Утилизация тепла дымовых газов. Использование тепла отходящих дымовых газов Утилизатор тепла дымовых газов

Труды Инсторфа 11 (64)

УДК 622.73.002.5

Горфин О.С. Gorfin O.S.

Горфин Олег Семенович, к. т. н., проф. кафедры торфяных машин и оборудования Тверского государственного технического университета (ТвГТУ). Тверь, Академическая, 12. [email protected] Gorfin Oleg S., PhD, Professor of the Chair of Peat Machinery and Equipment of the Tver State Technical University. Tver, Academicheskaya, 12

Зюзин Б.Ф. Zyuzin B.F.

Зюзин Борис Федорович, д. т. н., проф., зав. кафедрой торфяных машин и оборудования ТвГТУ [email protected] Zyuzin Boris F., Dr. Sc., Professor, Head of the Chair of Peat Machinery and Equipment of the Tver State Technical University

Михайлов А.В. Mikhailov A.V.

Михайлов Александр Викторович, д. т. н., профессор кафедры машиностроения, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург, Ленинский пр., д. 55, корп. 1, кв. 635. [email protected] Mikhailov Alexander V., Dr. Sc., Professor of the Chair of Machine Building of the National Mining University, St. Petersburg, Leninsky pr., 55, building 1, Apt. 635

УСТРОЙСТВО THE DEVICE FOR DEEP

ДЛЯ ГЛУБОКОЙ UTILIZATION OF HEAT

УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛА OF COMBUSTION GASES

ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ПОВЕРХНОСТНОГО ТИПА OF SUPERFICIAL TYPE

Аннотация. В статье рассмотрена конструкция теплоутилизатора, в которой изменен способ передачи утилизированной тепловой энергии от теплоносителя среде, воспринимающей теплоту, позволяющая утилизировать теплоту парообразования влаги топлива при глубоком охлаждении дымовых газов и полностью ее использовать на нагрев охлаждающей воды, направляемой без дополнительной обработки на нужды паротурбинного цикла. Конструкция позволяет в процессе утилизации теплоты осуществлять очистку дымовых газов от серной и сернистой кислот, а очищенный конденсат использовать в качестве горячей воды. Abstract. The article describes the design of heat exchanger, in which new method is used for transmitting of recycled heat from the heat carrier to the heat receiver. The construction allows to utilize the heat of the vaporization of fuel moisture while the deep cooling of flue gases and to fully use it for heating the cooling water allocated without further processing to the needs of steam turbine cycle. The design allows purifying of waste flue gases from sulfur and sulphurous acid and using the purified condensate as hot water.

Ключевые слова: ТЭЦ; котельные установки; теплоутилизатор поверхностного типа; глубокое охлаждение дымовых газов; утилизация теплоты парообразования влаги топлива. Key words: Combined heat and power plant; boiler installations; heat utilizer of superficial type; deep cooling of combustion gases; utilization of warmth of steam formation of fuel moisture.

Труды Инсторфа 11 (64)

В котельных тепловых электростанций энергия парообразования влаги т оплива вместе с дымовыми газами выбрасывается в атмосферу.

В газифицированных котельных потери теплоты с уходящими дымовыми газами могут достигать 25%. В котельных, работающих на твердом топливе, потери теплоты еще выше.

На технологические нужды ТБЗ в котельных сжигается фрезерный торф влажностью до 50%. Это значит, что половину массы топлива составляет вода, которая при сгорании превращается в пар и потери энергии на парообразование влаги топлива достигают 50%.

Уменьшение потерь тепловой энергии - это не только вопрос экономии топлива, но и снижение вредных выбросов в атмосферу.

Сокращение потерь тепловой энергии возможно при использовании теплоутилизаторов различных конструкций.

Конденсационные теплоутилизаторы, в которых охлаждение дымовых газов осуществляется ниже точки росы, позволяют утилизировать скрытую теплоту конденсации водяных паров влаги топлива.

Наибольшее распространение получили контактные и поверхностные теплоутилизаторы. Контактные теплообменники широко распространяются в промышленности и энергетике в связи с простотой конструкции, малой металлоемкостью и высокой интенсивностью теплообмена (скрубберы, градирни). Но они имеют существенный недостаток: происходит загрязнение охлаждающей воды вследствие ее контакта с продуктами сгорания - дымовыми газами.

В этом отношении более привлекательны поверхностные теплоутилизаторы, не имеющие непосредственного контакта продуктов сгорания и охлаждающей жидкости, недостатком которых является сравнительно низкая температура ее нагрева, равная температуре мокрого термометра (50...60 °С).

Достоинства и недостатки существующих теплоутилизаторов широко освещены в специальной литературе .

Эффективность поверхностных теплоутилизаторов можно существенно повысить, изменив способ теплообмена между средой, отдающей теплоту и ее воспринимающей, как это сделано в предлагаемой конструкции теплоутилизатора .

Схема теплоутилизатора для глубокой утилизации тепла дымовых газов показана

на рисунке. Корпус 1 теплоутилизатора опирается на основание 2. В средней части корпуса установлен изолированный резервуар 3 в виде призмы, заполненный предварительно очищенной проточной водой. Вода поступает сверху через патрубок 4 и удаляется в нижней части корпуса 1 насосом 5 через шибер 6.

С двух торцевых сторон резервуара 3 расположены изолированные от средней части рубашки 7 и 8, полости которых через объем резервуара 3 соединены между собой рядами горизонтальных параллельных труб, образующих пучки труб 9, в которых газы перемещаются в одну сторону. Рубашка 7 разделена на секции: нижнюю и верхнюю одинарные 10 (высотой h) и остальные 11 - двойные (по высоте 2h); рубашка 8 имеет секции только двойные 11. Нижняя одинарная секция 10 рубашки 7 пучком труб 9 соединена с нижней частью двойной секции 11 рубашки 8. Далее верхняя часть этой двойной секции 11 рубашки 8 пучком труб 9 соединена с нижней частью следующей двойной секции 11 рубашки 7 и так далее. Последовательно верхняя часть секции одной рубашки соединена с нижней частью секции второй рубашки, а верхняя часть этой секции соединена пучком труб 9 с нижней частью следующей секции первой рубашки, образуя, таким образом, змеевик переменного сечения: пучки труб 9 периодически чередуются объемами секций рубашек. В нижней части змеевика расположен патрубок 12 - для подвода дымовых газов, в верхней части - патрубок 13 для выхода газов. Патрубки 12 и 13 соединены между собой байпасным газоходом 4, в котором установлен шибер 15, предназначенный для перераспределения части горячих дымовых газов в обход теплоутилизатора в дымовую трубу (на рисунке не показана).

