30 декабря 2017г.
Вопрос использования вторичных тепловых энергоресурсов является весьма актуальным и представляет собой открытое перспективное направление для проведения теоретических и практических исследовательских работ. Отдельное место в данных исследованиях занимает вопрос использования теплоты уходящих газов котлоагрегатов большой мощности. Это связано с режимами работы и характеристиками надежности работы котлов. Осуществление наиболее эффективного использования низкопотенциальной теплоты уходящих газов котлоагрегата для покрытия тепловой нагрузки представляется связанным с замещением тепловой нагрузки собственных нужд источника тепловой энергии, таких как отопление зданий и обеспечение горячего водоснабжения.
В рамках данной работы проведена оценка эффективности покрытия тепловой нагрузки отопления котельного отделения главного корпуса Кировской ТЭЦ-4 с расчетной тепловой нагрузкой составляющей 11,8 МВт, обеспечивающейся по температурному графику 150/70 со срезкой 130 °C теплотой уходящих газов от котлоагрегата БКЗ-210-140. Все расчеты проводились для проектного режима работы котлоагрегата.
Тепловой расчет котлоагрегата осуществленный по нормативному методу [1] показал распределение температур уходящих газов по газоходу котла в соответствии с рисунком 1.
Охлаждение дымовых газов должно учитывать опасность коррозии золоуловителей. В связи с этим, температура уходящих газов должна выбираться выше температуры точки
росы дымовых газов на 15-20 °C. Исходя из данного условия и рекомендаций по расчету температуры точки росы дымовых газов,
приведенных в [1], значения допустимой температуры охлаждения дымовых газов составляют 100 °C для торфа и 74 °C для природного газа.
Полученные результаты распределения температур по газоходу котла, работающего в проектном
режиме и с учетом реальных режимов работы котлоагрегата с низкой газоплотностью тракта, позволяют
сделать вывод о необходимости использования теплоты уходящих газов на выходе из экономайзера первой ступени. Значения температур уходящих газов в данной точке составляют 242,8 °C и 299,6 °C с массовыми расходами
уходящих газов 72,24 кг/с и 106,26 кг/с для природного газа и торфа соответственно.
Покрытие расчетной тепловой нагрузки 11,8 МВт с температурами 130 °C и 70 °C для прямой и
обратной сетевой воды соответственно, определяет расчетный расход сетевой воды, равный 47,13 кг/с. Из уравнения теплового баланса вида:
Wсв∙cp∙(τ1-τ2) = Gг∙ c p ∙(t1-t2), где: Wсв и Gг
– расход
сетевой воды и уходящих газов соответственно, кг/с; cp – изобарная теплоемкость сетевой воды, кДж/кг∙°C;
τ1 и τ2 – температура прямой и обратной сетевой воды соответственно, °C;
c p – средняя изобарная теплоемкость уходящих газов, кДж/кг∙°C;
t1 и t2 – температуры на выходе из экономайзера 1 ступени и на входе в воздухоподогреватель 1 ступени
соответственно;
возможно определить величину охлаждения уходящих газов при покрытии тепловой нагрузки и температуру уходящих газов на входе в первую ступень воздухоподогревателя, равную 233,6 °C и 276,1 °C для природного
газа
и
торфа соответственно.
Такое изменение
температур
уходящих газов
перед воздухоподогревателем первой ступени ведет к изменению температуры воздуха и режима работы котлоагрегата. В рамках данной работы произведено расчетное исследование изменения температуры уходящих газов по газоходу котла в связи с дополнительным охлаждением уходящих газов для покрытия
тепловой
нагрузки. Результаты расчетов представлены в таблице 1.
