Компонентный состав дымовых газов.

Cтраница 1

Состав дымовых газов рассчитывают исходя из реакций сгорания составных частей топлива.  

Состав дымовых газов определяют при помощи специальных приборов, называемых газоанализаторами. Это основные приборы, определяющие степень совершенства и экономичности топочного процесса в зависимости от содержания углекислоты в уходящих дымовых газах, оптимальное значение которой зависит от рода топлива, типа и качества топочного устройства.  

Состав дымовых газов при установившемся режиме изменяется ледующим образом: содержание H2S и S02 неуклонно снижается, 32, СО2 и СО - изменяется незначительно / При послойном горении окса верхние слои катализатора регенерируются раньше нижних. Наблюдается постепенное снижение температуры в реакционной юне, и в дымовых газах на выходе из реактора появляется кислород.  

Состав дымовых газов контролируют по пробам.  

Состав дымового газа определяется не только содержанием водяных паров, но также и содержанием других компонентов.  

Состав дымовых газов меняется по длине факела. Учесть это изменение при расчете радиационного теплообмена не представляется возможным. Поэтому практические расчеты радиационного теплообмена ведут по составу дымовых газов в конце камеры. Это упрощение в известной степени оправдывается тем соображением, что процесс горения обычно интенсивно протекает в начальной, не очень большой части камеры, и поэтому большая часть камеры бывает занята газами, состав которых близок к его составу в конце камеры. В конце ее почти всегда содержится очень немного продуктов неполного сгорания.  

Состав дымовых газов рассчитывают, исходя из реакций сгорания составных частей топлива.  

Состав дымовых газов при полном сгорании газа различных месторождений отличается незначительно.  

В состав дымовых газов входит: 2 61 кг СО2; 0 45 кг Н2О; 7 34 кг N2 и 3 81 кг воздуха на I кг угля. При 870 С объем дымовых газов на 1 кг угля составляет 45 ж3, а при 16 С он равен 11 3 м3; плотность смеси дымовых газов равна 0 318 кг / ж3, что в 1 03 раза больше плотности воздуха при той же температуре.  

1. Описание предлагаемой технологии (метода) повышения энергоэффективности, его новизна и информированность о нем.

При сжигании топлива в котлах, процентное содержание «избыточного воздуха» может составлять от 3 до 70% (без учета присосов) от объема воздуха, кислород которого участвует в химической реакции окисления (сжигания) топлива.

«Избыточный воздух», участвующий в процессе сжигания топлива, это та часть атмосферного воздуха, кислород которого не участвует в химической реакции окисления (сжигания) топлива, но он необходим для создания требуемого скоростного режима истечения топливно-воздушной смеси из горелочного устройства котла. «Избыточный воздух» - величина переменная и для одного и того же котла она обратно пропорциональна количеству сжигаемого топлива, или чем меньше сжигается топлива, тем меньше требуется кислорода для его окисления (сжигания), но необходимо больше «избыточного воздуха» для создания требуемого скоростного режима истечения топливно-воздушной смеси из горелочного устройства котла. Процентное содержание «избыточного воздуха» в общем потоке воздуха, используемого для полного сжигания топлива, определяется по процентному содержанию кислорода в уходящих дымовых газах.

Если уменьшить процентное содержание «избыточного воздуха», то в уходящих дымовых газах появится окись углерода «СО» (ядовитый газ), что свидетельствует о недожоге топлива, т.е. его потере, а использование «избыточного воздуха» приводит к потере тепловой энергии на его нагрев, что увеличивает расход сжигаемого топлива и повышает выбросы парниковых газов «СО 2 » в атмосферу.

