Теплоутилизация дымовых газов: Утилизация тепла дымовых газов | Первый инженер

Утилизация тепла дымовых газов | Первый инженер

en

Эл. почта: [email protected]

Центральный офис: 127521, г. Москваул. Шереметьевская,дом 47

7 (495) 643-18-78

Заказать звонок

Инжиниринговая компания полного цикла

Заказать звонок

en

В поисках способов повышения эффективности предприятий энергетического сектора, а также других промышленных объектов, на которых используется оборудование, сжигающее ископаемое топливо (паровые, водогрейные котлы, технологические печи и т.д.), вопрос использования потенциала дымовых газов поднимается не в самую первую очередь.

Между тем, опираясь на существующие нормы расчёта, разработанные десятки лет назад, и сложившиеся стандарты выбора ключевых показателей работы подобного оборудования, эксплуатирующие организации теряют деньги, выпуская их в прямом смысле в трубу, попутно ухудшая экологическую обстановку в глобальном масштабе.

В настоящей статье на примере котельного агрегата мы рассмотрим возможности использования дымовых газов как энергоресурса и задачи, возникающие при этом, и пути их решения.

Изучаем стандарты

Утилизация тепла – способ полезного применения тепловой энергии отходящих газов или нагретых продуктов производства, которую предприятие может эффективно использовать для собственных нужд отопления, подогрева воды и т.д.

Ключевой параметр, определяющий КПД котельного агрегата, — температура уходящих газов. Тепло, теряемое с уходящими газами, составляет значительную часть всех тепловых потерь (наряду с потерями тепла от химического и механического недожога топлива, потерями с физическим теплом шлаков, а также утечек тепла в окружающую среду вследствие наружного охлаждения). Эти потери оказывают решающее влияние на экономичность работы котла, снижая его КПД. Таким образом, мы понимаем, что чем ниже температура дымовых газов, тем выше эффективность котла.

Оптимальная температура уходящих газов для разных видов топлива и рабочих параметров котла определяется на основании технико-экономических расчётов на самом раннем этапе его создания. При этом максимально полезное использование тепла уходящих газов традиционно достигается за счёт увеличения размеров конвективных поверхностей нагрева, а также развития хвостовых поверхностей — водяных экономайзеров, регенеративных воздухоподогревателей.

Но даже несмотря на внедрение технологий и оборудования для наиболее полной утилизации тепла, температура уходящих газов согласно действующей нормативной документации должна находиться в диапазоне:

• 120-180 °С для котлов на твёрдом топливе (в зависимости от влажности топлива и рабочих параметров котла),
• 120-160 °С для котлов на мазуте (в зависимости от содержания в нём серы),
• 120-130 °С для котлов на природном газе.

Указанные значения определены с учетом факторов экологической безопасности, но в первую очередь, исходя из требований к работоспособности и долговечности оборудования.

Так, минимальный порог задаётся таким образом, чтобы исключить риск выпадения конденсата в конвективной части котла и далее по тракту (в газоходах и дымовой трубе).

Однако для предупреждения коррозии вовсе не обязательно жертвовать теплом, которое выбрасывается в атмосферу вместо того, чтобы совершать полезную работу.

Коррозия. Исключаем риски

Не спорим, коррозия — явление неприятное, способное поставить под угрозу обеспечение безопасной работы котельной установки и существенно сократить назначенный ей срок эксплуатации.

При охлаждении дымовых газов до температуры точки росы и ниже, происходит конденсация водяных паров, вместе с которыми переходят в жидкое состояние и соединения NOx, SOx, которые, вступая в реакцию с водой, образуют кислоты, разрушительно воздействующие на внутренние поверхности котла. В зависимости от типа сжигаемого топлива, температура кислотной точки росы может быть различной, как и состав кислот, выпадающих в виде конденсата. Результат, тем не менее, один — коррозия.

Уходящие газы котлов, работающих на природном газе, в основном имеют в своем составе следующие продукты сгорания:

• водяные пары (Н2О),
• углекислый газ (СО2),
• угарный газ (СО),
• несгоревшие горючие углеводороды СnHm.

Два последних появляются при неполном сгорании топлива, когда режим горения не отлажен.

Поскольку в атмосферном воздухе содержится большое количество азота, среди прочего, в продуктах сгорания появляются оксиды азота NO и NO2, обобщённо именуемые NOx, пагубно воздействующие на окружающую среду и здоровье человека. Соединяясь с водой, оксиды азота и образуют коррозионно-активную азотную кислоту.

При сжигании мазута и угля в продуктах сгорания появляются оксиды серы SOx. Их негативное воздействие на окружающую среду также широко исследовано и не подвергается сомнению. Образующийся при взаимодействии с водой кислый конденсат вызывает сернистую коррозию поверхностей нагрева.

Традиционно, температура уходящих газов, как было показано выше, выбирается таким образом, чтобы защитить оборудование от выпадения кислоты на поверхностях нагрева котла. Более того, температура газов должна обеспечить конденсацию NOx и SOx за пределами газового тракта с тем, чтобы защитить от коррозионных процессов не только сам котёл, но и газоходы с дымовой трубой.

Конечно, существуют определённые нормы, ограничивающие допустимые концентрации выбросов оксидов азота и серы, но это нисколько не отменяет факт накопления этих продуктов сгорания в атмосфере Земли и выпадение их в виде кислотных осадков на её поверхность.