Анализ представленной таблицы показывает наибольшие изменения температуры уходящих газов в топке котлоагрегата, равное 5,8 °C и 12,4 °C для природного газа и торфа соответственно. В первую очередь,
это
обусловлено влиянием снижения температуры воздуха, подаваемого в горелки. Снижение температуры уходящих газов от пароперегревателя до выхода точки выхода из экономайзера 1 ступени незначительно по сравнению с исходным вариантом работы котлоагрегата и составляет в среднем 2,9 °C и 2,3 °C для природного газа и торфа соответственно, в каждой точке расчета. Отбор части теплоты уходящих газов на подогрев сетевой воды снижает их температуру 9,2 °C и 23,5 °C для природного газа и торфа соответственно. Значения температур уходящих газов на выходе из воздухоподогревателя 1 ступени
соответствуют требованию предотвращения коррозии металла. Таким образом, исходя из проведенных
расчетов, можно сделать вывод о возможности использования части теплоты уходящих газов на покрытие тепловой нагрузки.
Таблица 1 – Распределение температур уходящих газов по газоходу котла
|
Поверхность нагрева
|
Расположение
|
Температура до
реконструкции, °C
|
Температура после реконструкции, °C
|
|
торф
|
газ
|
торф
|
газ
|
|
топка
|
на входе
|
1499,3
|
1904,0
|
1486,9
|
1898,2
|
|
на выходе
|
1013,4
|
1073,8
|
1008,6
|
1072,6
|
|
пароперегреватель
|
на входе
|
1013,4
|
1073,8
|
1008,6
|
1072,6
|
|
на выходе
|
671,5
|
557,5
|
668,3
|
554,4
|
|
экономайзер 2 ст.
|
на входе
|
671,5
|
557,5
|
668,3
|
554,4
|
|
на выходе
|
514,4
|
396,8
|
512,5
|
393,2
|
|
воздухоподогрева
тель 2 ст.
|
на входе
|
514,4
|
396,8
|
512,5
|
393,2
|
|
на выходе
|
412,1
|
305,9
|
411,7
|
303,6
|
|
экономайзер 1 ст.
|
на входе
|
412,1
|
305,9
|
411,7
|
303,6
|
|
на выходе
|
299,6
|
242,8
|
297,3
|
238,6
|
|
воздухоподогрева
тель 1 ст.
|
на входе
|
299,6
|
242,8
|
276,1
|
233,6
|
|
на выходе
|
162,0
|
117,1
|
154,3
|
114,2
|
Технологическое обеспечение покрытия тепловой нагрузки котельного отделения главного корпуса ТЭЦ-4 представлено в виде подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях до температуры 105 °C с удельным расходом топлива bу = 180 кг у.т./Гкал и дальнейшем нагреве в пиковых водогрейных котлах судельным расходом топлива b пвк = 160 кг у.т./Гкал. Годовое количество теплоты, отпущенное на покрытие тепловой нагрузки, составляет 22865,34 Гкал в год. При этом, доля тепловой нагрузки, обеспеченная
сетевыми подогревателями, составляет 15824,24 Гкал, остальные 7041,1 Гкал приходятся на пиковые водогрейные котлы. Исходя из этого, годовой расход топлива на покрытие тепловой нагрузки котельного
отделения составляет 3974,9 т у. т. в год. В уровне цен
на топливо 2017 года, составляющих 3837,95 руб./т у. т. и 4452,9 руб./т у. т. для природного газа и торфа соответственно, годовая экономия от внедрения данного
мероприятия составит 15,3 млн. рублей и 17,7 млн. рублей
для
природного газа и
торфа соответственно.
Таким образом, проведенные расчеты показали целесообразность продолжения исследований
данной проблемы в направлениях, связанных с изменением эффективности работы котлоагрегата и
разработки оптимальной конструктивной части теплообменного аппарата, а также технологического обеспечения данного мероприятия с целью оптимизации использования теплоты уходящих газов и экономии топливно-энергетических ресурсов.
Список
литературы
1.
Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973. 358 с.
2.
Тепловой расчет котлов: Нормативный
метод. СПб: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998.257 с.
