Мероприятия по энергосбережению в промышленных котельных разнообразны. Среди них повышение КПД котлоагрегатов за счет снижения температуры уходящих газов, использование тепла продувочной воды, рациональное снижение давления пара от давления в барабане котла до давления, требуемого в технологических аппаратах, рациональное распределение нагрузки между несколькими котлоагрегатами, работающими одновременно и др.
При рассмотрении мероприятий по экономии тепловой энергии и топлива наиболее приоритетными являются такие, применение которых позволяет не только обеспечить значительную экономию, но и позволяют повышать производительность и надежность теплотехнических установок.
Напомним некоторые положения из теплового расчета котлоагрегатов. Коэффициент полезного действия котельного агрегата характеризует степень совершенства процесса превращения химической энергии топлива в тепловую энергию вырабатываемого пара или горячей воды.
КПД брутто учитывает использование тепловой энергии топлива в котлоагрегате и представляет собой отношение выработанного тепла к затраченному.
ППа = Q^ -100% =100% — Sq (2.1)
Q затр
Sq — сумма удельных (на единицу массы или объема топлива) потерь тепла с уходящими газами, от химической и механической неполноты сгорания топлива и потери в окружающую среду, %.
Тепловые потери с уходящими газами q1 можно оценить по формуле:
T — t
Q =j*——- L [, + (h — 1).и. Ј].(100 — q3), (2.2)
Tmax
R02max
H =————— 2———— , (2.3)
RO2 + CO + CH4
Где q3 — тепловые потери от механической неполноты сгорания топлива, %; t^, tmax — температуры уходящих газов; воздуха, подаваемого в котельный агрегат; максимальная температура дымовых газов, °С; с’ и k — поправочные коэффициенты, показывающие отношение средних удельных теплоемко- стей разбавленных и не разбавленных воздухом дымовых газов в интервале температур от 0 до tyx к средним удельным теплоемкостям в интервале от 0 до tmax; n — коэффициент, показывающий отношение средней удельной теплоемкости воздуха в интервале температур от 0 до t^ к средней удельной теплоемкости не разбавленных воздухом дымовых газов в интервале от 0 до tmax; RO2 — сумма трехатомных газов (значения RO2max для основных видов первичных энергоресурсов приведены в Приложении 6).
Тепловые потери от химической неполноты сгорания топлива q2 можно оценить по упрощенной формуле:
Qp • h
TOC o "1-3" h z q =^сг———- 100<% (2.4)
1 2 р
QhCz — низшая теплота сгорания 1 м3 сухих продуктов сгорания (подсчитывается по данным анализа), кДж/м3
QPr = [30,2C0 + 25,8H 2 + 85,5CH 4 ]-4,19 (2.5)
P — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, отнесенная к объему сухих продуктов сгорания, кДж/м3. Ориентировочные значения P по основным видам первичных энергоресурсов приведены в Приложении 6. КПД брутто можно определить иначе:
П = D •(h5 h+ Qпр. 100% (2.6)
Ка В • Q р
Где D — паропроизводительность котельного агрегата, кг/ч; Ип, Ипв- энтальпия пара, питательной воды, кДж/кг; Опр — используемая тепловая энергия продувочной воды, кДж/ч; В, Орн — расход, теплотворная способность топлива, кг/ч, кДж/кг
КПД нетто учитывает расход тепловой энергии на собственные нужды.
(D-D )• (h — h ) + Q
Nm =V——- ^————— vnp 100% (2.7)
Ка В • Q H
Где йсн — расход пара на собственные нужды, кг/ч.
Для определения количества энергии, полезно используемой при утилизации тепла продувочной воды, используют выражение:
Qnp =V Gпр • (hкв — hпв ) (2.8)
Коэффициент использования тепловой энергии продувочной воды:
Hou — Ьив )+(1 — РМ hcn ~ЬИВ )
Ч* (2.9)
H — h кв ив
Доля пара, выделяющегося в сепараторе
В= h кв — h св (2.10)
H сп — h св
Где Икв, Иив, Исв, Исп — энтальпия котловой, исходной воды, сепарированной воды и пара, кДж/кг.
Непрерывная или периодическая продувка в барабанных котлах применяется для получения пара заданных параметров по концентрации солей, растворенных в котловой воде, при этом часть котловой воды заменяется подпиточной водой.
Суммарные потери топлива без использования тепловой энергии продувочной воды составляют:
, D-т-рп •(hкв — hUB ) АВ= 0р пр (2.11)
«н ‘/ка
Где т — годовое число часов работы котельной; рп — величина продувки в процентах от паропроизводи — тельности. Последнюю можно определить:
S П
P n = -100% (2.12)
S кв — S X
Где Бх — сухой остаток химически очищенной воды, мг/кг; Пк — суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной; Бкв — расчетный сухой остаток котловой воды, мг/кг (принимается по нормам или по Приложению 7).