Сера, содержащаяся в мазуте и угле, а также унос не сгоревших частиц твёрдого топлива (в том числе золы) накладывают дополнительные условия по очистке дымовых газов. Применение систем газоочистки значительно удорожает и усложняет процесс утилизации тепла дымовых газов, делая подобные мероприятия слабо привлекательными с экономической точки зрения, а зачастую практически не окупаемыми.

В некоторых случаях местные органы власти устанавливают минимальную температуру дымовых газов в устье трубы с целью обеспечения адекватного рассеяния уходящих газов и отсутствия дымового факела. Кроме того, некоторые предприятия могут по собственной инициативе применять подобную практику для улучшения своего  имиджа, поскольку широкая общественность зачастую интерпретирует наличие видимого дымового факела как признак загрязнения окружающей среды, в то время как отсутствие дымового факела может рассматриваться как признак чистого производства.

Всё это приводит к тому, что при определённых погодных условиях предприятия могут специально подогревать дымовые газы перед выбросом их в атмосферу. Хотя, понимая состав уходящих газов котла, работающего на природном газе (он детально разобран выше), становится очевидно, что белый «дым», который идёт из трубы (при правильной настройке режима горения), — это по большей части пары воды, образующиеся в результате реакции горения природного газа в топке котла.

Борьба с коррозией требует применения материалов, устойчивых к её негативному воздействию (такие материалы существуют и могут применяться на установках, использующих в качестве топлива газ, продукты нефтепереработки и даже отходы), а также организации сбора, переработки и утилизации кислого конденсата.

Технология

Внедрение комплекса мер по снижению температуры дымовых газов за котлом на существующем предприятии обеспечивает увеличение КПД всей установки, в состав которой входит котельный агрегат, используя, прежде всего, сам котёл (тепло, вырабатываемое в нём).

Концепция таких решений, по сути, сводится к одному: на участке газохода до дымовой трубы монтируется теплообменник, воспринимающий тепло дымовых газов охлаждающей средой (например, водой). Эта вода может быть, как непосредственно конечным теплоносителем, который необходимо нагреть, так и промежуточным агентом, который передаёт тепло посредством дополнительного теплообменного оборудования другому контуру.

Принципиальная схема представлена на рисунке:

Сбор образующегося конденсата происходит непосредственно в объёме нового теплообменного аппарата, который выполняется из коррозионно-устойчивых материалов. Это обусловлено тем, что порог температуры точки росы для влаги, содержащейся в объёме уходящих газов, преодолевается именно внутри теплообменника. Таким образом, полезно используется не только физическое тепло дымовых газов, но и скрытая теплота конденсации содержащихся в них водяных паров. Сам же аппарат должен рассчитываться таким образом, чтобы его конструктив не оказывал чрезмерного аэродинамического сопротивления и, как следствие, ухудшения условий работы котельного агрегата.

Конструкция теплообменного аппарата может представлять собой либо обычный рекуперативный теплообменник, где перенос тепла от газов к жидкости происходит через разделяющую стенку, либо контактный теплообменник, в котором дымовые газы вступают в непосредственный контакт с водой, которая разбрызгивается форсунками в их потоке. Для рекуперативного теплообменника решение вопроса по кислотному конденсату сводится к организации его сбора и нейтрализации. В случае же с контактным теплообменником применяется несколько иной подход, схожий с периодической продувкой системы оборотного водоснабжения: по мере увеличения кислотности циркулирующей жидкости, некоторое её количество отбирается в накопительный бак, где происходит обработка реагентами с последующей утилизацией воды в дренажную канализацию, либо направлением её в технологический цикл.

Отдельные применения энергии дымовых газов могут быть ограничены вследствие разницы между температурой газов и потребностями в определённой температуре на входе энергопотребляющего процесса. Однако и для таких, казалось бы, тупиковых ситуаций разработан подход, который опирается на качественно новые технологии и оборудование.

С целью повышения эффективности процесса утилизации тепла дымовых газов в мировой практике в качестве ключевого элемента системы всё чаще применяются инновационные решения на базе тепловых насосов. В отдельных секторах (например, в биоэнергетике) такие решения применяются на большинстве вводимых в эксплуатацию котлов.

Дополнительная экономия первичных энергоресурсов в этом случае достигается за счёт применения не традиционных парокомпрессионных электрических машин, а более надёжных и технологичных абсорбционных тепловых насосов (АБТН), которым для работы нужна не электроэнергия, а тепло (зачастую это может быть неиспользуемое бросовое тепло, которое в избытке присутствует практически на любом предприятии). Такое тепло стороннего греющего источника активизирует внутренний цикл АБТН, который позволяет преобразовывать располагаемый температурный потенциал уходящих газов и передавать его более нагретым средам.

Утилизация тепла дымовых газов. Результат

Охлаждение уходящих газов котла с применением подобных решений может быть достаточно глубоким — до 30 и даже 20 °С с первоначальных 120-130 °С.

Полученного тепла вполне достаточно, чтобы подогреть воду для нужд химводоподготовки, подпитки, ГВС и даже теплосети.

Экономия топлива при этом может достигать 5-10%, а повышение КПД котельного агрегата — 2-3%.

Таким образом, внедрение описанной технологии позволяет решать сразу несколько задач:

• максимально полное и полезное использование тепла дымовых газов (а также скрытой теплоты конденсации водяных паров),
• снижение объёма выбросов NOx и SOx в атмосферу,
• получение дополнительного ресурса — очищенной воды (полезное применение воде найдется на любом предприятии, например, в качестве подпитки теплосети и других водяных контуров),
• ликвидация дымового факела (он становится едва различимым или исчезает вовсе).