Атмосферный воздух состоит из 79% азота (N 2 - инертный газ без цвета, вкуса и запаха), который выполняет основную функцию по созданию требуемого скоростного режима истечения топливно-воздушной смеси из горелочного устройства энергетической установки для полного и устойчивого сжигания топлива и 21% кислорода (О 2), который является окислителем топлива. Уходящие дымовые газы при номинальном режиме сжигания природного газа в котельных агрегатах состоят из 71% азота (N 2), 18% воды (Н 2 О), 9% углекислого газа (СО 2) и 2% кислорода (О 2). Процентное содержание кислорода в дымовых газах равное 2% (на выходе из топки) свидетельствует о 10% содержании избыточного атмосферного воздуха в общем потоке воздуха, участвующим в создании требуемого скоростного режима истечения топливно-воздушной смеси из горелочного устройства котельного агрегата для полного окисления (сжигания) топлива.

В процессе полного сжигания топлива в котлах необходимо утилизировать дымовые газы, замещая ими «избыточный воздух», что позволит предотвратить образование NOx (до 90,0%) и сократить выбросы «парниковых газов» (СО 2), а также расход сжигаемого топлива (до 1,5%).

Изобретение относится к теплоэнергетике, в частности к энергетическим установкам для сжигания различных видов топлива и способам утилизации дымовых газов для сжигания топлива в энергетических установках.

Энергетическая установка для сжигания топлива содержит топку (1) с горелками (2) и конвективный газоход (3), подключенный через дымосос (4) и дымоход (5) к дымовой трубе (6); воздуховод (9) наружного воздуха, соединенный с дымоходом (5) через перепускной трубопровод (11) дымовых газов и воздуховодом (14) смеси наружного воздуха и дымовых газов, который соединен с дутьевым вентилятором (13); дроссель (10), установленный на воздуховоде (9), и задвижку (12), смонтированную на перепускном трубопроводе (11) дымовых газов, причем дроссель (10) и задвижка (12) оборудованы исполнительными механизмами; воздухоподогреватель (8), расположенный в конвективном газоходе (3), подключённый к дутьевому вентилятору (13) и соединенный с горелками (2) через воздуховод (15) нагретой смеси наружного воздуха и дымовых газов; датчик (16) отбора проб топочных газов, установленный на входе в конвективный газоход (3) и подключенный к газоанализатору (17) определения содержания кислорода и окиси углерода в топочных газах; электронный блок управления (18), который подключён к газоанализатору (17) и к исполнительным механизмам дросселя (10) и задвижки (12). Способ утилизации дымовых газов для сжигания топлива в энергетической установке включает отбор части дымовых газов со статическим давлением больше атмосферного из дымохода (5) и подачу ее через перепускной трубопровод (11) дымовых газов в воздуховод (9) наружного воздуха со статическим давлением наружного воздуха меньше атмосферного; регулирование подачи наружного воздуха и дымовых газов исполнительными механизмами дросселя (10) и задвижки (12), управляемыми электронным блоком управления (18), таким образом, чтобы процентное содержание кислорода в наружном воздухе снизилось до уровня, при котором на входе в конвективный газоход (3) содержание кислорода в топочных газах составляло менее 1% при отсутствии окиси углерода; последующее смешивание дымовых газов с наружным воздухом в воздуховоде (14) и дутьевом вентиляторе (13) для получения однородной смеси наружного воздуха и дымовых газов; нагрев полученной смеси в воздухоподогревателе (8) за счет утилизации тепла топочных газов; подачу нагретой смеси в горелки (2) через воздуховод (15).

2. Результат повышения энергоэффективности при массовом внедрении.
Экономия сжигаемого топлива в котельных, на ТЭЦ или ГРЭС до 1,5%

3. Существует ли необходимость проведения дополнительных исследований для расширения перечня объектов для внедрения данной технологии?
Существует, т.к. предлагаемую технологию можно применить также и для двигателей внутреннего сгорания и для газотурбинных установок.

4. Причины, по которым предлагаемая энергоэффективная технология не применяются в массовом масштабе.
Основной причиной является новизна предлагаемой технологии и психологическая инерция специалистов в области теплоэнергетики. Необходима медиатизация предлагаемой технологии в Министерствах Энергетики и Экологии, энергетических компаниях генерирующих электрическую и тепловую энергию.