Если для использования тепла непрерывной продувки применяются сепаратор и теплообменник (рис. 1), то экономия топлива (с учетом вскипания части продувки) определяется по формуле:
АВ» = D-т-Рп Р'(hcn — hив )+(1-в)-(hcв ~hcn )] (2 13)
0н ‘Пка
Насыщенный пар Рис. 1 Значительную экономию топлива можно получить при замещении пара, полученного от собственной котельной, паром, отпускаемым с ТЭЦ. Тогда необходимо учитывать КПД передающих сетей от централизованного источника: |
-а |
( |
Л |
1 |
У |
(2.14) |
АВ = 143хО
Пмк |
Тс J |
Пкт • П
Где Q — расход тепловой энергии в паре, ГДж; пмк, пкт, Птс — КПД местной котельной, котельной ТЭЦ, тепловых сетей; у -коэффициент расхода тепла на теплофикацию (у и 0,42^0,82).
Q, |
ОТБ |
У = |
Q |
ТЭЦ |
(2.15)
Где Qow, QTm — расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин, ТЭЦ.
Примеры решения задач
Пример 2.1.
Условие
Определите годовые суммарные потери условного топлива без использования тепловой энергии продувочной воды в котельной. Паропроизводительность котельной DK = 48т/ч, давление насыщенного пара Pn = 1,3 МПа, температура исходной воды, поступающей в котельную tue = 10°C, годовое
Число часов использования паропроизводительности котельной т = 6500 ч, пПР = 0,73. Сухой остаток
Химически очищенной воды Sx = 515 мг/кг, суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной Пк = 0,41. В качестве сепарационного устройства используются внутрибара — банные циклоны.
Исходя из условия задачи по Приложению 7 определяем расчетный сухой остаток котловой воды SKe = 4 000 мг/кг, затем по 2.12 определяем величину продувки pn:
515 • 0,41
Рп =—————— 100% = 6,059
4000 — 515
По таблицам свойств водяного насыщенного пара находим значение энтальпии при Pn = 1,3 МПа: hn = 814,7 кДж/кг.
Годовые потери условного топлива без использования тепловой энергии продувочной воды, согласно 2.11 составляют:
, 48 • 6500 • 6,059 • (814,7 —10 • 4,19) ДВ = ————————- —^—- —- = 682,3 т у. т./год
100 • 29,33 • 103 • 0,73
Пример 2.2.
Оцените среднегодовую экономию топлива в действующей промышленной котельной, тепло — производительность которой Q=240 ГДж/ч, за счет снижения температуры уходящих газов t^ с 190°C до 140°C. Топливо — мазут (Орн=39,8 МДж/кг), сжигание топлива производится при q3 = 0, температура воздуха, подаваемого в котельный агрегат ^=20°С, максимальная температура дымовых газов tmax = 2060°С. с’ = 0,83, k = 0,78, n = 0,9. Состав продуктов сгорания мазута: СО2 =10%, CO = 0,8%, CH4 = 0,05%, H2 = 0,06%. Годовое число часов использования паропроизводительности котельной т = 4200 ч.
Согласно Приложению 7
Вид топлива |
Р, кДж/м3 |
RO2max |
Мазут |
4061,4 |
16,5 |
16,5 Тогда h = = 1,58 9,6 + 0,8 + 0,05 |
Величина потерь q1 определяется по формуле 2.2 и составляет при температуре уходящих газов t^’ = 190°C:
‘ 190 — 20
Q =—————- [0,83 + (1,58 — 1) 0 . 9 • 0 . 78] 100 = 10,23%
2060 L v ‘ J
То же при t^’ = 140°C:
" 140 — 20 r / ч
Q1 =—————- [0,83 + (1,58 — 1) 0 . 9 • 0 . 78] 100 = 7,22%
1 2060
Низшая теплота сгорания 1 м сухих продуктов сгорания определяется по 2.5 и равна: QpC2 = [30,2 • 0,8 + 25,8 • 0,06 + 85,5 • 0,05]’ 4,19 = 29,98 кДж/м3
Тепловые потери от химической неполноты сгорания топлива q2 оцениваются по формуле 2.4:
= 2998 058 = % 4061,4
Исходя из определения КПД брутто:
‘ 4
При V’ = 190°C Па = 100% — ^ q = 100 —10,23 —1,17 —1,5 = 87%
1
"4
При 1ух »= 140°C Па = 100% — ^ q = 100 — 7,22 —1,17 —1,5 = 90%
1
Согласно 2.6 определим годовую экономию топлива от изменения температуры уходящих газов, а следовательно и КПД брутто котельной:
1
D(hn — hne )•
ПбР
Чка J
AB = ■
Нр
QH Q
= 9596 т мазута В условном топливе годовая экономия энергии составит:
1 |
1 |
Q-т — |
N6p V’ка |
Пбр V ‘ка |
ПбР Ка J |
3 1 1 240-103•4200•
240• 103 • 4200•[————
_____________ V87 90J
39,8
Бр |
П |
‘іка |
AB = |
29,33 |
Пбр ка J
= 13025 т у. т.
