаритах и весе – в виде нескольких блоков полной заводской готовности, монтаж которых выполняют на объекте.

ТКУ по назначению, как и стационарные, делятся на отопительные (обеспечивают отопление и горячее водоснабжение жилых, административных зданий, промышленных и коммерческих объектов), производственные (тепло и пароснабжение различных технологических процессов) и отопительно-производственные. В качестве теплоносителя в ТКУ используют воду, пар, незамерзающие теплоносители. Некоторые котельные оснащают одновременно водогрейными и паровыми котлами. Такие ТКУ называют комбинированными.

Как правило, мощность водогрейных котельных находится в диапазоне от 100 кВт до 30 МВт.  Основной  температурный  режим 70-900С. Производительностьпаровых ТКУ-от 0,2 до 30 т/ч пара. Температура пара до 4400С., а давление до 6 МПа. В основном транспортабельные котельные работают на жидком топливе, реже на твердом. 

Помещение ТКУ представляет собой металлический каркас с закрепленными на нем сэндвич-панелями с толщиной изоляции от 80 до 150мм. Здание достаточно мощных котельных может состоять из нескольких таких блоков.

Котельные по размещению подразделяются на:

отдельно стоящие;

пристроенные к зданиям другого назначения;

встроенные в здания другого назначения независимо от этажа размещения;

крышные.

ТКУ могут работать как с постоянным присутствием обслуживающего персонала, так и без. В первом случае требуется дополнительная комплектация котельной служебным блоком, во втором – они оборудуются системами автоматического регулирования режима работы и дистанционного контроля. Именно такие, полностью автоматизированные ТКУ поставляются компанией ЗАО «Белогорье». Компания ЗАО «Белогорье» выпускает транспортабельные паровые и водогрейные котельные, которые предназначены для отопления и горячего водоснабжения объектов производственного, административного назначения и коммунально-бытовых потребителей. Для обеспечения бесперебойного теплоснабжения в случае аварии на тепловых сетях, а также использования в качестве временного источника тепла.





































1.Транспортабельная котельная установка ТКУ 5,0-1

1.1Характеристики котельной:

Теплопроизводительнось ТКУ – 5815 кВТ.

Котельная 3-х контурная с выработкой тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение.

Стоимость котельной 14995092,32 руб.

Годовая сумма амортизации 999672,82 руб.

1.2Характеристики основного оборудования:

Водогрейный котел «Вулкан» тип VK-1500 производительностью 1,5 Гкал/ч – 2 шт.

Горелка ГБГ 73/270 блочная на газовом топливе номинальная мощность 2700 кВт 2 шт.

Водогрейный котел «Вулкан» тип VK-1000 производительностью 1 Гкал/ч – 2 шт.

Горелка ГБГ 57/170 блочная на газовом топливе номинальная мощность  1600 кВт - 2шт.

Насосы котлового контура WiloIPL80/155-7.5/2 производительность 100 м3/час и напором 20 м.в.ст – 3 шт.

Насосы сетевого контура WiloIPL65/165-5/2 производительность 116 м3/час и напором 23 м.в.ст – 3 шт.

Подпиточные насосы MHIL 105 –E-3-400-50-2/В производительность 5 м3/час и напором 50 м.в.ст 2 шт.

Автоматическая установка для умягчения воды STF1354-9000 

Na+катионитовые фильтры STFB54 9000 2 шт.

Насосы исходной воды повысительныеWilo –MVI 5203 PN16 производительностью 40 м3/ч и напором 45 м.в.ст. 2 шт.

Насосы циркуляционные ГВС MHI1602-1/E/3-400-50-2/3 производительность 26 м3/час и напором 24 м.в.ст 2 шт.

Установка дозирования НТФ-цинка в трубопровод в ГВС

Аппараты теплообменные сети отопления FUNKE ТЭП 40-117-1-ЕН 2 шт.

Аппараты теплообменные сети ГВСFUNKE ТЭП 14-83-1-ЕН 2 шт.

Бак расширительный мембранный REFLEXG 2 шт .Объемом по  800 литров, 1 шт .Объем   1000 литров, 1 шт .Объем   500 литров

Подпиточный бак объем 1,44 м3

Газовый счетчик СTГ100-400С механический

Газовый счетчик СПГ741 ультразвуковой 

Теплосчетчик сети отопления ТЭМ-104

Теплосчетчик ГВС ТЭМ-104

Счетчик  учета эл. Энергии Меркурий 230

Водомерный счетчик холодной воды механический





































Для внешнего контура используется температурный график 95/700С. 