Дымовые газы поступают в теплоутилизатор и разделяются на два потока: в нижнюю одинарную секцию 10 (высотой h) рубашки 7 поступает основная часть (около 80%) продуктов сгорания и по трубам пучка 9 направляется в змеевик теплоутилизатора. Остальная часть (около 20%) поступает в байпасный газоход 14. Перераспределение газов производится для повышения температуры остывших дымовых газов за теплоутилизатором до 60-70 °С с целью предотвращения возможной конденсации остатков паров влаги топлива в хвостовых участках системы.

Дымовые газы подводятся к теплоутилизатору снизу через патрубок 12, а удаляются в

Труды Инсторфа 11 (64)

Рисунок. Схема теплоутилизатора (вид А - соединение труб с рубашками) Figure. The scheme of the heatutilizer (a look A - connection of pipes with shirts)

верхней части установки - патрубок 13. Предварительно подготовленная холодная вода заполняет резервуар сверху через патрубок 4, а удаляется насосом 5 и шибером 6, расположенными в нижней части корпуса 1. Противоток воды и дымовых газов повышает эффективность теплообмена.

Перемещение дымовых газов через теплоутилизатор осуществляется технологическим дымососом котельной. Для преодоления дополнительного сопротивления, создаваемого теплоутилизатором, возможна установка более мощного дымососа. При этом следует иметь в виду, что дополнительное гидравлическое сопротивление частично преодолевается за счет уменьшения объема продуктов сгорания в связи с конденсацией водяного пара дымовых газов.

Конструкция теплообменника обеспечивает не только эффективную утилизацию теплоты парообразования влаги топлива, но и удаление образующегося конденсата из потока дымовых газов.

Объем секций рубашек 7 и 8 больше объема соединяющих их труб, поэтому скорость газов в них снижается.

Дымовые газы, поступающие в теплоутилизатор, имеют температуру 150-160 °С. Серная и сернистая кислоты конденсируются при температуре 130-140 °С, поэтому конденсация кислот происходит в начальной части змеевика. При снижении скорости газового потока в расширяющихся частях змеевика -секциях рубашки и увеличении плотности конденсата серной и сернистой кислот в жидком состоянии по сравнению с плотностью в газообразном состоянии, многократном изменении направления движения потока дымовых газов (инерционная сепарация) конденсат кислот выпадает в осадок и вымывается из газов частью конденсата водяных паров в конденсатосборник кислот 16, откуда при срабатывании затвора 17 удаляется в промышленную канализацию.

Большая часть конденсата - конденсат водяных паров выделяется при дальнейшем понижении температуры газов до 60-70 °С в верхней части змеевика и поступает в конденсатосборник влаги 18, откуда без дополнительной обработки может использоваться в качестве горячей воды.

Труды Инсторфа 11 (64)

Трубы змеевика необходимо изготавливать из антикоррозийного материала или с внутренним антикоррозийным покрытием. Для предотвращения коррозии все поверхности теплоутилизатора и соединительных трубопроводов следует гуммировать.

В данной конструкции теплоутилизатора дымовые газы, содержащие пары влаги топлива, перемещаются по трубам змеевика. Коэффициент теплоотдачи при этом составляет не более 10 000 Вт/(м2 °С), за счет чего резко повышается эффективность теплообмена. Трубы змеевика находятся непосредственно в объеме охлаждающей жидкости, поэтому теплообмен происходит постоянно контактным способом. Это позволяет осуществить глубокое охлаждение дымовых газов до температуры 40-45 °С, причем вся утилизированная теплота парообразования влаги топлива передается охлаждающей воде. Охлаждающая вода не контактирует с дымовыми газами, поэтому может без дополнительной обработки использоваться в паротурбинном цикле и потребителями горячей воды (в системе горячего водоснабжения, подогрев обратной сетевой воды, технологические нужды предприятий, в тепличных и парниковых хозяйствах и т. д.). В этом главное достоинство предлагаемой конструкции теплоутилизатора.

Преимуществом предлагаемого устройства является также то, что в теплоутилизаторе регулируется время передачи теплоты от среды горячих дымовых газов охлаждающей жидкости, а следовательно ее температуры, изменением расхода жидкости с помощью шибера.

Для проверки результатов использования теплоутилизатора произведены тепло-техниче-ские расчеты котельной установки паропроизводительностью котла 30 т пара/ч (температура 425 °С, давление 3,8 МПа). В топке сжигается 17,2 т/ч фрезерного торфа влажностью 50% .

В торфе влажностью 50% содержится 8,6 т/ч влаги, которая при сжигании торфа переходит в дымовые газы.

Расход сухого воздуха (дымовых газов)

Gfl. г. = а х L х G,^^ = 1,365 х 3,25 х 17 200 = 76 300 кГ д. г. / ч,

где L = 3,25 кГ сух. г /кГ торфа - теоретически необходимое количество воздуха для горения; а =1,365 - средний коэффициент подсоса воздуха.

1. Теплота утилизации дымовых газов Энтальпия дымовых газов

J = ссм х t + 2,5 d, ^ж/кГ. сух. газ,

где ссм - теплоемкость дымовых газов (теплоемкость смеси), ^ж/кГ °К, t - температура газов, °К, d- влагосодержание дымовых газов, Г. влаги/кГ. д. г.

Теплоемкость смеси

ссМ = сг + 0,001dcn,

где сг, сп - теплоемкость соответственно сухого газа (дымовых газов) и пара.

1.1. Дымовые газы на входе в теплоутилизатор температурой 150 - 160 °С, принимаем Ц. г. = 150 °С; сп = 1,93 - теплоемкость пара; сг = 1,017 - теплоемкость сухих дымовых газов при температуре 150 °С; d150, Г/кГ. сух. г - влагосодержание при 150 °С.

d150 = GM./Gfl. г. = 8600 /76 300 х 103 =

112,7 Г/кГ. сух. г,

где Gвл. = 8600 кГ/ч - масса влаги в топливе. ссм =1,017 + 0,001 х 112,7 х 1,93 = 1,2345 ^ж/кГ.

Энтальпия дымовых газов J150 = 1,2345 х 150 + 2,5 х 112,7 = 466,9 ^ж/кГ.

1.2. Дымовые газы на выходе из теплоутилизатора температурой 40 °С

ссм = 1,017 + 0,001 х 50 х 1,93 = 1,103 ^ж/кГ °С.

d40 =50 Г/кГ сух г.

J40 = 1,103 х 40 + 2,5 х 50 = 167,6 ^ж/кГ.

1.3. В теплоутилизаторе 20% газов проходят по байпасному газоходу, а 80% - через змеевик.

Масса газов, проходящая через змеевик и участвующая в теплообмене

GзМ = 0,8Gfl. г. = 0,8 х 76 300 = 61 040 кГ/ч.

1.4. Теплота утилизации

Отл = (J150 - J40) х ^м = (466,9 - 167,68) х

61 040 = 18,26 х 106, ^ж/ч.