Практика показывает, что целесообразность применения подобных решений в первую очередь зависит от:

• возможности полезной утилизации имеющегося тепла дымовых газов,
• продолжительности периода использования получаемой тепловой энергии,
• стоимости энергоресурсов на предприятии,
• наличия превышения предельно допустимой концентрации выбросов по NOx и SOx (а также от строгости местного экологического законодательства),
• способа нейтрализации конденсата и вариантов его дальнейшего использования.

7 (495) 643-18-78

Заказать звонок

Эл. почта: [email protected]

ООО «Первый инженер» ИНН: 9717049662, ОГРН: 5167746425810 127521, г. Москва, ул. Шереметьевская, дом 47

Системы утилизации тепла от производителя под заказ. Когенерация.

ООО «ТМ МАШ» разрабатывает и производит оборудование систем утилизации тепла для дизельных (ДГУ, ДЭС) и газопоршневых электростанций (ГПУ, ГПА, ГПГУ), а также газотурбинных установок малой мощности (ГТУ).

Основным элементом системы утилизации тепла (СУТ) является тепловой модуль (ТМ), также называемый блоком или модулем утилизации тепла (БУТ). Именно тепловой модуль утилизирует тепло от каждой электростанции, которое объединяется с теплом от других тепловых модулей и через сборный тепловой пункт выдается потребителю. Данная система и является системой утилизации тепла.

Презентация «Система утилизации тепла для газопоршневых и дизельных электростанций»

Объединение СУТ с системой охлаждения ДГУ и ГПУ (радиаторы охлаждения, они же сухие градирни, насосы и прочая обвязка) дает законченную тепломеханическую систему объекта.Тепловые модули могут быть изготовлены в следующих исполнениях:

Заполнить опросный лист

Система утилизации тепла двигателя внутреннего сгорания – комплекс тепломеханического оборудования и вспомогательных устройств, который позволяет преобразовывать тепло выхлопных газов и нагрев двигателя во время работы в тепловую энергию внешнего теплоносителя, передаваемую потребителю.

Оснащение двигателей внутреннего сгорания системой утилизации тепла позволяет увеличить КПД электроагрегатов до 80-88%. Таким образом, основной задачей системы утилизации тепла является экономия затрат на выработку тепла, соответственно, внедрение СУТ в полной мере является энергосберегающей технологией. С примером расчета окупаемости системы утилизации тепла можно ознакомиться на этой странице.

Фактическая оценка эффективности утилизации тепла: Расчет окупаемости СУТ

Согласно требованиям Приложения №2 к Приказу Министерства энергетики РФ №448 от 16.12.2002 «технологическое оборудование, использующее в качестве топлива природный газ с температурой дымовых газов более 200°С, должно быть оснащено теплоутилизаторами».

Примеры тепловых схем утилизации тепла:

   

Во время работы двигателя внутреннего сгорания (ДВС) тепловая энергия утилизируется следующим образом:

• Утилизатор тепла контура охлаждения двигателя (УТА) передает тепло от рубашки охлаждения двигателя (вместо рассеивания на радиаторе охлаждения) теплоносителю в контуре потребителя.
  УТА представляет собой теплообменник кожухотрубчатого или пластинчатого типа, работающий по схеме «вода/антифриз» либо «антифриз/антифриз».
• Утилизатор тепла дымовых газов (УТГ) передает тепло от выхлопных газов двигателя теплоносителю в контуре потребителя. Температура уходящих дымовых газов на выходе из двигателя составляет, как правило, 450-550°С, температура газов на выходе из УТГ составляет 120–180°С. Данное понижение температуры позволяет осуществить нагрев воды потребителя до 80-150°С.
  УТГ – кожухотрубчатый теплообменник, работающий по схеме «вода/дымовые газы» либо «антифриз/дымовые газы».
• Утилизатор тепла дымовых газов (УТГ.П) передает тепло от выхлопных газов двигателя теплоносителю в контуре потребителя в виде пара с требуемыми параметрами температуры и давления.
  УТГ.П – кожухотрубчатый теплообменник, работающий по схеме «вода/дымовые газы/пар».

Общая величина утилизируемой тепловой энергии сопоставима с электрической мощностью ДВС – в среднем на 100 кВт полученной электроэнергии вырабатывается порядка 110-130 кВт тепла.

В случае, если генератором электрической энергии является газотурбинная установка, в состав теплового модуля входит только утилизатор тепла дымовых газов. Тепловая мощность УТГ определяется параметрами турбины и обычно составляет от 200% до 400% от вырабатываемой электрической энергии.

Расчет требуемого расхода сетевого теплоносителя:

Стандартный состав теплового модуля

Конструктивные особенности и преимущества Тепловых модулей, производства ООО «ТМ МАШ»

Система утилизация тепла «ТМ МАШ». Примеры:

Системы рекуперации тепла дымовых газов

Как работают системы утилизации тепла дымовых газов?

Системы рекуперации тепла дымовых газов (FGHRS) используют тепло отходящих дымовых газов, образующихся в результате сжигания газа в вашем котле. Это восстановленное тепло используется для предварительного нагрева холодной воды, поступающей в котел, тем самым снижая количество энергии, необходимой для нагрева воды до требуемого уровня.