Фактические характеристики системы соответствуют характеристикам в документации.

Нарушений и дефектов в системе теплоснабжения не обнаружено.

Техническое состояние объекта теплоснабжения характеризуется как удовлетворительное и соответствует техническим требованиям.

Нормативный износ оборудования 46 %, фактически износ 20 %, предположительный срок службы 35 лет.

	Для ТКУ 5,0-1 среднемесячные температуры наружного воздуха и сетевой воды составляют, таблица 5:

	

	

	

	

	

	Таблица 1

ТКУ 5,0/1 

 

 

Месяц

Темп-ра воздуха (метеор.)

t прямой сетевой воды (по темпер.графику)

t обратной сетевой воды  (по темпер.графику)

t прямой сетевой воды  (на ТКУ 5,0/1)

t обратной сетевой воды  (на ТКУ 5,0/1)

Темп-ра воздуха (норма)

Январь

-3,9

70

51

62,2

48,4

-8,5

Февраль

-3,5

70

51

61,88

49,5

-6,4

Март 

2,4

70

51

53,5

43,03

-2,5

Апрель

7,5

70

51

52,9

41,2

7,5

Май

8

70

51

54,2

37,8

8

Июнь

10

70

51

54,2

38,8

10

Июль

12

70

51

54,4

39,1

12

Август

14

70

51

55,2

40,5

14

Сентябрь

16

70

51

54,86

44,3

16

Октябрь

3,1

70

51

57,1

45,3

6,4

Ноябрь

2,7

70

51

53,9

42,03

0,3

Декабрь

-0,5

70

51

58,6

47,04

-4,5

Ср.год.

5,65

70

51

54,68833333

42,26666667

4,358333333

	

	

	Рис. 3. Температурный график работы котельной 5,0-1

	Как видно из графика, что для отопления температурный график характеризуется недотопом (недогревом подающей сетевой воды до расчетных параметров) в периодот 3,9 до 3С.До температуры наружного воздуха (-4,50С)  температурный график  работы источника (1 интервал), где Т1= 700С, Т2= 510С. Снижение температуры теплоносителя ниже 70 0С в прямом трубопроводе не допустимо, поскольку будет поступать потребителям не качественная температура горячей воды, которая должна быть 55±5 0С. Во внутреннюю систему теплоснабжения во 2-ом интервале поступает теплоноситель с температурой соответствующей отопительному графику (69 0С при tн.в.= -40С и 490С при tн.в.= 8 0С), которая поддерживается автоматическим регулятором температур находящимся в индивидуальном тепловом пункте (ИТП).

Основной задачей регулирования отпуска теплоты в системах теплоснабжения является поддержание комфортной температуры и влажности воздуха в отапливаемых помещениях при изменяющихся на протяжении отопительного периода внешних климатических условиях и постоянной температуре воды, поступающей в систему горячего водоснабжения (ГВС) при переменном в течение суток расходе.

Совершенно по-разному проявляется влияние температурного графика на энергетическую и экономическую составляющую эксплуатационных затрат в системах теплоснабжения с котельных.

Поэтому принятие оптимального температурного графика для конкретных систем теплоснабжения обуславливается рядом технических, режимных, эксплуатационных и экономических факторов. Для решения поставленной задачи и необходим предварительный анализ некоторых из этих факторов.

Используя температурный график отопления, можно быстро выполнить экспресс-аудит системы и понять есть недогрев «подачи» или перегрев «обратки», а так же оценить величину расхода теплоносителя.

Конечно, теплопотери здания зависят от переменных в течение суток и месяцев силы ветра, влажности воздуха, однако главнейшим влияющим фактором все-таки на 90…95% является температура наружного воздуха.

	2.Характеристики транспортабельной котельной установки (ТКУ) 5,0-1

	Расход топлива, м3: , где

	- количество выработанной тепловой энергии;

	-фактическая объёмная теплота сгорания, ккал/м3;

	- коэффициент полезного действия котла (КПД), %.

	Расход тепловой энергии водогрейного котла, Гкал в месяц: 

	 (1)

	Из уравнения 1 находим G циркуляционной воды:

	

	

	 –расход воды, циркулирующей внутри котла, м3;

	- удельная энтальпия жидкости прямой сетевой воды, кДж/кг;

	- удельная энтальпия жидкости обратной сетевой воды, кДж/кг;

	- расход воды на подпитку, м3;

	-удельная энтальпия холодной воды, при t=50C.

