Оценка эффективности глубокой утилизации тепла продуктов сгорания котлов электростанций

Одним из путей решения проблемы экономии топлива и повышения энергоэффективности котельных установок является разработка технологий глубокой утилизации теплоты уходящих газов из котлов. Предлагаем технологическую схему электростанции с паротурбинными установками (ПТУ), позволяющую с минимальными затратами, без применения теплонасосных установок, осуществить глубокую утилизацию тепла отходящих из котла продуктов сгорания благодаря наличию охладителя – конденсата из конденсатора ПТУ.

Глубокая утилизация тепла продуктов сгорания (ПС) обеспечивается при их охлаждении ниже температуры точки росы, равной для ПС природного газа 50–55 0 С. При этом происходят следующие явления:

• конденсация водяных паров (до 19–20 % объема или 12–13 % веса продуктов сгорания),
• утилизация физической теплоты ПС (40–45 % всего теплосодержания),
• утилизация скрытой теплоты парообразования (соответственно 60–55 %) [1–3].

Ранее установлено, что экономия топлива при глубокой утилизации в сравнении с котлом с паспортным (максимальным) КПД 92 % составляет 10–13 %. Отношение количества утилизируемого тепла к тепловой мощности котла составляет порядка 0,10–0,12, а КПД котла в конденсационном режиме – 105 % по низшей теплотворной способности газа.

Кроме того, при глубокой утилизации в присутствии в ПС водяных паров эмиссия вредных выбросов сокращается на 20–40 % и более, что делает процесс экологически чистым.

Еще один эффект глубокой утилизации – улучшение условий и продолжительности службы газового тракта, т. к. конденсация локализуется в камере, где установлен утилизационный теплообменник, независимо от температуры наружного воздуха [1].

В передовых западных странах глубокая утилизация для отопительных систем осуществляется применением водогрейных котлов конденсационного типа, оборудованных конденсационным экономайзером [1, 3].

Низкая, как правило, температура обратной воды (30–40 0 С) при типичном температурном графике, например 70/40 0 С, в системах отопления этих стран позволяет обеспечить глубокую утилизацию тепла в конденсационном экономайзере, оснащенном узлом сбора, отвода и обработки конденсата (с последующим его использованием для подпитки котла). Такая схема обеспечивает конденсационный режим работы котла без искусственного хладоносителя, т. е. без применения теплонасосной установки.

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

В России, в отличие от стран с теплым климатом, температура в обратной магистрали тепловых сетей, как правило, выше значения точки росы, и глубокая утилизация возможна только в четырехтрубных системах (встречающихся крайне редко) или при использовании тепловых насосов. Главная причина отставания России в разработках и внедрении глубокой утилизации – низкая цена природного газа, высокие капзатраты из-за включения в схему тепловых насосов и длительные сроки окупаемости [3].

Эффективность глубокой утилизации для котлов электростанций (рис. 1) значительно выше, чем для отопительных, в силу стабильной нагрузки (КИМ = 0,8–0,9) и больших единичных мощностей (десятки мегаватт).

Оценим ресурс тепла продуктов сгорания станционных котлов, учитывая их высокий КПД (90–94 %). Данный ресурс определяется количеством сбросного тепла (Гкал/ч или кВт), однозначно зависимым от тепловой мощности котла QK, и температурой за газовыми котлами Т1УХ, которую в России принимают не ниже 110–130 0 С по двум причинам:

• для увеличения естественной тяги и снижения напора (расхода энергии) дымососа;
• для исключения конденсации водяных паров в боровах, газоходах и дымовых трубах.

Расширенный анализ большого массива 1 опытных данных балансовых, пусконаладочных испытаний, проведенных специализированными организациями, режимных карт, отчетной статистики станций и т. п. и результаты расчетов значений потери тепла с уходящими продуктами сгорания q2, количествa утилизируемого тепла 2 QУТ и производных от них показателей в широком диапазоне нагрузок станционных котлов приведены в табл. 1 3 . Цель – определение q2 и соотношений величин QK, q2 и QУТ в типовых условиях работы котлов (табл. 2). В нашем случае не имеет значения, какой котел: паровой или водогрейный, промышленный или отопительный.

Показатели табл. 1, выделенные голубым цветом, рассчитывали по алгоритму (см. справку). Расчет процесса глубокой утилизации (определение QУТ и др.) проводили по инженерной методике, приведенной в [4] и описанной в [1]. Коэффициент теплопередачи «продукты сгорания – конденсат» в конденсационном теплообменнике определяли по эмпирической методике завода – изготовителя теплообменника (ОАО «Калориферный завод», Кострома).

Результаты свидетельствуют о высокой экономической эффективности технологии глубокой утилизации для станционных котлов и рентабельности предлагаемого проекта. Срок окупаемости систем – от 2 лет для котла минимальной мощности (табл. 2, котел № 1) до 3–4 мес. Полученные соотношения β, φ, σ, а также статьи экономии (табл. 1, строки 8–10, 13–18) позволяют сразу оценить возможности и конкретные показатели заданного процесса, котла.