Эта теплота затрачивается на нагрев охлаждающей воды

Qx™= W х св х (t2 - t4),

где W- расход воды, кГ/ч; св = 4,19 ^ж/кГ °С -теплоемкость воды; t 2, t4 - температура воды

Труды Инсторфа 11 (64)

соответственно на выходе и входе в теплоутилизатор; принимаем tx = 8 °С.

2. Расход охлаждающей воды, кГ/с

W=Qyra /(св х (t2 - 8) = (18,26 / 4,19) х 106 / (t2 - 8)/3600 = 4,36 х 106/ (t2 -8) х 3600.

Используя полученную зависимость, можно определить расход охлаждающей воды необходимой температуры, например:

^, °С 25 50 75

W, кГ/с 71,1 28,8 18,0

3. Расход конденсата G^^ составляет:

^онд = GBM(d150 - d40) = 61,0 х (112,7 - 50) =

4. Проверка возможности конденсации остатков влаги парообразования топлива в хвостовых элементах системы.

Среднее влагосодержание дымовых газов на выходе из теплоутилизатора

^р = (d150 х 0,2 Gд. г. + d40 х 0,8 Gд. г.) / GA г1 =

112,7 х 0,2 + 50 х 0,8 =62,5 Г/кГ сух. г.

По J-d-диаграмме этому влагосодержанию соответствует температура точки росы, равная tp. р. = 56 °С.

Фактическая температура дымовых газов на выходе из теплоутилизатора равна

tcjmKT = ti50 х 0,2 + t40 х 0,8 = 150 х 0,2 + 40 х 0,8 = 64 °С.

Так как фактическая температура дымовых газов за теплоутилизатором выше точки росы, конденсации паров влаги топлива в хвостовых элементах системы происходить не будет.

5. Коэффициент полезного действия

5.1. Коэффициент полезного действия утилизации теплоты парообразования влаги топлива.

Количество теплоты, подведенное к теплоутилизатору

Q^h = J150 х Gft г = 466,9 х 76 300 =

35,6 х 106, М Dж/ч.

КПДутл. Q = (18,26 /35,6) х 100 = 51,3%,

где 18,26 х 106, МDж /ч - теплота утилизации парообразования влаги топлива.

5.2. Коэффициент полезного действия утилизации влаги топлива

КПДутл. W = ^конд / W) х 100 = (3825 / 8600) х 100 = 44,5%.

Таким образом, предлагаемый теплоутилизатор и способ его работы обеспечивают глубокое охлаждение дымовых газов. За счет конденсации паров влаги топлива резко повышается эффективность теплообмена между дымовыми газами и охлаждающей жидкостью. При этом вся утилизированная скрытая теплота парообразования передается для нагрева охлаждающей жидкости, которая без дополнительной обработки может использоваться в паротурбинном цикле.

В процессе работы теплоутилизатора происходит очистка дымовых газов от серной и сернистой кислот, в связи с чем конденсат паров может использоваться для горячего теплоснабжения.

Расчеты показывают, что коэффициент полезного действия составляет:

При утилизации теплоты парообразования

влаги топлива - 51,3%

Влаги топлива - 44,5%.

Список литературы

1. Аронов, И.З. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа. - Л.: Недра, 1990. - 280 с.

2. Кудинов, А.А. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. - М.: Машиностроение, 2011. - 373 с.

3. Пат. 2555919 (RU).(51) МПК F22B 1|18 (20006.01). Теплоутилизатор для глубокой утилизации тепла дымовых газов поверхностного типа и способ его работы /

О.С. Горфин, Б.Ф. Зюзин // Открытия. Изобретения. - 2015. - № 19.

4. Горфин, О.С., Михайлов, А.В. Машины и оборудование по переработке торфа. Ч. 1. Производство торфяных брикетов. - Тверь: ТвГТУ 2013. - 250 с.

В. В. Гетман, Н. В. Лежнева МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ ОТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Ключевые слова: газотурбинные установки, парогазовые установки

В работе рассмотрены различные методы утилизации теплоты уходящих газов от энергетических установок с целью повышения их эффективности, экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей.

Keywords: gas-turbine installations, steam-gas installations

In work various methods of utilization of warmth of leaving gases from power installations for the purpose of increase of their efficiency, economy of organic fuel and accumulation of power capacities are considered.

С началом экономических и политических реформ в России, в первую очередь необходимо произвести ряд принципиальных изменений в электроэнергетике страны. Новая энергетическая политика должна решить ряд задач, в числе которых освоение современных высокоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергии.

Одной из таких задач является повышение эффективности энергетических установок с целью экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей. Наиболее

перспективными в этом отношении являются газотурбинные установки, с уходящими газами которых выбрасывается до 20% тепла .

Существуют несколько путей повышения к. п. д. газотурбинных двигателей , в числе которых:

Повышение температуры газа перед турбиной для ГТУ простого термодинамического цикла,

Применение регенерации тепла,

Использование тепла уходящих газов в бинарных циклах,

Создание ГТУ по сложной термодинамической схеме и т. д.

Наиболее перспективным направлением считается совместное использование газотурбинных и паротурбинных установок (ГТУ и ПТУ) с целью повышения их экономических и экологических характеристик.

Газотурбинные и созданные с их использованием комбинированные установки при технически достижимых в настоящее время параметрах обеспечивают существенное повышение эффективности производства тепловой и электроэнергии.

Широкое применение бинарных ПГУ, а также различных комбинированных схем при техническом перевооружении ТЭС позволит экономить до 20% топлива по сравнению с традиционными паротурбинными блоками.

По оценкам специалистов экономичность комбинированного парогазового цикла возрастает при повышении начальной температуры газов перед ГТУ и увеличении доли газотурбинной мощности. Немаловажное значение

имеет также то обстоятельство, что помимо выигрыша в экономичности такие системы требуют значительно меньших капитальных затрат, их удельная стоимость в 1.5 - 2 раза меньше, чем стоимость газо-мазутных паротурбинных блоков и ПГУ с минимальной газотурбинной мощностью .

По данным можно выделить три основных направления использования ГТУ и ПГУ в энергетике.

Первое, широко используемое в промышленно развитых странах, - применение ПГУ на крупных конденсационных ТЭС, работающих на газе. В этом случае наиболее эффективно использовать ПГУ утилизационного типа с большой долей газотурбинной мощности (рис. 1).

Применение ПГУ позволяет повысить на ТЭС эффективность сжигания топлива на ~ 11-15 % (ПГУ со сбросом газов в котёл), на ~ 25-30 % (бинарные ПГУ).