5. Существующие меры поощрения, принуждения, стимулирования для внедрения предлагаемой технологии (метода) и необходимость их совершенствования.
Введение новых более жестких экологических требований к выбросам NOx от котельных агрегатов

6. Наличие технических и других ограничений применения технологии (метода) на различных объектах.
Расширить действие п. 4.3.25 «ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ МИНЭНЕРГО РФ ОТ 19 ИЮНЯ 2003 Г. № 229» для котлов сжигающих любые виды топлива. В следующей редакции: «…На паровых котлах, сжигающих любое топливо, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03…».

7. Необходимость проведения НИОКР и дополнительных испытаний; темы и цели работ.
Необходимость проведения НИОКР заключается в получении наглядной информации (учебного фильма) для ознакомления сотрудников теплоэнергетических компаний с предлагаемой технологией.

8. Наличие постановлений, правил, инструкций, нормативов, требований, запретительных мер и других документов, регламентирующих применение данной технологии (метода) и обязательных для исполнения; необходимость внесения в них изменений или необходимость изменения самих принципов формирования этих документов; наличие ранее существовавших нормативных документов, регламентов и потребность в их восстановлении.
Расширить действия «ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ МИНЭНЕРГО РФ ОТ 19 ИЮНЯ 2003 Г. № 229»

п. 4.3.25 для котлов сжигающих любые виды топлива. В следующей редакции: «…На паровых котлах, сжигающих топливо, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03… ».

п. 4.3.28. «…Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть, как правило, не ниже 90°С. Растопка котла на любом другом виде топлива должна производиться с предварительно включенной системой рециркуляции воздуха »

9. Необходимость разработки новых или изменения существующих законов и нормативно-правовых актов.
Не требуется

10. Наличие внедренных пилотных проектов, анализ их реальной эффективности, выявленные недостатки и предложения по совершенствованию технологии с учетом накопленного опыта.
Испытание предлагаемой технологии осуществлялось на настенном газовом котле с принудительной тягой и выводом уходящих дымовых газов (продуктов сгорания природного газа) на фасад здания номинальной мощностью 24,0 кВт, но под нагрузкой 8,0 кВт. Подача дымовых газов в котел осуществлялась за счет короба, устанавливаемого на расстоянии 0,5 м от факельного выброса коаксиальной дымовой трубы котла. Короб задерживал уходящие дымовые, которые в свою очередь замещали «избыточный воздух», необходимый для полного сжигания природного газа, а газоанализатором, установленным в отводе газохода котла (штатном месте) контролировались выбросы. В результате эксперимента удалость снизить выбросы NOx на 86,0% и сократить выбросы «парниковых газов» СО2 1,3%.

11. Возможность влияния на другие процессы при массовом внедрении данной технологии (изменение экологической обстановки, возможное влияние на здоровье людей, повышение надежности энергоснабжения, изменение суточных или сезонных графиков загрузки энергетического оборудования, изменение экономических показателей выработки и передачи энергии и т.п.).
Улучшение экологической обстановки, влияющей на здоровье людей и снижение затрат на топливо при выработке тепловой энергии.

12. Необходимость специальной подготовки квалифицированных кадров для эксплуатации внедряемой технологии и развития производства.
Достаточен будет тренинг существующего обслуживающего персонала котельных агрегатов с предлагаемой технологией.

13. Предполагаемые способы внедрения:
коммерческое финансирование (при окупаемости затрат), так как предлагаемая технология окупается максимум в течение двух лет.

Информация предоствлена: Ю. Панфил, а/я 2150, г. Кишинев, Молдова, MD 2051, e-mail: [email protected]

Для того чтобы добавить описание энергосберегающей технологии в Каталог, заполните опросник и вышлите его на c пометкой «в Каталог» .