Даже самые эффективные котлы, доступные сегодня на рынке, имеют КПД всего 90% из-за потерь тепла с отходящими дымовыми газами, однако установка FGHRS даже на совершенно новый котел может помочь еще больше повысить энергоэффективность, поможет вам сэкономить деньги на счетах за электроэнергию.

Системы рекуперации тепла дымовых газов требуют минимального обслуживания и не требуют подключения к электросети. Они могут использоваться в сочетании с рядом возобновляемых технологий и помогают сократить потребление воды вашим бойлером до 6%, что полезно, если вы используете счетчик воды.

Что может сделать система рекуперации тепла дымовых газов для моего котла?

Почти все современные котлы являются конденсационными котлами. Это означает, что в них уже встроена какая-то система рекуперации тепла, что делает их гораздо более эффективными, чем старые котлы. Тем не менее, в большинстве случаев FGHRS может еще больше повысить эффективность этих конденсационных котлов, вырабатывая то же количество тепла, используя на 7% меньше газа.

На более старых котлах экономия гораздо более существенна — например, если вы установите FGHRS на котел с рейтингом G, вы можете увидеть экономию газа до 52%, в то время как на более старых котлах экономия может быть до 35%. Во многих случаях, несмотря на то, что эта экономия огромна, вероятно, более экономичным решением является модернизация котла до конденсационной модели, а также установка FGHRS.

Помните, что не все котлы работают с FGHRS, и каждая система будет отличаться, поэтому вам необходимо проконсультироваться с производителем, чтобы убедиться, что ваш котел совместим.

Типичная экономия на котле группы А составит около 5% от вашего счета за газ, и мы сделали несколько рабочих примеров, чтобы увидеть, что это будет означать с точки зрения окупаемости:

Современный котёл группы А (5% экономия)

Использование газа	Стоимость	Экономия за счет FGHRS	Расплата
10 000 кВтч (малая собственность)	400£/год	20 фунтов стерлингов	39 лет
20 000 кВтч (недвижимость среднего размера)	800£/год	40 фунтов стерлингов	20 лет
30 000 кВтч (крупное имущество)	1200£/год	60 фунтов стерлингов	13 лет

Котел с КПД 80% (экономия 10%)

Использование газа	Стоимость	Экономия за счет FGHRS	Расплата
10 000 кВтч (малая собственность)	400£/год	40 фунтов стерлингов	20 лет
20 000 кВтч (недвижимость среднего размера)	800£/год	80 фунтов стерлингов	10 лет
30 000 кВтч (крупное имущество)	1200£/год	120 фунтов стерлингов	7 лет

Как видите, даже без GDHIF это отличное дополнение к вашему котлу, если вы живете в большом доме.

Преимущества

• Помогает повысить эффективность вашей системы отопления за счет рекуперации тепла дымовых газов.
• Используйте меньше газа при той же температуре.
• Технология «Установил и забыл», требует минимального обслуживания.

Недостатки

• Время окупаемости не особенно рентабельно, если только вы не используете много газа.

Стоимость

• От 1000 фунтов стерлингов за единицу и установку.

Утилизация тепла дымовых газов на электростанциях, часть I

Каждый энергетик должен хорошо разбираться в основах переработки топлива для производства электроэнергии на электростанции. Этой статьей мы начинаем серию руководств по Power 101, в которых эти основы представлены в ясной и лаконичной форме. Прежде всего, это основы рекуперации тепла из дымовых газов.

Основные эксплуатационные расходы угольной электростанции связаны с топливом. Учитывая более высокую теплотворную способность (HHV), количество угля, необходимое для выработки желаемой выходной мощности, зависит от эффективности установки (чистой удельной теплотворной способности). Таким образом, эффективность агрегата является важным экономическим фактором, а рекуперация тепла дымовых газов еще больше улучшит экономику предприятия.

Некоторые предварительные сведения

Зависимость между чистой эффективностью установки и чистой удельной теплоотдачей (HRnet) представлена ​​на рис. 1. [Скачать ppt файл для просмотра всех цифр в удобочитаемом размере.] Тепловой КПД, или КПД (η), определяется как выходная электрическая энергия как доля (или процент) от потребляемой энергии топлива. Тепловая мощность обратно пропорциональна КПД (умноженному на коэффициент преобразования единиц 3412). Как КПД, так и тепловая мощность могут быть выражены на основе ВТС или более низкой теплотворной способности (НТС). В США HHV используется для угольных электростанций, тогда как в Европе расчеты эффективности основаны на LHV. А недавняя статья в МОЩНОСТЬ содержит всестороннее обсуждение эффективности силовой установки. Итог: будьте осторожны при сравнении эффективности из разных источников данных. Чтобы избежать путаницы, следует добавить примечание «на основе ВТС» или «на основе НТС» рядом с числовым значением эффективности или теплопроизводительности.

В литературе также часто упоминаются изменения эффективности в процентных пунктах (%-пункты), которые следует отличать от относительных изменений в процентах. Например (рисунок 1), изменение эффективности на 1% (с 36% до 37%) соответствует относительному изменению на 2,7%. Разница в эффективности между HHV и LHV для битуминозного угля составляет около 2%-баллов (5% относительно), в то время как для высоковлажных полубитуминозных углей и лигнитов разница составляет примерно от 3% до 4%-баллов (от 8% до 10%). % отн., в зависимости от состава угля).