До недавнего времени широких работ по внедрению ПГУ в России не проводилось. Тем не менее, единичные образцы таких установок достаточно давно и успешно используются, например ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) типа ВПГ-50 головного энергоблока ПГУ-120 и 3-х модернизированных энергоблоков с ВПГ-120 на филиале «ТЭЦ-2» ОАО «ТГК-1» ; ПГУ-200 (150) с ВПГ-450 на филиале «Невинномысская ГРЭС». На Краснодарской ГРЭС установлено три парогазовых энергоблока мощностью по 450 МВт. В состав энергоблока входят две газовые турбины мощностью по 150 МВт, два котла-утилизатора и паровая турбина, мощностью 170 МВт, к. п. д. такой установки составляет 52.5% . Дальнейшее

повышение к. п. д. ПГУ утилизационного типа возможно путем усовершенствования

газотурбинной установки и усложнения схемы парового процесса.

Рис. 1 - Схема ПГУ с котлом-утилизатором

Парогазовая установка с котлом-

утилизатором (рис. 1) включает в себя: 1-

компрессор; 2 - камеру сгорания; 3 - газовую

турбину; 4 - электрогенератор; 5 - котел-

утилизатор; 6 - паровую турбину; 7 - конденсатор; 8

Насос и 9 - деаэратор. В котле-утилизаторе топливо не дожигается, а вырабатываемый перегретый пар используется в паротурбинной установке.

Второе направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ. За последние годы было предложено множество вариантов технологических схем ПГУ -ТЭЦ. На ТЭЦ, работающих на газе целесообразно использовать теплофикационные ПГУ

утилизационного типа. Характерным примером

крупной ПГУ - ТЭЦ такого типа является Северо -Западная ТЭЦ в г. Санкт - Петербурге. Один блок ПГУ на этой ТЭЦ включает: две газовые турбины, мощностью по 150 МВт, два котла - утилизатора, паровую турбину. Основные показатели блока: электрическая мощность - 450 МВт, тепловая мощность - 407 МВт, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии - 154.5 г у. т./(кВт. ч), удельный расход условного топлива на отпуск тепла - 40.6 кг у. т./ГДж, к. п. д. ТЭЦ по отпуску электрической энергии - 79.6%, тепловой энергии - 84.1%.

Третье направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ малой и средней мощности на базе котельных. ПГУ - ТЭЦ и ГТУ - ТЭЦ наилучших вариантов, создаваемые на базе котельных, обеспечивают к. п. д. по отпуску электрической энергии в теплофикационном режиме на уровне 76 - 79%.

Типовая парогазовая установка состоит из двух ГТУ, каждая со своим котлом-утилизатором, подающим вырабатываемый пар в одну общую паровую турбину.

Установка такого типа была разработана для Щекинской ГРЭС . ПГУ-490 была предназначена для выработки электрической энергии в базовом и на частичных режимах работы электростанции с отпуском тепла стороннему потребителю до 90 МВт при зимнем температурном графике. Принципиальная схема блока ПГУ-490 вынужденно ориентировалась на недостаток места при размещении котла-утилизатора и

паротурбинной установки в корпусах электростанции, что создавало определенные трудности для достижения оптимальных режимов комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

При отсутствии ограничений по размещению установки, а также при использовании усовершенствованной ГТУ можно существенно повысить экономичность блока. В качестве такой усовершенствованной ПГУ в предлагается одновальная ПГУ-320 мощностью 300 МВт. Комплектной ГТУ для ПГУ-320 является одновальная ГТЭ-200, создание которой предполагается осуществить переходом на

двухопорный ротор, модернизацией системы охлаждения и других узлов ГТУ с целью повышения начальной температуры газа. Кроме ГТЭ-200 моноблок ПГУ-320 содержит ПТУ К-120-13 с трехцилиндровой турбиной, конденсатный насос, конденсатор пара уплотнений, подогреватель, питаемый греющим паром, подаваемым из отбора перед последней ступенью ПТ, а также котел-утилизатор двух давлений, содержащий восемь участков теплообмена, включая промежуточный перегреватель пара.

Для оценки эффективности установки был проведен термодинамический расчет, в результате которого был сделан вывод о том, что при работе в конденсационном режиме ПГУ-490 ЩГРЭС ее электрический к. п. д. может быть повышен на 2.5% и доведен до 50.1%.

Исследования теплофикационных

парогазовых установок показали, что экономические показатели ПГУ существенно зависят от структуры их тепловой схемы, выбор которой осуществляется в пользу установки, обеспечивающей минимальную температуру уходящих газов. Это объясняется тем, что уходящие газы являются основным источником потерь энергии, и для увеличения эффективности схемы их температуру необходимо уменьшать.

Модель одноконтурной теплофикационной ПГУ, представленная на рис. 2, включает в себя котел - утилизатор барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительном контуре . По ходу газов в котле снизу вверх последовательно расположены поверхности нагрева:

пароперегреватель ПП, испаритель И, экономайзер Э и газовый перегреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 2 - Тепловая схема одноконтурной ПГУ

Расчеты системы показали, что при изменении параметров свежего пара происходит перераспределение мощности, вырабатываемой ПГУ, между тепловой и электрической нагрузками. При росте параметров пара увеличивается выработка электрической и уменьшается выработка тепловой энергии. Это объясняется тем, что при увеличении параметров свежего пара уменьшается его выработка. При этом из-за снижения расхода пара при малом изменении его параметров в отборах уменьшается тепловая нагрузка подогревателя сетевой воды.

Двухконтурная ПГУ, также как и одноконтурная, состоит из двух газовых турбин, двух котлов-утилизаторов и одной паровой турбины (рис.3). Подогрев сетевой воды осуществляется в двух подогревателях ПГС и (при необходимости) в пиковом сетевом подогревателе.

По ходу газов в котле-утилизаторе

последовательно расположены следующие

поверхности нагрева: пароперегреватель высокого давления ППВД, испаритель высокого давления ИВД, экономайзер высокого давления ЭВД, пароперегреватель низкого давления ППНД,

испаритель низкого давления ИНД, газовый подогреватель низкого давления ГПНД, газовый подогреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 3 - Принципиальная тепловая схема

двухконтурной ПГУ

Рис. 4 - Схема утилизации теплоты уходящих газов ГТУ

Кроме котла-утилизатора тепловая схема включает в себя паровую турбину, имеющую три цилиндра, два подогревателя сетевой воды ПСГ1 и ПСГ2, деаэратор Д и питательные насосы ПЭН. Отработавший пар турбины направлялся в ПСГ1. В подогреватель ПСГ2 подается пар из отбора турбины. Вся сетевая вода проходит через ПСГ1, затем часть воды направляется в ПСГ2, а другая часть после первой ступени подогрева - в ГСП, расположенный в конце газового тракта котла-утилизатора. Конденсат греющего пара ПСГ2 сливается в ПСГ1, а затем поступает в ГПНД и далее в деаэратор. Питательная вода после деаэратора частично поступает в экономайзер контура высокого давления, а частично - в барабан Б контура низкого давления. Пар из перегревателя контура низкого давления смешивается с основным потоком пара после цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины.