Анализ дымовых газов котлов позволяет выявить и устранить отклонения от нормальных режимов работы, тем самым увеличить эффективность сжигания топлива и уменьшить выбросы токсичных газов в атмосферу. Для того чтобы понимать насколько эффективно работает топливосжигающая установка и как с помощью газоанализатора дымовых газов выявить отклонения в ее работе необходимо знать какие газы и в каких концентрациях присутствуют в дымовых газах.

Ниже приводятся компоненты дымовых газов в порядке уменьшения их концентрации в отходящих дымовых газах.

Азот N2.

Азот - основной элемент окружающего воздуха (79%). Азот не участвует в процессе сгорания, является балластом. Нагнетаясь в котел, нагревается и уносит с собой в дымоход потраченную на его нагрев энергию, снижая эффективность работы котла. Газоанализаторами дымовых газов концентрация азота не измеряется.

Углекислый газ CO2.

Образуется при сгорании топлива. Удушающий газ, при концентрациях выше 15% по объему вызывает быструю потерю сознания. Газоанализаторы дымовых газов обычно не измеряют концентрацию углекислого газа, а определяют его расчетным путем по концентрации остаточного кислорода. В некоторых моделях газоанализаторов, например, MRU Vario Plus, могут быть встроены оптические инфракрасные сенсора для измерения концентраций углекислого газа.

• дизельные горелки - 12,5…14 %
• газовые горелки - 8…11 %

Кислород О2.

Остаточный кислород, не использованный в процессе сгорания топлива ввиду избыточного воздуха, выбрасывается вместе с отходящими газами. По концентрации остаточного кислорода судят о полноте (эффективности) сгорания топлива. Кроме того, по концентрации кислорода определяются потери тепла с дымовыми газами и концентрация углекислого газа.

Концентрация кислорода в переносных газоанализаторах дымовых газов измеряется с помощью электрохимических сенсоров кислорода, в стационарных газоанализаторах кроме того довольно часто применяются циркониевые сенсоры.

• дизельные горелки - 2…5 %
• газовые горелки - 2…6 %

Оксид углерода СО.

Оксид углерода или угарный газ - отравляющий газ, являющийся продуктом неполного сгорания. Газ тяжелее воздуха и при наличии неплотностей или прогаров в дымоходах котлов может выделяться в рабочую среду, подвергая персонал риску отравления. При концентрациях СО до 10000 ppm для его обнаружения обычно применяются электрохимические ячейки. Для измерения концентраций свыше 10000 ppm в основном применяют оптические ячейки, в том числе и в переносных газоанализаторах.

• дизельные горелки - 80…150 ppm
• газовые горелки - 80…100 ppm

Оксиды азота (NOx).

При высоких температурах в топке котлов азот образует с кислородом воздуха оксид азота NO. В дальнейшем NO под воздействием кислорода окисляется до NO2. Компоненты NO и NO2 называют оксидами азота NOx.

Концентрация NO измеряется электрохимическими сенсорами. NO2 в простых моделях газоанализаторов определяется расчетным путем и принимается равным 5…10% процентам измеренной концентрации NO. В некоторых случая концентрация NO2 измеряется отдельным электрохимическим сенсором диоксида азота. В любом случае результирующая концентрация оксидов азота NOx равно сумме концентраций NO и NO2.

• дизельные горелки - 50…120 ppm
• газовые горелки - 50…100 ppm

Диоксид серы (SO2).

Токсичный газ, образующийся при сжигании топлива, содержащего серу. При взаимодействии SO2 с водой (конденсатом) или водяным паром образуется сернистая кислота H2SO3. Для измерения концентраций SO2 обычно применяют электрохимические ячейки.

Несгораемые углеводороды (СН).

Несгораемые углеводороды СН формируются в результате неполного сгорания топлива. В данную группу входят метан СН4, бутан С4Н10 и бензол С6Н6. Для измерения концентраций несгораемых углеводородов применяют термокаталитические или оптические инфракрасные ячейки.

Для измерения концентраций газов в промышленных выбросах и топочных газах применяются газоанализаторы Каскад-Н 512, ДАГ 500, Комета-Топогаз, АКВТ и др. отечественного производства, или приборы иностранного производства таких производителей как Testo, MSI Drager, MRU, Kane и т.д.