Обычная технологическая схема электростанции предусматривает нагрев конденсата в газовом подогревателе (часть хвостовых поверхностей котла, экономайзера) на отходящих из котла дымовых газах.

После конденсатора насосами (иногда через блочную обессоливающую установку – далее БОУ) конденсат направляется в газовый подогреватель, после которого поступает в деаэратор. При нормативном качестве конденсата БОУ байпасируют. Для исключения конденсации водяных паров из уходящих газов на последних трубах газового подогревателя температура конденсата перед ним поддерживается не ниже 60 0 С посредством рециркуляции на вход в него подогретого конденсата.

Для дополнительного снижения температуры уходящих газов в линию рециркуляции конденсата нередко включают водоводяной теплообменник, охлаждаемый подпиточной водой теплосети. Подогрев сетевой воды осуществляется конденсатом из газового подогревателя. При дополнительном охлаждении газов на 10 0 С в каждом котле можно получить около 3,5 Гкал/ч теплофикационной нагрузки.

Для предотвращения кипения конденсата в газовом подогревателе за ним устанавливают регулирующие питательные клапаны. Основное их назначение – распределение расхода конденсата между котлами в соответствии с тепловой нагрузкой ПТУ [6].

Как можно видеть из технологической схемы (рис. 1), конденсат пара из конденсатосборника насосом 14 подается в сборный бак 21, а оттуда в распределительный коллектор 22. Здесь конденсат при помощи системы автоматического регулирования станции (см. ниже) разделяется на два потока: один подается в узел глубокой утилизации 4 , в конденсационный теплообменник 7, а второй – на подогреватель низкого давления (ПНД) 18, а затем в деаэратор 15. Температура конденсата пара из конденсатора турбины (около 20–35 0 С) позволяет охладить продукты сгорания в конденсационном теплообменнике 7 до требуемых 40 0 С, т. е. обеспечить глубокую утилизацию.

Нагретый конденсат пара из конденсационного теплообменника 7 подается через ПНД 18 (либо минуя 18) в деаэратор 15. Полученный в конденсационном теплообменнике 7 конденсат продуктов сгорания сливается в поддон и резервуар 10. Оттуда он подается в бак загрязненного конденсата 23 и перекачивается дренажным насосом 24 в бак запаса конденсата 25, из которого конденсатным насосом 26 через регулятор расхода подается на участок очистки конденсата продуктов сгорания (на рис. 1 не показан), где производят его обработку по известной технологии. Очищенный конденсат продуктов сгорания подают в ПНД 18 и далее в деаэратор 15 (либо сразу в 15). Из деаэратора 15 поток чистого конденсата подают питательным насосом 16 в подогреватель высокого давления 17, а из него в котел 1.

Таким образом, утилизируемое в конденсационном теплообменнике тепло продуктов сгорания экономит топливо, расходуемое в технологической схеме электростанции на подогрев станционного конденсата перед деаэратором и в самом деаэраторе.

Конденсационный теплообменник устанавливают в камере 35 на стыке котла 27 с газоходом (рис. 2в). Тепловую нагрузку конденсационного теплообменника регулируют байпасированием, т. е. отводом части горячих газов помимо конденсационного теплообменника через байпасный канал 37 дроссель-клапаном (шибером) 36.

Простейшей была бы традиционная схема: конденсационный экономайзер, точнее хвостовые секции экономайзера котла, типа газовый подогреватель, но работающие в конденсационном режиме, т. е. с охлаждением продуктов сгорания ниже температуры точки росы. Но при этом возникают трудности конструктивного и эксплуатационного плана (обслуживание и пр.), требующие специальных решений.

Применимы различные типы теплообменников: кожухотрубные, прямотрубные, с накатанными ребрами, пластинчатые или эффективная конструкция с новой формой теплообменной поверхности с малым радиусом гиба (регенератор РГ-10, НПЦ «Анод»). В данной схеме в качестве конденсационного теплообменника приняты теплообменные блоки-секции на базе биметаллического калорифера марки ВНВ123-412-50АТЗ (ОАО «Калориферный завод», Кострома).

Выбор компоновки секций и подключения по воде и газам позволяют варьировать и обеспечивать скорости воды и газов в рекомендуемых пределах (1–4 м/с) [1]. Газоход, камера, газовый тракт выполняются из коррозионно-стойких материалов, покрытий, в частности нержавеющих сталей, пластиков – это общепринятая практика.

* Потери тепла с химической неполнотой сгорания отсутствуют.

Высокая эффективность технологии позволяет в широких пределах регулировать тепловую мощность системы, сохраняя ее рентабельность: степень байпасирования, температуру продуктов сгорания за конденсационным теплообменником и пр. Тепловую нагрузку конденсационного теплообменника QУТ и, соответственно, количество конденсата, подаваемое в него из коллектора 22 (рис. 1), определяют как оптимальную (а не обязательно максимальную) по технико-экономическим расчетам и конструктивным соображениям с учетом режимных параметров, возможностей и условий технологической схемы котла и станции в целом.