Как показал сравнительный анализ, при использовании газа в качестве основного топлива применение утилизационных схем целесообразно, если соотношение тепловой и электрической энергии составляет 0.5 - 1.0, при соотношениях 1.5 и более, предпочтение отдается ПГУ по «сбросной» схеме.

Кроме подстройки паротурбинного цикла к циклу ГТУ, утилизация теплоты уходящих газов

ГТУ может осуществляться подачей в камеру сгорания ГТУ пара, вырабатываемого котлом-утилизатором, а также путем реализации регенеративного цикла .

Реализация регенеративного цикла (рис. 4) обеспечивает существенное повышение к. п. д. установки, в 1.33 раза, в том случае, если при создании ГТУ степень повышения давления выбрана в соответствии с намечаемой степенью регенерации. Такая схема включает в себя К -компрессор; Р - регенератор; КС - камера сгорания; ТК - турбина компрессора; СТ - силовая турбина; ЦК - центробежный компрессор. Если ГТУ выполнена без регенерации, а степень повышения давления л близка к оптимальному значению, то оснащение такой ГТУ регенератором не приводит к повышению ее к. п. д.

К. п. д. установки, осуществляющей подачу пара в камеру сгорания, повышается в 1.18 раз по сравнению с ГТУ, что позволяет снизить расход топливного газа, потребляемого газотурбинной установкой.

Сравнительный анализ показал, что наибольшая экономия топлива возможна при осуществлении регенеративного цикла ГТУ с высокой степенью регенерации, относительно невысоким значением степени повышения давления в компрессоре л = 3 и с небольшими потерями продуктов сгорания. Однако в большинстве отечественных ТКА в качестве привода использованы авиационные и судовые газотурбинные двигатели с высокой степенью повышения давления, и в этом случае утилизация теплоты уходящих газов эффективнее в паротурбинном блоке. Установка с подачей пара в камеру сгорания конструктивно наиболее проста, но менее эффективна.

Одним из способов достижения экономии газа и решения экологических проблем является применение на КС парогазовых установок. В исследовательских разработках рассматриваются два альтернативных варианта использования пара, полученного при утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ: ПГУ с приводом от паровой турбины нагнетателя природного газа и от паровой турбины электрогенератора. Принципиальное различие этих вариантов заключается в том, что в случае ПГУ с нагнетателем не только утилизируется теплота выхлопных газов ГПА, но и один ГПА заменяется на паротурбинный перекачивающий агрегат, а при ПГУ с электрогенератором число ГПА сохраняется, а за счет утилизируемой теплоты вырабатывается электроэнергия специальным паротурбинным агрегатом . Выполненный анализ показал, что ПГУ с приводом нагнетателя природного газа обеспечивали лучшие технико-экономические показатели.

В случае создания на базе КС парогазовой установки с котлом утилизатором , ГТУ используется для привода нагнетателя, а паросиловая установка (ПСУ) - для выработки электроэнергии, при этом температура отходящих газов за котлом - утилизатором составляет 1400С.

С целью повышения эффективности использования органического топлива в децентрализованных системах теплоснабжения возможна реконструкция отопительных котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) небольшой мощности и утилизацией продуктов сгорания в топках существующих котлов . При этом электрическая мощность ГТУ зависит от режимов работы по тепловому или электрическому графикам нагрузок, а также от экономических факторов.

Оценить эффективность реконструкции котельной можно при сравнении двух вариантов : 1 - исходный (существующая котельная), 2 -альтернативный, с использованием ГТУ. Наибольший эффект был получен при электрической мощности ГТУ, равной

максимальной нагрузке района потребления.

Сравнительный анализ ГТУ с КУ, вырабатывающим пар в количестве 0.144 кг/кг с. г., конденсационным ТУ и ГТУ без КУ и с ТУ сухого теплообмена показал следующее: полезная

электрическая мощность - 1.29, расход природного газа - 1.27, отпуск тепла - 1.29 (соответственно 12650 и 9780 кДж/м3 природного газа). Таким образом, относительный прирост мощности ГТУ при вводе пара от КУ составил 29%, а расход дополнительного природного газа - 27%.

Согласно данным эксплуатационных испытаний температура уходящих газов в водогрейных котлах составляет 180 - 2300С, что создает благоприятные условия для утилизации теплоты газов с помощью конденсационных теплоутилизаторов (ТУ) . В ТУ, которые

используются для предварительного подогрева сетевой воды перед водогрейными котлами , осуществляется теплообмен с конденсацией водяных паров, содержащихся в уходящих газах, а нагрев воды собственно в котле происходит уже в режиме “сухого” теплообмена.

По данным наряду с экономией топлива использование ТУ обеспечивает также экономию электроэнергии. Объясняется это тем, что при вводе в котел дополнительного потока циркуляционной воды для сохранения расчетного расхода через котел необходимо часть обратной воды теплосети в количестве, равном рециркуляционному расходу, перепускать из обратной трубы в подающую.

При комплектовании электростанций из отдельных энергоблоков с газотурбинным приводом

электрогенераторов существует несколько вариантов утилизации теплоты выхлопных газов, например, с помощью утилизационного

теплообменника (УТО) для нагрева воды, или с использованием котла-утилизатора и

паротурбогенератора для увеличения выработки электроэнергии . Анализ работы станции с учетом утилизации теплоты с помощью УТО показал существенное увеличение коэффициента использования теплоты, в некоторых случаях в 2 раза и более, а экспериментальные исследования энергоблока ЭМ-25/11 с двигателем НК-37 позволили сделать следующий вывод. В зависимости от конкретных условий годовой отпуск утилизируемой теплоты может колебаться в пределах от 210 до 480 тыс. ГДж, а реальная экономия газа составила от 7 до 17 тыс. м3.

Литература

1. В.М. Масленников, Теплоэнергетика, 3, 39-41 (2000).

2. В.И. Романов, В.А. Кривуца, Теплоэнергетика, 4, 27-30 (1996).

3. Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, 407 с.

4. В.И. Длугосельский, А.С. Земцов, Теплоэнергетика, 12, 3-7 (2000).

5. Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний, В.Г. Грибин, Теплоэнергетика, 8, 9-13 (1998).

6. А. Д. Цой, Промышленная энергетика, 4, 50-52 (2000).

7. А.Д. Цой, А.В. Клевцов, А.В. Корягин, Промышленная энергетика, 12, 25-32 (1997).

8. В.И. Евено, Теплоэнергетика, 12, 48-50 (1998).

9. Н.И. Серебрянников, Э.И. Тапелев, А.К. Маханьков, Энергосбережение и водоподготовка, 2, 3-11 (1998).

10. Г.Д. Баринберг, В.И. Длугосельский, Теплоэнергетика, 1, 16-20 (1998)

11. А.П. Берсенев, Теплоэнергетика, 5, 51-53 (1998).

12. Е.Н. Бухаркин, Промышленная энергетика, 7, 34-37 (1998).

13. В.И. Доброхотов, Теплоэнергетика, 1, 2-8 (2000).