Помимо более низкой стоимости топлива, сокращение потребления топлива приводит к снижению выбросов NO _x , SO _x , Hg, PM и других загрязняющих веществ. Повышение эффективности, как единственный практический вариант сокращения выбросов CO ₂ в краткосрочной перспективе, стало ключевым соображением при выборе технологии для новых электростанций и модернизации существующих электростанций. Взаимосвязь между улучшением теплопроизводительности и сокращением выбросов CO ₂ , представленная на рисунке 2, показывает, что CO ₂ уменьшение пропорционально увеличению скорости нагрева. То есть улучшение теплотворной способности на 1% приводит к снижению выбросов CO ₂ на 1%, независимо от типа угля или его сорта.

Экономия топлива и CO ₂ стоимость выбросов для типичной электростанции мощностью 580 МВт, работающей на угле Иллинойса, представлена ​​на рис. 3 в зависимости от улучшения теплопроизводительности и затрат на тонну CO ₂ в предполагаемом диапазоне цены на выбросы углерода. Результаты показывают, что улучшение удельной теплотворной способности на 1% (в относительном выражении) приводит к годовой экономии топлива в размере 1,6 млн долл. США при стоимости энергии в размере 4 долл. США/млн БТЕ (МБТЕ) и коэффициенте удельной мощности 85%. С СО ₂ стоимость 30 долларов США за тонну, ежегодная экономия почти удваивается (2,8 миллиона долларов США в год).

Эффективность угольной электростанции также сильно влияет на стоимость улавливания углерода; с более высокой эффективностью скорость потока дымовых газов, которые необходимо очистить, будет ниже, что приведет к меньшей и менее дорогой системе улавливания и секвестрации углерода (CCS). Меньший CCS окажет меньшее негативное влияние на эффективность установки.

Существует множество возможностей и вариантов повышения эффективности существующих электростанций. Ниже описано использование сбросного тепла для повышения КПД котла, улучшения теплоотдачи цикла паровой турбины и повторного нагрева дымовой трубы. Повышение эффективности котла, достигаемое за счет использования тепла, извлеченного из дымовых газов, для сушки высоковлажных и промытых углей, будет рассмотрено в Части II. Улучшение характеристик парового цикла, достигаемое за счет использования тепла, извлеченного из дымовых газов, для нагрева питательной воды и предварительного нагрева воздуха для горения, будет обсуждаться в части III.

Рекуперация тепла дымовых газов

Температура дымовых газов, выходящих из котла, обычно снижается в подогревателе воздуха (ППВ), когда теплота дымовых газов, выходящих из экономайзера, используется для предварительного нагрева воздуха для горения. Предварительный подогрев воздуха для горения оказывает значительное положительное влияние на КПД котла. Обычной практикой является рекуперация явного тепла из дымовых газов до тех пор, пока температура дымовых газов не упадет примерно до 300F. Основным препятствием для рекуперации тепла путем дополнительного охлаждения является риск конденсации серной кислоты на поверхностях теплопередачи APH и в воздуховодах, расположенных ниже по потоку.

Кислотное осаждение приводит к коррозии пораженных поверхностей, а также к засорению и закупорке теплообменных каналов ПВД. Загрязнение APH увеличивает перепад давления в APH (как со стороны воздуха, так и со стороны дымовых газов), что увеличивает требования к мощности для вентиляторов с принудительной тягой (FD) и вентиляторов с принудительной тягой (ID), что приводит к более высокой эксплуатационной мощности станции и большему полезному теплу. скорость (более низкая чистая эффективность единицы). Более высокие перепады давления также приводят к более высоким перепадам давления между потоками воздуха и дымовых газов, что приводит к большей утечке воздуха в дымовые газы. Более высокая утечка увеличивает требования к мощности вентилятора и увеличивает скорость потока дымовых газов через оборудование для контроля загрязнения.

Серная кислота в дымовых газах образуется в результате газофазных реакций SO ₃ и H ₂ O перед АПГ. SO ₃ образуется из SO ₂ в результате гомогенных и гетерогенных реакций в топке и конвекционном проходе котла. Присутствие SO ₃ в дымовых газах увеличивает точку росы дымовых газов. Температура кислотной точки росы представлена ​​на рисунке 4 в зависимости от концентрации SO ₃ и H ₂ O в дымовых газах. Серная кислота конденсируется при снижении температуры ниже точки росы. Конденсированная серная кислота (смесь кислоты и воды — серная кислота гигроскопична) вызывает коррозию недорогих материалов, используемых в конструкции поверхностей теплопередачи APH и расположенных ниже по потоку воздуховодов. Повышение теплоотдачи, которое может быть достигнуто за счет увеличения теплопередачи в ПВД, как правило, недостаточно для оправдания использования более дорогих коррозионно-стойких материалов, которые потребуются для холодного конца ПВД, электростатического фильтра (ЭСО) и воздуховодов, а также для устранения более высокое загрязнение и засорение APH.

Предполагая, что концентрация SO ₃ в дымовых газах составляет 5 частей на миллион, а битуминозный уголь (концентрация H ₂ O в дымовых газах составляет 8% по объему), дает температуру точки росы по кислоте приблизительно 263F. Следует отметить, что, хотя температура дымовых газов на выходе из APH обычно на 50°F или более выше температуры точки росы кислоты, температура поверхности металла может быть ниже этой температуры, как в случае APH Ljungstrom. В APH Ljungstrom температура поверхностей теплопередачи, расположенных в холодном концевом слое APH, регулируется температурой входящего воздуха и значительно ниже температуры точки росы по кислоте. Более подробная информация о теплопередаче, производительности, загрязнении и закупорке APH будет представлена ​​в Части II.