	Определение  за январь при фактической температуре наружного воздуха t=-3,9 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за февраль при фактической температуре наружного воздуха t=-3,50С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за март при фактической температуре наружного воздуха t=2,40С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за апрель при фактической температуре наружного воздуха t=7,5 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за май при фактической температуре наружного воздухаt= 10 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за июнь при фактической температуре наружного воздухаt= 12 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за июль при фактической температуре наружного воздухаt= 14 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за август при фактической температуре наружного воздухаt= 16 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за сентябрь при фактической температуре наружного воздухаt= 18 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за октябрь при фактической температуре наружного воздуха t=3,1 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за ноябрь при фактической температуре наружного воздуха t=2,7 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	Определение  за декабрь при фактической температуре наружного воздуха t=-0,5 0С

	

	

	

	

	

	Находим энтальпию при фактической и нормированной температуре работы котельной:

	

	

	

	

	

	

	

	

	Учитывая, что>, следовательно выработали на 29,6 % меньше необходимой теплоэнергии.

	Сравнительная таблица необходимого тепла и фактического выработанного:

	Месяц

	Qвыработанной теплоэнергии, Гкал фактическое

	Qвыработанной теплоэнергии, Гкал нормированное

	Январь

	1749,124

	2223,46

	Февраль

	1231,373

	1744,01

	Март

	1093,553

	1829,88

	Апрель

	793,881

	980,01

	Май

	400,500

	428,12

	Июнь

	341,901

	343,8

	Июль

	125,309

	116,5

	Август

	288,867

	303,1

	Сентябрь

	507,427

	897,35

	Октябрь

	897,24

	1332,3

	Ноябрь

	979,236

	1447,4

	Декабрь

	2990,704

	4540,0

	Итого:

	11399,113

	16185,98

	

	

	 Расход топлива для теоретического и фактического теплоснабжения:

	

	Месяц

	Расход газа,тыс. м3, фактический

	Расход газа,тыс. м3, нормированный

	Фактическая объемная теплоатсгорания, ккал/м3

	Январь

	232,281

	295,27

	8185

	Февраль

	163,285

	231,3

	8197

	Март

	144,498

	241,8

	8226

	Апрель

	104,824

	129,4

	8232

	Май

	52, 8116

	56,45

	8243

	Июнь

	44,3527

	44,6

	8379

	Июль

	16,2692

	15,13

	8372

	Август

	37,6889

	39,5

	8331

	Сентябрь

	66,2047

	117,08

	8331

	Октябрь

	117,643

	174,69

	8290

	Ноябрь

	129,882

	191,98

	8195

	Декабрь

	396,435

	601,8

	8200

	Итого:

	1506,18

	2139,01

	

	

	

	

	

	

	

	

	Рисунок 4 графическое изображение расходов топлива и тепловой энергии, фактическое и расчетное нормированное



	Из графика видно, что при температуре в осенне-весенние периоды расход газа уменьшается, а, следовательно, и выработка теплоэнергии.



Рисунок 5.1



Рисунок 5.2



Рисунок 5.3



Рисунок 5.4



Рисунок 5.5

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОТЛА

Новые технологические решения по повышению эффективности конденсационного котла БГТУ им. В.Г. Шухова могут быть направлены на решение следующих задач:

1.	повышение интенсивности тепломассообмена в радиационной и контактно-рекуперативной частях КВК;

2.	упрощение и удешевление КВК за счет устранения системы форсунок диспергирования конденсата и насоса в контактно-рекуперативной части КВК;

3.	повышение ремонтопригодности и облегчение обслуживания котла;

4.	разработки специализированной горелки для КВК;

5.	разработка газодувки-дымососа для КВК.

Задача первая – интенсификации теплообмена в радиационной части может решаться выполнением обечайки камеры сгорания волнистого профиля. Однако эта задача может быть решена на стадии ОКР данной работы, т.к. изготовление обечаек волнистого профиля требует предварительного создания специального станка, что требует соответствующего времени. [1]

В контактно-рекуперативной части КВК интенсификация тепломассообмена может достигаться оптимизацией живого сечения по газовому потоку в межтрубном пространстве трубного пучка КРЧ. Это может быть достигнуто применением плоскоовальных труб с переменным профилем обжатия (рис. 6.1-6.4), когда концы труб, которые вставляются в трубные решетки, имеют большую степень обжатия, что позволит получить нужный горизонтальный шаг и, соответственно, требуемый зазор, между трубками при соблюдений требований, предъявленным к сварным швам крепления трубок в трубных решетках (рис. 6.3, рис. 6.4). [2]