14. А.С. Попов, Е.Е. Новгородский, Б.А. Пермяков, Промышленная энергетика, 1, 34-35 (1997).

15. И.В. Белоусенко, Промышленная энергетика, 5, 53-55 (2000).

16. В.В. Гетман, Н.В. Лежнева, Вестник Казан. технол. Ун-та, 18, 174-179 (2011).

17. Н.В. Лежнева, В.И. Елизаров, В.В. Гетман, Вестник Казан. технол. Ун-та, 17, 162-167 (2012).

© В. В. Гетман - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», 1ега151@уаМех; Н. В. Лежнева - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», [email protected].

Методы утилизации тепла. Дымовые газы, покидающие рабочее пространство печей, имеют весьма высокую температуру и поэтому уносят с собой значитель­ное количество тепла. В мартеновских печах, например, из рабо­чего пространства с дымовыми газами уносится около 80 % всего тепла поданного в рабочее пространство, в нагревательных печах около 60 %. Из рабочего пространства печей дымовые газы уносят с собой тем больше тепла, чем выше их температура и чем ниже коэффициент использования тепла в печи. В связи с этим целесообразно обеспечивать утилизацию тепла отходящих ды­мовых газов, которая может быть выполнена принципиально двумя методами: с возвратом части тепла, отобранного у дымовых газов, обратно в печь и без возврата этого тепла в печь. Для осуществления первого метода необходимо тепло, отобранное у дыма, передать идущим в печь газу и воздуху (или только воздуху)-Для достижения этой цели широко используют теплообменники рекуперативного и регенеративного типов, применение которых позволяет повысить к. п. д. печного агрегата, увеличу температуру горения и сэкономить топливо. При втором методе утилизации тепло отходящих дымовых газов используется в теплосиловых котельных и турбинных установках, чем достигается существенная экономия топлива.

В отдельных случаях оба описанных метода утилизации тепла отходящих дымовых газов используются одновременна Это делается тогда, когда температура дымовых газов поеле теплообменников регенеративного или рекуперативного типа остается достаточно высокой и целесообразна дальнейшая утилизация тепла в теплосиловых установках. Так, например, в мартенсвских печах температура дымовых газов после регенераторов вставляет 750-800 °С, поэтому их повторно используют в котлах-утилизаторах.

Рассмотрим подробнее вопрос утилизации тепла отходящих дымовых газов с возвратом части их тепла в печь.

Следует прежде всего отметить, что единица тепла, отобранная у дыма и вносимая в печь воздухом или газом (единица физического тепла), оказывается значительно ценнее единиц тепла, полученной в печи в результате сгорания топлива (единицы химического тепла), так как тепло подогретого воздуха (газа) не влечет за собой потерь тепла с дымовыми газами. Ценность еди- ницы физического тепла тем больше, чем ниже коэффициент ис- пользования топлива и чем выше температура отходящих дымовых газов.

Для нормальной работы печи следует каждый час в рабочее пространство подавать необходимое количество тепла. В Э то ко­личество тепла входит не только тепло топлива Q х, но и тепло подогретого воздуха или газа Q Ф, т. е. Q Σ = Q х + Q ф

Ясно, что при Q Σ = сопst увеличение Q ф позволит Уменьшить Q х. Иными словами, утилизация тепла отходящих дымовых газов позволяет достичь экономии топлива, которая зависит от степени утилизации тепла дымовых газов

R = Н в / Н д

где Н в и Н д - соответственно энтальпия подогретого воздуха и отходящих из рабочего пространства дымовых газов, кВт или

кДж/период.

Степень утилизации тепла может быть также названа КРД рекуператора (регенератора), %

кпд р = (Н в / Н д) 100%.

Зная величину степени утилизации тепла, можно Определить экономию топлива по следующему выражению:

где Н " д и Н д - соответственно энтальпия дымовых газов при темпе­ратуре горения и покидающих печь.

Снижение расхода топлива в результате использования тепла отходящих дымовых газов обычно дает значительный экономи­ческий эффект и является одним из путей снижения затрат на на­грев металла в промышленных печах.

Кроме экономии топлива, применение подогрева воздуха (газа) сопровождается увеличением калориметрической темпера­туры горения Т к, что может являться основной целью рекупера­ции при отоплении печей топливом с низкой теплотой сгорания.

Повышение Q Ф при приводит к увеличению тем­пературы горения. Если необходимо обеспечить определенную величину Т к, то повышение температуры подогрева воздуха (газа), приводит к уменьшению величины , т. е. к снижению доли в то­пливной смеси газа с высокой теплотой сгорания.

Поскольку утилизация тепла позволяет значительно экономить топливо, целесообразно стремиться кмаксимально возможной, экономически оправданной степени утилизации. Однако необхо­димо сразу заметить, что утилизация не может быть полной, т. е. всегда R < 1. Это объясняется тем, что увеличение поверхности нагрева рационально только до определенных пределов, после которых оно уже приводит кочень незначительному выигрышу в экономии тепла.

Характеристика теплообменных устройств. Как уже указывалось, утилизацию тепла отходящих дымовых газов с возвратом их в печь можно осуществить в теплообменных устройствах регенеративного и рекуперативного типов. Регенера­тивные теплообменники работают при нестационарном тепловом состоянии, рекуперативные - при стационарном.

Теплообменники регенеративного типа имеют следующие основ­ные недостатки:

1) не могут обеспечить постоянную температуру подогрева воз­духа или газа, которая падает по мере остывания кирпичей на­садки, что ограничивает возможность применения автоматического регулирования печи;

2) прекращение питания печи теплом при перекидке клапанов;

3) при подогреве топлива имеет место вынос газа через ды­мовую трубу, величина которого достигает 5-6 % полного рас­хода;

4) весьма большие объем и масса регенераторов;

5) неудобно расположены - располагают керамические реге­нераторы всегда под печами. Исключение составляют только кау­перы, помещаемые около доменных печей.

Однако, несмотря на очень серьезные недостатки, регенератив­ные теплообменники иногда еще применяют на высокотемператур­ных печах (мартеновских и доменных печах, в нагревательных колодцах). Это объясняется тем, что регенераторы могут работать при весьма высокой температуре дымовых газов (1500-1600 °С). При такой температуре рекуператоры работать устойчиво пока не могут.

Рекуперативный принцип утилизации тепла отходящих дымо­вых газов более прогрессивен и совершенен. Рекуператоры обе­спечивают постоянную температуру подогрева воздуха или газа и не требуют никаких перекидных устройств - это обеспечивает более ровный ход печи и большую возможность для автоматизации и контроля ее тепловой работы. В рекуператорах отсутствует вы­нос газа в дымовую трубу, они меньшего объема и массы. Однако рекуператорам свойственны и некоторые недостатки, основными из которых являются низкая огнестойкость (металлических реку­ператоров) и низкая газоплотность (керамических рекуператоров).