Пример 2.3
Энергосбережение при редуцировании давления пара
Нижеприведенные расчеты парового эжектора позволяют для конкретных расходов пара и перепадов давления определить энергосберегающий эффект. Схема использования повышенного давления пара
Рис. 3.4.2 Расчет коэффициентов инжекции вторичного пара: Исходные данные для расчета: |
Рабочий поток |
Смешанный поток |
Инжектируемый поток |
Рр=0.8 МПа |
Рс=0.3 МПа |
Рн=0.05 МПа |
Tp = ts+50 0C (220.41 0С) |
— |
TH = 100 0C |
Коэффициенты, рекомендуемые на основе экспериментальных данных (Е. Я. Соколов, В. М. Бродянский «Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения»): ф2 = 0.95; ф2 = 0.975; ф3 = 0.9; ф4 = 0.925.
Коэффициент скорости рабочего потока:
Kj = (р1 • <р2 • = 0.834
Коэффициент скорости инжектируемого потока:
К2 = (2 • (3 • (4 = 0.812
Кр = 1.13; |
Кр = 1.3; Rp = 463; Тр = tp+273 = 493.41 К; Ар = 0;
Тн = tH+273 = 373 К; Ан =0;
Относительные температуры рабочего и инжектируемого потоков:
+1 г кн-1 >
Тр =1 — |
Л[2] = 1 |
Тн = 1 — |
V кн +[3] у
Температуры торможения при параметрах рабочего и инжектируемого потоков:
Тт == 493.41 К;
Тр
Ттн = = 373 К;
Тн
Критическая скорость рабочего и инжектируемого потока:
Акрн = |
АкрР =
^ ■JRн ■ Ттн = 428.065 — 1 с
КН + 1
2 ■ |
К |
Р |
|
К |
+1 |
Р |
|
2 ■ |
Кн |
Н |
1 ■Vv^ |
М с |
Промежуточные коэффициенты:
Акрр
4ё
P
Рр
Лрн = 1.87 (Определяется по Прн по таблицам газодинамических функций при к=1.13)
Проверяем, нет ли области значений qc3 в которой работа компрессора невозможна
2 |
Пнкр = |
Рр ■ qpс
(qc3<
Рс ґ
Кн-1
V кн +1 у
Пр& = Пнкр ■ Прн = 0.072
Qos = 0.38 (По таблицам газодинамических функций)
Рр^чр^ Р„ |
= 1.013 (Поскольку 0<qc3<1 то при любых значениях будет выполняться условие
Рр ■ чрс qc3<— .)
Рс
Далее проводим расчет для ряда значений: Приведенная массовая скорость смешанного потока в сечении 3:
К +1 |
Кн -1 |
Н |
■ Лс3 ■ |
_ 2 _ |
Qc3 = |
1 — ^L-! ■ Дс32 кн + 1 |
1 Кн-1 |
-• Яс32 |
Пс3 = |
Относительное давление смешанного потока в сечении 3: -1
1 — Кн
Кн +1
Коэффициент инжекции при втором предельном режиме: рн 1 рн 1
Pc qc3 рр qps 1 Рн 1 [ё |
Рс qc3 |
Ипр2 =
1-
Приведенная массовая скорость инжектируемого потока в сечении 2: Ипр2 ■ 4ё |
QH2 =
Рн_ 1 + ипр 2 ■ 4ё _ Р J_
Рс qc3 Рр qpH Относительное давление инжектируемого потока в сечении 2:
К
-1 |
Кн-1 |
■ Лсн2 |
Пн2 = |
1 — Кн
Кн +1
Промежуточные коэффициенты:
Р Рр Рс |
Н |
Пс3 — Р Р„
К 3 = 1 + (ръ
К
Пнкр ■ Лс3 ■ qpн Пс3-Пс2
К 3 = 1 + (ръ
Рн кн ■ Пнкр ■ Лс3 ■ qн2
Коэффициент инжекции парового эжектора:
Qн2 |
Лн2[4] |
Пн2 |
Пс2 |
К 3 |
K 4 |
И |
0.785 |
0.56 |
0.845 |
0.282 |
2.168 |
7.243 |
0.178 |
0.656 |
0.44 |
0.902 |
0.301 |
1.882 |
6.493 |
0.144 |
0.493 |
0.32 |
0.947 |
0.316 |
1.67 |
6.414 |
0.11 |
0.309 |
0.19 |
0.981 |
0.327 |
1.504 |
7.35 |
0.074 |
0.152 |
0.09 |
0.996 |
0.332 |
1.372 |
10.424 |
0.041 |
0.088 |
0.05 |
0.999 |
0.333 |
1.264 |
12.505 |
0.028 |
И= |
K1 ■ Лрн — К3 ■ Лс3 1 К4 ■ Лс3 — К2 ■ Лн2 4ё |
Определение расходов инжектируемого пара, приходящегося на 1 кг рабочего пара: G р = 1 кг |
^н = Gp и
|
Приведенный расчет (рис. 8.2.3) показывает, что за счет инжекции вторичного пара можно снизить расход рабочего пара при заданных исходных данных на 2.8 — 17.8%.