Некоторое упрощение и удешевление КВК может быть достигнуто возвратом конденсата не в боковую часть адиабатной части, а частично в пространство между двумя опорно-распределительными решетками. В этом случае отпадает необходимость в насосе и форсунках диспергирования конденсата. Доля конденсата подаваемого в пространство между решетками регулируется трехходовым краном в зависимости от допустимого газодинамического сопротивления трубного пучка КВЧ, определяемым количеством конденсата в восходящем потоке продуктов сгорания. Схема такого решения упрощенно представлена на рис. 6.5. [3]

Задача повышения ремонтопригодности разрабатываемого водогрейного котла может решаться заменой патрубка входа обратной воды и распределительного конуса, который необходимо срезать для получения доступа к сварным швам крепления труб в кольцевой трубной решетке, на полый конус, поз. 3, который крепится на нескольких водоохлаждаемых трубках поз. 4 внутри распределительного кольца 5 (рис. 6.6). Для съема полого конуса 3 необходимо только разрезать трубки 4. [4]















4.Теоретическое обоснование повышения КПД в КВК БГТУ

Оценка эффективности теплогенерирующих установок осуществляется из уравнения теплового баланса. Тепловым балансом котла называют равенство располагаемой теплоты сумме полезной теплоты и потерь теплоты, имеющихся при работе агрегата. Все статьи теплового баланса котельных установок, работающих на газообразном топливе, принято относить к 1м3 газа при нормальных условиях, кДж/м3

,

(1)

где Qр – суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат (располагаемая теплота), кДж/м3; Qв.вн – тепло, внесенное в топку воздухом, при его подогреве вне котла, кДж/м3; Qф – тепло, внесенное в топку паровым дутьем (“форсуночным” паром), кДж/м3; Q1 – полезная теплота, кДж/м3; – сумма всех потерь теплоты в котле, кДж/м3.

В котельных с водогрейными котлами обычно отсутствует внешний подогрев воздуха, подаваемого в топку котельных установок на горение, т.е. Qв.вн = 0.

В котлах, работающих на газообразном топливе, отсутствует необходимость парового распыливания топлива, т.е. Qф = 0.

Таким образом, формула(2) упрощается и принимает вид, кДж/м3

.

(2)

Располагаемая теплота 1 м3 газообразного топлива определяется по формуле, кДж/м3

.

(3)

где – низшая теплота сгорания сухой массы газообразного топлива, кДж/м3; iтл – физическая теплота, внесенная топливом, кДж/м3.

Физическое тепло топлива учитывается в тех случаях, когда топливо предварительно подогрето посторонним источником тепла (паровой подогрев мазута, паровые сушилки и т.п.).

Т.е. уравнение теплового баланса, используемое в традиционных тепловых расчетах водогрейных котлов, может быть записано в следующем виде, кДж/м3

.

(4)

Необходимо отметить, что в уравнении теплового баланса, выраженном формулой(4), не учитывается скрытая теплота конденсации водяных паров r0, кДж/кг, неизбежно содержащихся в уходящих газах и образующихся при окислении водородной составляющей топлива, а следовательно, отсутствует величина r0x в уравнении энтальпии уходящих газов, кДж/кг

,

(5)

где  – теплоёмкости сухой части газов и водяных паров, соответственно, кДж/(кг·К);       – влагосодержание уходящих газов, кгв.п./кгс.г.;  – температура уходящих газов, oC.

В соответствии с рекомендациями нормативного метода теплового расчета котлов [5]расчет Qр котлов, температура уходящих газов которых ниже температуры точки росы, следует вести по высшей теплоте сгорания  для учета частичного использования теплоты парообразования водяных паров. Т.е. при использовании одного и того же природного газа в теплогенерирующей установке конденсационного типа и в котле без конденсации части водяных паров в составе продуктов горения величина располагаемой теплоты 1 м3 этого газа будет существенно отличаться (на 10–12 %). Необходимо отметить, что располагаемая теплота одного и того же природного газа в одних и тех же исходных условиях различаться не должна. Т.е. при расчетах традиционных теплогенераторов с температурой уходящих газов, значительно превышающей точку росы, имеет место искусственное занижение величины теплоты, вносимой в котел с топливом, а, следовательно – завышение реального кпд этих теплогенераторов.

Связь между полной энтальпией уходящих газов и теплотворными способностями топлива выражаются зависимостью:

,

(6)



(7)

где  – энтальпии продуктов сгорания топлива, соответствующие его высшей и низшей теплотворным способностям, кДж/кгс.г.;  – масса сухих продуктов сгорания топлива, полученных при сжигании 1 м3 природного газа известного состава при конкретном коэффициенте избытка воздуха , . кгс.г./нм3.