Помимо кислотных отложений, другим препятствием для извлечения тепла из дымовых газов путем дополнительного охлаждения в ПВД является производительность ЭЦН. Как показано на рисунке 5, удельное сопротивление летучей золы уменьшается, когда температура дымовых газов снижается ниже 300°F. Однако в случае золы с высоким удельным сопротивлением (рис. 5) снижение температуры не будет проблемой, поскольку низкая температура дымовых газов для золы с низким удельным сопротивлением окажет значительное негативное влияние на работу ЭЦН.

Парогенераторы, использующие впрыск аммиака для селективного каталитического восстановления (SCR) или селективного некаталитического восстановления (SNCR) NO _x сталкиваются с дополнительными трудностями при проектировании и эксплуатации низкотемпературного оборудования для рекуперации тепла, в частности АТН. Непрореагировавший аммиак соединяется с SO ₃ в потоке дымовых газов и SO ₃ , образующимся на катализаторах СКВ, с образованием бисульфата аммония (АБС). ABS образуется в температурном диапазоне между входной и выходной температурами дымовых газов APH. Отложения являются липкими и вызывают коррозию стали, обычно используемой в APH.

На выходе из электрофильтра дымовые газы обычно охлаждают путем испарительного охлаждения до температуры, близкой к температуре адиабатического насыщения, путем распыления воды в поток дымовых газов в системе мокрой десульфурации дымовых газов (ДДГ). По данным производителя ДДГ, оптимальная температура дымовых газов для процесса десульфурации составляет примерно 149°С. Ф (65С). Охлаждение дымовых газов до температуры насыщения происходит в зоне распыления, и дымовые газы выходят из реактора ДДГ при температуре, близкой к температуре насыщения. В тех же случаях дымовой газ выходит из ДДГ в перенасыщенном состоянии с температурой несколько ниже температуры насыщения. Эта практика приводит к значительному использованию воды для испарительного охлаждения. Что еще более важно, явное тепло дымовых газов не используется с пользой.

Температура насыщения является функцией содержания влаги в дымовых газах, которая зависит от содержания влаги в угле (TM) и влажности воздуха на входе. Влажность дымовых газов представлена ​​на рис. 6 в зависимости от общей влажности угля. Расчеты проводились для коэффициента избытка воздуха (Е) 17,2 % и влажности приточного воздуха 0,01149.моль H ₂ O/моль воздуха.

Содержание влаги в дымовых газах и температура насыщения для битуминозных и промытых иллинойских углей, полубитуминозных углей (бассейн Паудер-Ривер, PRB) и лигнитов приведены в таблице 1. Температура насыщения представлена ​​на рисунке 7 как функция TM. Для этих углей и условий горения температура насыщения варьируется в диапазоне от 104°F до 134°F.

Таблица 1. Температура насыщения различных углей. Источник: Центр энергетических исследований

Рекуперация низкотемпературного тепла

Количество тепла, доступного в дымовых газах, представлено на рисунке 8 в зависимости от температуры дымовых газов для четырех углей: битуминозного, промытого иллинойского, PRB и лигнита. Промытые иллинойские угли содержат значительное количество влаги (от 18% до 22% и более), что снижает ее значение ВТС. Большая часть этой влаги является поверхностной влагой, которую можно удалить путем сушки. По мере снижения температуры дымовых газов количество доступного явного тепла увеличивается. Явная теплота, которая может быть извлечена из дымовых газов путем охлаждения их в охладителе дымовых газов (FGC) от температуры на выходе из APH 310°F до температуры на входе в FGD 140°F, составляет от 43 до 46 БТЕ на фунт дымового газа (в зависимости от угольный тип).

Когда дымовые газы охлаждаются ниже температуры насыщения, влага дымовых газов конденсируется для поддержания парциального давления водяных паров в дымовых газах, соответствующего температуре дымовых газов, и содержание водяных паров в дымовых газах уменьшается (Рисунок 9) . Количество (масса) конденсированной воды увеличивается по мере снижения температуры дымовых газов и сильно зависит от влажности угля.

По мере того как влага конденсируется из пара дымовых газов, скорость потока дымовых газов уменьшается, вызывая небольшое уменьшение количества явного тепла в дымовых газах (рис. 8). Излом на кривой явного тепла возникает при температуре насыщения дымовых газов.

Как показано на рисунке 9, большая часть влаги может быть удалена из дымовых газов путем их охлаждения до очень низкой температуры. Концепция охлажденного аммиака, разработанная Alstom Power, использует охлаждение дымовых газов до очень низкой температуры с помощью чиллеров. При современном уровне развития техники такое низкотемпературное охлаждение дымовых газов является дорогостоящим из-за высоких требований к мощности чиллеров.

Конденсация влаги дымовых газов высвобождает скрытое тепло. Количество выделяемой скрытой теплоты зависит от температуры дымовых газов и типа угля (рис. 10). Количество выделяемой скрытой теплоты увеличивается по мере увеличения содержания ТМ в угле и снижения температуры дымовых газов. Скрытое тепло может быть утилизировано в конденсационных теплообменниках (CXE), но из-за низкой температуры охлаждающей жидкости существуют практические пределы температуры (примерно от 100 до 110°F), которые налагают ограничения на количество скрытого тепла, которое может быть рекуперировано с экономической точки зрения. от дымовых газов. Доступные радиаторы ограничивают количество низкотемпературного тепла, которое можно использовать с пользой.