Общая характеристика теплообмена в рекуператорах. Рассмотрим общую характеристику теплообмена в рекуператоре. Рекуператор представляет собой теплообменный аппа­рат, работающий в условиях стационарного теплового состояния, когда тепло постоянно передается от остывающих дымовых газов к нагревающемуся воздуху (газу) через разделительную стенку.

Полное количество тепла, переданного в рекуператоре, опре­деляют по уравнению

Q = К Δt ср F ,

где К - суммарный коэффициент теплопередачи от дыма к воз­духу (газу), характеризующий общий уровень тепло­передачи в рекуператоре, Вт/(м 2 -К);

Δt ср - средняя (по всей поверхности нагрева) разность темпе­ратур между дымовыми газами и воздухом (газом), К;

F - поверхность нагрева, через которую происходит пе­редача тепла от дымовых газов к воздуху (газу), м 2 .

Теплопередача в рекуператорахвключает в себя три основные ступени передачи тепла: а) от дымовых газов к стенкам рекупера­тивных элементов; б) через разделительную стенку; в) от стенки к нагреваемому воздуху или газу.

На дымовой стороне рекуператора тепло от дымовых газов к стенке передается не только конвекцией, но и излучением. Сле­довательно, локальный коэффициент теплоотдачи на дымовой стороне равен

где - коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к стенке

конвекцией, Вт/(м 2 ·°С);

Коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к стенке

путем излучения, Вт/(м 2 ·°С).

Передача тепла через разделительную стенку зависит от теп­лового сопротивления стенки и состояния ее поверх­ности.

На воздушной стороне рекуператора при нагреве воздуха тепло от стенки к воздуху передается только конвекцией, при нагреве газа - конвекцией и излучением. Таким образом, при нагреве воздуха теплоотдача определяется локальным коэффи­циентом теплоотдачи конвекцией ; если нагревается газ, то коэффициент теплоотдачи

Все отмеченные локальные коэффициенты теплоотдачи объеди­нены в суммарном коэффициенте теплопередачи

, Вт/(м 2 ·°С).

В трубчатых рекуператорах суммарный коэффициент тепло­передачи следует определять для цилиндрической стенки (линей­ный коэффициент теплопередачи)

, Вт/(м·°С)

Коэффициент К называется коэффициентом теплопередачи трубы. Если же необходимо отнести количество тепла к площади внутренней или наружной поверхности трубы, то суммарные коэффициенты теплопередачи можно определить следующим об­разом:

,

где a 1 - коэффициент теплоотдачи на внутренней стороне

трубы, Вт/(м 2 ·°С);

a 2 - то же, на наружной стороне трубы, Вт/(м 2 ·°С);

r 1 и r 2 - соответственно радиусы внутренней и наружной

поверхностей трубы, м. В металлических рекуператорах можно пренебречь величиной теплового сопротивления стенки , и тогда суммарный коэффи­циент теплопередачи можно записать в следующем виде:

Вт/(м 2 ·°С)

Все локальные коэффициенты теплоотдачи, необходимые для определения величины К, можно получить на основании законов теплоотдачи конвекцией и излучением.

Поскольку между воздушной и дымовой сторонами рекупера­тора всегда есть перепад давлений, наличие неплотностей в реку­перативной насадке приводит к утечке воздуха, достигающей иногда 40-50%. Прососы резко снижают эффективность рекуперативных установок; чем больше прососанного воздуха, тем меньше доля тепла, полезно использованного в керамическом рекуператоре (см. ниже):

Утечка, % 0 25 60

Конечная температура дымовых газов,

°С 660 615 570

Температура подогрева воздуха, °С 895 820 770

КПД рекуператора (без учета по-

терь), % 100 84 73,5

Утечка воздуха влияет на величину локальных коэффициентов теплоотдачи, причем воздух, попавший в дымовые газы, не только

Рис. 4. Схемы движения газовых сред в теплообменниках рекуперативного типа

снижает их температуру, но и уменьшает процентное содержание С0 2 и Н 2 0, вследствие чего ухудшается излучательная способ­ность газов.

Как при абсолютно газоплотном рекуператоре, так и при утечке локальные коэффициенты теплоотдачи меняются по поверхности нагрева, поэтому при расчете рекуператоров определяют отдельно величины локальных коэффициентов теплоотдачи для верха и низа и затем уже по усредненному значению находят суммарный коэффициент теплопередачи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Б.А.Арутюнов, В.И. Миткалинный, С.Б. Старк. Металлургическая теплотехника, т.1, М, Металлургия, 1974, с.672
2. В.А.Кривандин и др. Металлургическая теплотехника, М, Металлургия, 1986, с.591
3. В.А.Кривандин, Б.Л. Марков. Металлургические печи, М, Металлургия, 1977, с.463
4. В.А.Кривандин, А.В.Егоров. Тепловая работа и конструкции печей черной металлургии, М, Металлургия, 1989, с.463

Система конденсации уходящих дымовых газов позволяет получить и рекуперировать большое количество тепловой энергии, содержащейся во влажном уходящем дымовом газе котла, который обычно выбрасывается через дымовую трубу в атмосферу.

Система рекуперации тепла/конденсации уходящих дымовых газов позволяет увеличить на 6 - 35% (в зависимости от типа сжигаемого топлива и параметров установки) отпуск тепла потребителям или снизить потребления природного газа на 6-35%

Основные преимущества:

• Экономия топлива (природный газ) - такая же или увеличенная тепловая нагрузка котла при меньшем объеме сжигания топлива
• Снижение выбросов - CO2, NOx и SOx (при сжигании угля или жидкого топлива)
• Получение конденсата для системы подпитки котла

Принцип работы:

Система рекуперации тепла/конденсации уходящих дымовых газов может работать в две ступени: с использованием или без использования системы увлажнения воздуха, подающегося на горелки котла. Если необходимо, то устанавливается скруббер перед системой конденсации.

В конденсаторе уходящие дымовые газы охлаждаютя с помощью воды обратки теплосети. При снижении температуры уходящих дымовых газов происходит конденсация большого количества водяных паров, содержащихся в уходящем газе. Тепловая энергия конденсации паров используется для нагрева обратки теплосети.

Дальнейшее охлаждение газа и конденсация водяных паров происходит в увлажнителе. Охлаждающей средой в увлажнителе является дутьевой воздух, подаваемый на горелки котла. Так как дутьевой воздух нагревается в увлажнителе, а теплый конденсат впрыскивается в поток воздуха перед горелками - таким образом происходит дополнительный испаренительный процесс в уходящем дымовом газе котла.

Дутьевой воздух, подаваемый на горелки котла содержит повышенное количество тепловой энергии ввиду повышенной температуры и влажности.

Это приводит к увеличению количества энергии в уходящем дымовом газе поступающем в конденсатор, что в свою очередь приводит к более эффективному использованию тепла системой централизованного теплоснабжения.