После контакта с продуктами сгорания природного газа конденсат сохраняет высокое качество и нуждается в простой и недорогой очистке – декарбонизации (и то не всегда) и дегазации. После обработки на участке химводоподготовки (не показан) конденсат насосом через регулятор расхода подается в конденсатную линию станции – на деаэратор, а после него в котел. Если конденсат не используется, его сливают в канализацию.

В узле сбора и обработки конденсата (рис. 1, поз. 8, 10, рис. 2, поз. 23–26) применяют известное штатное оборудование систем глубокой утилизации (см., например, [1]).

В установке вырабатывается большое количество избыточной воды (конденсата водяных паров от сгорания углеводородов и дутьевого воздуха), поэтому система не нуждается в подпитке.

Температура продуктов сгорания на выходе из конденсационного теплообменника Т2УХ определяется условием конденсации водяных паров в уходящих продуктах сгорания (в диапазоне 40–45 0 С).

С целью исключения выпадения конденсата в газовом тракте и особенно в дымовой трубе предусматривается байпасирование, т. е. перепуск части продуктов сгорания по обводному каналу помимо узла глубокой утилизации так, чтобы температура смеси газов за ним была в пределах 70–90 0 С. Байпасирование ухудшает все показатели процесса. Оптимальный режим – работа с байпасированием в холодное время года, а летом, когда опасности конденсации и обледенения нет, – без него.

Температура уходящих газов котлов (обычно 110–130 0 С) позволяет нагревать конденсат в конденсационном теплообменнике перед деаэратором до требуемых 90–100 0 С. Таким образом, удовлетворяются требования технологии по температурам: и нагрева конденсата (порядка 90 0 С), и охлаждения продуктов сгорания (до 40 0 С) до конденсации.

Принимая решение по утилизации тепла продуктов сгорания котла, следует сравнивать эффективности предлагаемой системы глубокой утилизации и традиционной схемы с газовым подогревателем как ближайшего аналога и конкурента.

Для нашего примера (см. справку 1) мы получили при глубокой утилизации количество утилизируемого тепла QУТ равным 976 кВт.

Принимаем температуру конденсата на входе в газовый подогреватель конденсата 60 0 С (см. выше), при этом температура продуктов сгорания на выходе из него как минимум 80 0 С. Тогда утилизируемое в газовом подогревателе тепло продуктов сгорания, т. е. экономия тепла, будет равна 289 кВт [0,33 × 13,1 × 1 150 (130 – 80)], что в 3,4 раза меньше, чем в системе глубокой утилизации. Таким образом, «цена вопроса» в нашем примере 687 кВт, или, в годовом исчислении, 594 490 м 3 газа (при КИМ = 0,85) стоимостью около 3 млн руб. Выигрыш будет расти с мощностью котла.

Система глубокой утилизации тепла продуктов сгорания котлов электростанций

В заключение можно сделать выводы, что, помимо энергосбережения, при глубокой утилизации продуктов сгорания котла электростанции достигаются следующие результаты:

• снижение эмиссии токсичных окислов CO и NOx, обеспечение экологической чистоты процесса;
• получение дополнительной, избыточной воды и исключение тем самым потребности в подпиточной воде котла;
• конденсация водяных паров продуктов сгорания локализуется в одном месте – в конденсационном теплообменнике. Не считая незначительного брызгоуноса после каплеуловителя, исключается выпадение конденсата в последующем газовом тракте и связанные с этим разрушение газоходов от коррозионного воздействия влаги, образование наледи в тракте и особенно в дымовой трубе;
• необязательным в ряде случаев становится применение водо-водяного теплообменника; отпадает необходимость в рециркуляции: подмешивании части горячих газов к охлажденным (или нагретого конденсата к холодному) в целях повышения температуры уходящих продуктов сгорания для предотвращения конденсации в газовом тракте и дымовой трубе (экономия энергии, средств).

1. Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2 (23).
2. Шадек Е. Тригенерация как технология экономии энергоресурсов // Энергосбережение. 2015. № 2.
3. Шадек Е., Маршак Б., Крыкин И., Горшков В. Конденсационный теплообменник-утилизатор – модернизация котельных установок // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 3 (24).
4. Кудинов А. Энергосбережение в теплогенерирующих установках. М. : Машиностроение, 2012.
5. Равич М. Упрощенная методика теплотехнических расчётов. М. : Изд-во АН СССР, 1958.
6. Березинец П., Ольховский Г. Перспективные технологии и энергоустановки для производства тепловой и электрической энергии. Раздел шестой. 6.2 газотурбинные и парогазовые установки. 6.2.2. Парогазовые установки. ОАО «ВТИ». «Современные природоохранные технологии в энергетике». Информационный сборник под ред. В. Я. Путилова. М. : Издательский дом МЭИ, 2007.

1 Первоисточник данных: обследования водогрейных котлов (11 шт. в трех котельных тепловых сетей), сбор и обработка материалов [1].

2 Методика расчета, в частности QУТ, приведена в [1, 4].