Суммарное (явное и скрытое) тепло дымовых газов представлено на рисунке 11. Когда дымовые газы охлаждаются ниже температуры насыщения, количество общего тепла значительно возрастает. Однако, как обсуждалось ранее, существуют практические ограничения, связанные с охлаждением дымовых газов до низких температур и выгодным использованием извлеченного низкотемпературного тепла.

Чтобы проиллюстрировать общее количество тепла, доступного в дымовых газах, были выполнены примерные расчеты для обычной электростанции, работающей на сверхкритическом пылеугольном топливе, и четырех различных углей. Полная выходная мощность турбинного цикла мощностью 642,18 МВт (HRцикл) составляет 7 467 БТЕ/кВтч (ηцикл, брутто = 45,69).%), в расчетах принимали утечку ПВД 10 %, температуру дымовых газов на выходе из котла 680F и содержание ТМ угля из табл. 1. Результаты представлены в Таблице 2 и на Рисунке 12. Явное тепло было определено для случая, когда дымовой газ охлаждается в FGC, расположенном выше по потоку от FGD, от температуры 310F (выход газа APH) до 140F (вход FGD).

Таблица 2. Базовая электростанция. Источник: Центр энергетических исследований

Суммарное тепло (включая скрытое тепло) определялось для случая, когда дымовые газы охлаждались в FGC и CXE от температуры 310°F (выход газа ПВД) до 110°F (вход в СО 9).0167 2 амортизатор). Для эффективной работы системы улавливания CO ₂ (поглотитель CO ₂ ) необходимо охлаждение дымовых газов примерно до 110F. Для процесса охлажденного аммиака требуется еще более глубокое охлаждение.
 
Результаты показывают, что для битуминозных и промытых иллинойских углей с низким содержанием влаги, имеющих низкие температуры насыщения, польза от охлаждения дымовых газов до 110F невелика. По мере увеличения содержания TM в угле, например, для PRB и лигнитов, количество общего тепла значительно увеличивается, особенно для лигнитов. Следовательно, для высоковлажных углей может быть экономически целесообразно утилизировать низкотемпературное тепло. Это не относится к углям с низким содержанием влаги, где охлаждение дымовых газов в FGC перед FGD является наиболее экономичным вариантом.

Нагрев питательной воды и предварительный подогрев воздуха для горения

Технология рекуперации низкотемпературного тепла из дымовых газов возникла в Европе, где она использовалась для повышения производительности угольных электростанций и промышленных предприятий более 15 лет. Коммунальные предприятия, такие как RWE Power, Vattenfall и другие, используют низкотемпературное тепло дымовых газов для нагрева питательной воды (FW) и предварительного нагрева воздуха для горения. Несколько различных конфигураций с разными коммерческими названиями, такими как Powerise, были разработаны и успешно использовались на таких электростанциях, как Schwarze Pumpe, Mehrum, Niederaussem, Lippendorf и Werndorf в Германии; Фойтсберг в Австрии; и в других местах, включая промышленные предприятия и заводы по переработке отходов в энергию, такие как Vestforbraending в Дании, где рекуперированное низкотемпературное тепло используется для централизованного теплоснабжения.

Типичные конфигурации для использования низкотемпературного тепла дымовых газов включают конфигурации, позволяющие осуществлять нагрев FW и предварительный нагрев воздуха для горения. Низкотемпературное тепло извлекается из дымовых газов с помощью охладителя дымовых газов (ОПГ), расположенного перед ДДГ. Конфигурация была разработана для дожигания CO ₂ улавливания или новой конструкции, где дымовой газ охлаждается до диапазона от 105F до 110F. Эта конфигурация включает FGC перед FGD и конденсационный теплообменник (CXE) после FGD и перед CO ₂ Амортизатор. Оценим выигрыш в производительности за счет использования рекуперированного низкотемпературного тепла.

Чтобы проиллюстрировать преимущества использования тепла, извлеченного из дымовых газов, для нагрева FW и предварительного нагрева воздуха для горения, были проведены анализы базовой конфигурации электростанции, представленной на рис. 13, и трех углей: промытого Иллинойса, PRB и лигнита. Базовая конфигурация представляет собой обычную угольную электростанцию ​​с котлом, паротурбинным циклом с семью ступенями регенеративного нагрева конденсата и ДДГ для контроля выбросов SOx. Температура конденсата, выходящего из главного конденсатора пара, в данном примере составляет 85,9°С.F. Обратите внимание, что температура на выходе из конденсатора сильно зависит от места установки и зависит от температуры охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, чистоты конденсатора и состояния технического обслуживания. Температура охлаждающей воды зависит от сезонных колебаний и местоположения установки. Для заводов, оборудованных градирней, производительность градирни добавляет еще один уровень сложности, поскольку на ее производительность влияют условия окружающей среды и процесса. Воздух для горения предварительно нагревается в паровом воздухонагревателе (ПВВ) с использованием пара, отбираемого из цикла паровой турбины. Данные о расходе и температуре, представленные на рисунке 13, относятся к лигниту. Результаты для всех трех углей приведены в таблицах с 3 по 5.