В установке конденсации уходящих дымовых газов также получают конденсат, который, в зависимости от состава уходящих дымовых газов, будет доочищен перед подачей его в систему котла.

Экономический эффект.

Сравнение тепловой мощности при условиях:

1. Без конденсации
2. Конденсация дымовых газов
3. Конденсация вместе с увлажнением воздуха подаваемого для горени

Системаконденсации уходящих дымовых газов позволяет существующей котельной:

• Увеличить выроботку тепла на 6,8% или
• Уменьшить потребление газа на 6,8%, а так же увеличить доходы от продажи квот на СО,NO
• Размер инвестиций около 1 млн. евро (для котельной мощностью 20 МВт)
• Срок окупаемости 1-2 года.

Экономия в зависимости от температуры теплоносителя в обратном трубопроводе:

Тепло дымовых газов, уходящих из печей, кроме подогрева воздуха и газообразного топлива, может быть использовано в котлах-утилизаторах для выработки водяного пара. В то время как подогретые газ и воздух используются в самом печном агрегате, пар направляется внешним потребителям (для производственных и энергетических нужд).

Во всех случаях следует стремиться к наибольшей регенерации тепла, т. е. к возвращению его в рабочее пространство печи в виде тепла нагретых компонентов горения (газообразного топлива и воздуха). В самом деле, увеличение регенерации тепла ведет к сокращению расхода топлива и к интенсификации и улучшению технологического процесса. Однако наличие рекуператоров или регенераторов не всегда исключает возможность установки котлов-утилизаторов. В первую же очередь котлы-утилизаторы нашли применение в крупных печах с относительно высокой температурой отходящих дымовых газов: в мартеновских сталеплавильных печах, в медеплавильных отражательных печах, во вращающихся печах для обжига цементного клинкера, при сухом способе производства цемента и т. д.

Рис. 5.

1 - пароперегреватель; 2 - трубная поверхность; 3 - дымосос.

Тепло дымовых газов, отходящих от регенераторов мартеновских печей с температурой 500 -- 650 °С, используется в газотрубных котлах-утилизаторах с естественной циркуляцией рабочего тела. Поверхность нагрева газотрубных котлов состоит из дымогарных труб, внутри которых проходят дымовые газы со скоростью примерно 20 м/сек. Тепло от газов к поверхности нагрева передается путем конвекции, а потому увеличение скорости повышает теплопередачу. Газотрубные котлы просты в эксплуатации, при монтаже не требуют обмуровки и каркасов и обладают высокой газоплотностью.

На рис. 5 показан газотрубный котел Таганрогского завода средней производительности D ср = 5,2 т/ч с расчетом на пропуск дымовых газов до 40000 м 3 /ч. Давление пара, вырабатываемого котлом, равно 0,8 Мн/м 2 ; температура 250 °С. Температура газов до котла 600 °С, за котлом 200 - 250 °С.

В котлах с принудительной циркуляцией поверхность нагрева составляется из змеевиков, расположение которых не ограничивается условиями естественной циркуляции, и поэтому такие котлы компактны. Змеевиковые поверхности изготовляются из труб малого диаметра, например d = 32Ч3 мм, что облегчает вес котла. При многократной циркуляции, когда кратность циркуляции составляет 5 - 18, скорость воды в трубках значительна, не менее 1 м/сек, вследствие чего в змеевиках уменьшается выпадение из воды растворенных солей, а кристаллическая накипь смывается. Тем не менее котлы должны питаться водой, химически очищенной при помощи катионитовых фильтров и других способов водоподготовки, соответствующей нормам питательной воды для обычных паровых котлов.

Рис. 6.

1 - экономайзерная поверхность; 2 - испарительная поверхность; 3 - пароперегреватель; 4 - барабан-коллектор; 5 - циркуляционный насос; 6 - шламоуловитель; 7 -- дымосос.

На рис. 6 дана схема размещения змеевиковых поверхностей нагрева в вертикальных дымоходах. Движение пароводяной смеси осуществляется циркуляционным насосом. Конструкции котлов подобного типа разработаны Центроэнергочерметом и Гипромезом и изготовляются на расходы дымовых газов до 50 - 125 тыс. м 3 /ч со средней паропроизводительностью от 5 до 18 т/ч.

Стоимость пара составляет 0,4 - 0,5 руб/т вместо 1,2 - 2 руб/т у пара, отобранного из паровых турбин ТЭЦ и 2 - 3 руб/т у пара от промышленных котельных. Стоимость пара составляется из затрат на энергию для привода дымососов, расходов на приготовление воды, амортизацию, ремонт и обслуживание. Скорость газов в котле составляет от 5 до 10 м/сек, что обеспечивает хорошую теплопередачу. Аэродинамическое сопротивление газового тракта составляет 0,5 - 1,5 кн/м 2 , поэтому агрегат должен иметь искусственную тягу от дымососа. Усиление тяги, которым сопровождается установка котлов-утилизаторов, как правило, улучшает работу мартеновских печей. Подобные котлы получили распространение на заводах, но для их хорошей работы требуется защита поверхностей нагрева от заноса пылью и частицами шлака и систематическая очистка поверхностей нагрева от уноса посредством обдувки перегретым паром, промывки водой (при остановках котла), вибрационным путем и др.

Рис. 7.

Для использования тепла дымовых газов, отходящих от медеплавильных отражательных печей, устанавливаются водотрубные котлы с естественной циркуляцией (рис. 7). Дымовые газы в этом случае имеют очень высокую температуру (1100 - 1250 °С) и загрязнены пылью в количестве до 100 - 200 г/м 3 , причем часть пыли имеет высокие абразивные (истирающие) свойства, другая часть находится в размягченном состоянии и может шлаковать поверхность нагрева котла. Именно большая запыленность газов и заставляет пока отказываться от регенерации тепла в этих печах и ограничиваться использованием дымовых газов в котлах-утилизаторах.

Передача тепла от газов к экранным испарительным поверхностям протекает очень интенсивно, благодаря чему обеспечивается интенсивное парообразование частицы шлака, охлаждаясь, гранулируются и выпадают в шлаковую воронку, чем исключается шлакование конвективной поверхности нагрева котла. Установка подобных котлов для использования газов с относительно невысокой температурой (500 -- 700 °С) нецелесообразна из-за слабой теплопередачи лучеиспусканием.

В случае оборудования высокотемпературных печей металлическими рекуператорами котлы-утилизаторы целесообразно устанавливать непосредственно за рабочими камерами печей. В этом случае в котле температура дымовых газов понижается до 1000 - 1100 °С. С такой температурой они уже могут быть направлены в жароупорную секцию рекуператора. Если газы несут много пыли, то котел-утилизатор устраивается в виде экранного котла-шлакогранулятора, что обеспечивает сепарацию уноса из газов и облегчает работу рекуператора.