Ис. 3.4..3
Зависимость коэффициента инжекции от приведенной
0,35 0,3 0,25 |
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Приведенная скорость в сечении с-3 |
1,2 |
Предельный коэффициент инжекции •Коэффициент инжекции
Задача 2.1. В тепловой схеме ТЭЦ для использования тепловой энергии непрерывной продувки установлен сепаратор и теплообменник. Оцените годовую экономию условного топлива от использования тепловой энергии продувочной воды. Паропроизводительность йк = 50 т/ч, давление насыщенного пара Рп = 4 МПа, температура исходной воды, поступающей в котельную = 15°C, годовое число часов использования работы ТЭЦ т = 5000 ч, сухой остаток химически очищенной воды Эх = 400 мг/кг, суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной Пк = 0,32.
Пбр
Котел имеет двухступенчатую схему испарения с выносным циклоном, 1ка = 0,81. Энтальпия сепарированного пара Исв = 2700 кДж/кг, температура сепарированной воды 1сп = 60°C.
Задача 2.2. Оцените экономию условного топлива при замещении пара, полученного от собственной котельной, паром, отпускаемым с ТЭЦ. Замещаемая тепловая нагрузка 30 ГДж/ч, расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин 6 МВт, расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ 67 ГДж/ч, КПД местной котельной 70%, котельной ТЭЦ 85%, тепловых сетей 95%.
Задача 2.3
Определить экономию тепловой энергии при выполнении возврата конденсата с отопления механосборочного корпуса, использующего 1700 кг/час насыщенного пара давлением Р1=1,5 ата. Продолжительность отопительного периода 470 часов.
Задача 2.4
Определить экономию тепловой энергии при использовании тепла продувочной воды для следующих условий:
Установлено три котла ДКВР-6,5-13 общей паропроизводительностью Дк=27т/час, пар насыщенный, сухой остаток химически очищенной воды Эх=525мг/кг, суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной Пк=0,36, расчетный сухой остаток котловой воды, принимаемой по табл. 22 Эк. в=3000 мг/кг.
Задача 2.5
Из дымовой трубы промышленной котельной выбрасываются дымовые газы с температурой 2000С. Предложите для повышения энергетической эффективности котельной энергосберегающую схему. Покажите возможности оценки потенциала энергосбережения.
Задача 2.6
Предложите энергосберегающую схему для повышения энергетической эффективности промышленной котельной, имеющей закрытую систему сбора конденсата. Покажите возможности оценки потенциала энергосбережения.
Задача 2.7
Предложите энергосберегающую схему применения паровых эжекторов для утилизации теплоты конденсата на промышленных предприятиях. Покажите возможности оценки потенциала энергосбережения.
Задача 2.8
Определите экономию условного топлива при уменьшении температуры уходящих газов от 190°С до 130 °С для котла, работающего на природном газе при следующих условиях: теплопроизводитель- ность котельной 50 МВт, КПД котла брутто пкбр = 79%, q3 = 2,1%, объем дымовых газов Уух = 11,2 м3, удельная теплоемкость дымовых газов Сух = 1,34 кДж/кг*К.
Задача 2.9
Вычислите КПД котельного агрегата брутто при следующих исходных данных: теплопроизводи- тельность котельной 200 ГДж/ч, годовое число часов работы котельной 3500 ч, топливо-природный газ (Онр = 35,7 МДж/кг), годовой расход топлива 3000 т.
Задача 2.10
Оцените годовую экономию условного топлива при повышении КПД котельной, работающей на мазуте. Нагрузка котла 0,3 кг/с, давление в барабане котла 1,2 МПа. КПД брутто котельного агрегата в результате энергосберегающих мероприятий увеличился от 0,77 до 0,89.