Таблица 3. Увеличение выходной мощности по сравнению с базовым уровнем, показанным в Таблице 2. Источник: Energy Research Center


Таблица 4. Улучшение полезной удельной теплотворной способности по сравнению с базовым уровнем, показанным в Таблице 2. Источник: Energy Research Center

Таблица 5. Увеличение чистой эффективности установки по сравнению с базовым уровнем, показанным в таблице 2. Источник: Energy Research Center

Первая исследованная конфигурация — конфигурация А, для использования низкотемпературного тепла дымовых газов, включающая FGC перед FGD — представлена ​​на рисунке 14. Вместо использования пара, извлеченного из цикла паровой турбины, для предварительного воздух предварительно нагревается за счет тепла, извлеченного из потока дымовых газов. Это увеличивает расход пара через турбину низкого давления (НД), что приводит к увеличению выходной мощности паровой турбины. Увеличение выходной мощности турбины приводит к улучшению тепловой мощности турбинного цикла и, в конечном счете, полезной удельной тепловой мощности. Одним из последствий было то, что тепло, отводимое конденсатором, и поток конденсата увеличивались. Кроме того, количество тепла, подаваемого вытяжным паром и рекуперируемого из дымовых газов, согласовывалось для достижения одинакового уровня предварительного подогрева воздуха для горения. Наконец, температура питательной воды на входе в котел поддерживалась постоянной для всех проанализированных случаев.

Вторая конфигурация, конфигурация B, использует низкотемпературное тепло дымовых газов и включает FGC перед FGD (рис. 15). Сто процентов потока конденсата, выходящего из главного конденсатора пара, проходит через ФСК, где происходит его подогрев. Нагретый конденсат циркулирует обратно в цикл паровой турбины, минуя подогреватели питательной воды низкого давления (ПВН) 6 и 7. Такая схема исключает отбор пара низкого давления, а пар, который обычно используется в ППН6 и ППН7, расширяется в турбина НД. Результатом является увеличение мощности паровой турбины, увеличение расхода пара в конденсатор и основного конденсата, а также увеличение количества тепла, отводимого от основного конденсатора пара. Увеличение выходной мощности турбины приводит к улучшению цикла турбины и полезного удельного тепловыделения. В этом примере дымовой газ охлаждается до температуры 135°F. Воздух для горения предварительно подогревается паром, отбираемым из цикла паровой турбины.

Конфигурация C представляет собой комбинацию конфигураций A и B, в которой часть тепла, извлеченного из дымовых газов, используется для нагрева FW, а оставшееся тепло используется для предварительного подогрева воздуха для горения. Схема конфигурации C показана на рисунке 16. Для ясности FGC разделен на две части, где FGC1 используется для предварительного подогрева воздуха для горения, а FGC2 используется для нагрева FW.

Конфигурации D и E позволяют охлаждать дымовые газы до диапазона от 105F до 110F, что требуется для улавливания CO2 после сжигания. Конфигурация D (рис. 17) является вариантом конфигурации B и включает CXE после ДДГ и перед CO ₂ абсорбер (обозначается как CCS). Явное тепло дымовых газов утилизируется в FGC. Первая ступень конденсационного теплообменника (CXE1) рекуперирует явную и скрытую теплоту дымовых газов. Рекуперированное тепло используется для нагрева ПВ. Вторая ступень CXE (CXE2) используется для дальнейшего снижения температуры дымовых газов и уменьшения содержания влаги в дымовых газах.

Обратите внимание, что дымовой газ выходит из ДДГ в насыщенном или перенасыщенном состоянии. Снижение содержания влаги в дымовых газах положительно влияет на эффективность СО ₂ процесс абсорбции/десорбции. Охлаждение дымовых газов примерно до 105°F удаляет примерно половину влаги из потока дымовых газов. Восстановленное тепло имеет очень низкую температуру и имеет ограниченное применение, например, для отопления зданий. Альтернативой является использование распылительного охладителя вместо CXE2. Однако в таких случаях дымовой газ поступает в абсорбер CO ₂ в насыщенном или пересыщенном состоянии. Высокое содержание влаги в дымовых газах отрицательно сказывается на эффективности СО ₂ процесс абсорбции/десорбции и размер оборудования. Для определения наиболее экономичной конфигурации необходим анализ компромиссов, и это выходит за рамки данной статьи.

Конфигурация E (рис. 18) является вариантом конфигурации C. Подобно конфигурации D, в ней используется FGC и двухэтапный CXE. Рекуперированное скрытое и явное тепло используется для нагрева термической воды и предварительного нагрева воздуха для горения.

Результаты обобщены в таблицах с 3 по 5 и представлены на рисунках 19. до 21 для циклов, рассмотренных выше. Возможное улучшение зависит от конфигурации и типа угля. Улучшение скорости нагрева варьируется от 1,24 % до 3,65 % относительно для всех конфигураций. Обратите внимание, что сокращение выбросов CO ₂ прямо пропорционально улучшению теплоотдачи.

Для конфигураций, не включающих CXE, улучшение ниже, с 1,24% до 3,18% относительно, но все же значительно. Соответствующее улучшение чистой эффективности блока составляет от 0,51% до 1,39 пункта.% баллов с учетом всех конфигураций. Для конфигураций, не использующих CXE, улучшение чистой эффективности блока колеблется от 0,51 % до 0,90 %.

Улучшения производительности для конфигурации A относительно нечувствительны к углю. Для конфигураций B, C, D и E потенциальное улучшение производительности обычно увеличивается с увеличением содержания влаги в угле и является самым высоким для лигнитов. На другом докритическом блоке более высокая температура конденсата, выходящего из конденсатора (105,3°F против 85,9°F).