Исходя из вышеизложенного, можно интерпретировать относительные части теплоты, полезно используемой, теряемой с уходящими газами и т. д., через соответствующие энтальпии продуктов сгорания топлива. 

Потери теплоты с уходящими газами  по  при их температуре 110–150 oC (точка 4, рис. 8.1), что в настоящее время является правилом, составляют  от генерируемой, а максимальный КПДн теплогенератора, соответственно, равен , что соответствует .



Рис.8.1. Изменение параметров продуктов сгорания в традиционном водогрейном котле (вектор 1–4) и в конденсационном теплогенераторе

(вектор 1–2–3–6)

Для природного газа разность между высшей и низшей теплотворными способностями составляет около . Поэтому при оценке КПД того же теплогенератора по высшей теплотворной способности  к потерям физической теплоты уходящих газов добавляется величина , и потери  становятся равными , а величина КПДв. Это обстоятельство ясно свидетельствует о больших возможностях реального повышения КПД теплогенераторов на величину около ? путем более глубокого использования теплоты уходящих газов. Например, при выбросе последних в атмосферу при температуре  потери теплоты с ними составят около ?, а КПДв теплового агрегата возрастает до  (что соответствует ), вместо  у котлов, эксплуатируемых в настоящее время.































Заключение

КПД эксплуатируемых и выпускаемых в настоящее время водогрейных котлов (все они– поверхностного типа) по низшей теплотворной способности топлива (методу оценки КПД, принятому в РФ) составляет 90-92%, и потери тепла с уходящими газами в атмосферу в этом случае составляют 8-9%. При этом скрытая теплота конденсации водяных паров в уходящих газах в тепловых потерях не учитываются. Поэтому, при оценке КПД того же котла по высшей теплотворной способности топлива, он становится равным не 90-92%, а 78-80%, а потери тепла с уходящими газами возрастают до 19-21%, что указывает на реальные возможности радикального повышения КПД теплогенераторов на QКПД=14-16%. Кроме того, в целях достижения вышеуказанного КПД в традиционных водогрейных котлах для достижения значений температур уходящих газов, общепринятых в пределах 110-1400С, необходимы очень развитые поверхности конвективного теплообмена, которые обуславливаются неизбежным снижением средней разности температур между теплоносителями при минимальных значениях коэффициентов теплопередачи от продуктов сгорания топлива к нагреваемой воде. По этим причинам традиционные водогрейные котлы весьма громоздки, металлоемки и, как следствие, дорогие.

Ввод в эксплуатацию котлов конденсационного типа позволит оптимизировать потребление природного газа и сократить его расход, тем самым повысит рентабельность ТКУ.











Библиографический список

		Кулешов М.И. Перспективы существенного снижения топливопотребления в теплофикации / М.И. Кулешов, А.В. Губарев, М.Э. Чефранов// Промышленная энергетика, – 2005 – №12 – с. 28-30.

	Кулешов М.И. Повышение экологической безопасности теплофикации жилых, общественных и промышленных объектов / М.И. Кулешов, А.В. Губарев, С.В. Березкин// Техника экологически чистых производств в ХХI веке: проблемы и перспективы: материалы VIII Междунар. Симпозиума молодых ученых, аспирантов. Москва, 12-13 октября 2004г./Моск. гос. ун-т инженерной экологии под. ред. М.Г. Бенергартена, С.И. Вайнштейна. – М.: МГУИЭ. – С. 243-245.

	Пат. 2270405 Российская Федерация, МПК7F24H 1/00, F24H 1/10. Водогрейный котел Кулешова М.И./ Кулешов М.И., Губарев А.В., Лапин О.Ф, Березкин С.В.; заявитель и патентообладатель Белгор. гос. технолог. ун-т, – №2004121787/06; заявл. 15.07.04; опубл. 20.02.06, Бюл.№5(IIч.) – 10с.

	Пат. 2378582 Российская Федерация, МПК7F24H 1/00, F24H 1/10. Водогрейный котел/ Кулешов М.И., Кожевников В.П., Губарев А.В.; заявитель и патентообладатель Белгор. гос. технолог. ун-т, – №2008143024/06; заявл. 29.10.08; опубл. 10.01.10, Бюл.№1 – 14с.

		Кулешов М.И. Перспективы существенного снижения топливопотребления в теплофикации /М.И. Кулешов, А.В. Губарев, М.Э. Чефранов// Промышленная энергетика -2005.



45.......................