Токсичными (вредными) называются химические соединения, отрицательно влияющие на здоровье человека и животных.

Вид топлива влияет на состав образующихся при его сжигании вредных веществ. На электростанциях используется твердое, жидкое и газообразное топливо. Основными вредными веществами, содержащимися в дымовых газах котлов, явля­ются: оксиды (окислы) серы (SO 2 и SO 3), оксиды азота (NO и NO 2), оксид углерода (СО), соединения ванадия (в основном пентаксид ванадия V 2 O 5). К вредным веществам относится также зола.

Твердое топливо. В теплоэнергетике используют угли (бурые, каменные, антрацитовый штыб), горючие сланцы и торф. Состав твердого топлива схематично представить.

Как видно органическая часть топлива состоит из углерода С, водорода Н, кислорода О, органической серы S opr . В состав горючей части топлива ряда месторождений входит также неорганическая, пиритная сера FeS 2.

Негорючая (минеральная) часть топлива состоит из влаги W и золы А. Основная часть минеральной составляющей топлива переходит в процессе сжигания в летучую золу, уносимую дымовыми газами. Другая часть в зависимости от конструкции топки и физических особенностей минеральной составляющей топлива может превращаться в шлак.

Зольность отечественных углей колеблется в широких пределах (10-55%). Соответственно изменяется и запылен­ность дымовых газов, достигая для высокозольных углей 60-70 г/м 3 .

Одной из важнейших особенностей золы является то, что частицы ее имеют различные размеры, которые находятся в диапазоне от 1 -2 до 60 мкм и более. Эта особенность как параметр, характеризующий золу, называется дисперс­ностью.

Химический состав золы твердого топлива достаточно разнообразен. Обычно зола состоит из оксидов кремния, алюминия, титана, калия, натрия, железа, кальция, магния. Кальций в золе может присутствовать в виде свободного оксида, а также в составе силикатов, сульфатов и других соединений.

Более детальные анализы минеральной части твердых топлив показывают, что в золе в небольших количествах могут быть и другие элементы, например, германий, бор, мышьяк, ванадий, марганец, цинк, уран, серебро, ртуть, фтор, хлор. Микропримеси перечисленных элементов распределяются в различных по размерам частиц фракциях летучей золы неравномерно, и обычно их содержание увеличивается с умень­шением размеров этих частиц.

Твердое топливо может содержать серу в следующих формах: колчедана Fe 2 S и пирита FeS 2 в составе молекул органической части топлива и в виде сульфатов в минеральной части. Соединения серы в результате горения превращаются в оксиды серы, причем около 99% составляет сернистый ангидрид SO 2 .

Сернистость углей в зависимости от месторождения со­ставляет 0,3-6%. Сернистость горючих сланцев достигает 1,4-1,7%, торфа -0,1%.

Соединения ртути, фтора и хлора находятся за котлом в газообразном состоянии.

В составе золы твердых видов топлива могут присут­ствовать радиоактивные изотопы калия, урана и бария. Эти выбросы практически не влияют на радиационную обстановку в районе ТЭС, хотя их общее количество может превышать выбросы радиоактивных аэрозолей на АЭС той же мощности.

Жидкое топливо. В теплоэнергетике применяются мазут, сланцевое масло, дизельное и котельно-печное топливо.

В жидком топливе отсутствует пиритная сера. В состав золы мазута входят пентаоксид ванадия (V 2 O 5), а также Ni 2 O 3 , A1 2 O 3 , Fe 2 O 3 , SiO 2 , MgO и другие оксиды. Зольность мазута не превышает 0,3%. При полном его сгорании содер­жание твердых частиц в дымовых газах составляет около 0,1 г/м 3 , однако это значение резко возрастает в период очистки поверхностей нагрева котлов от наружных отложений.

Сера в мазуте находится преимущественно в виде ор­ганических соединений, элементарной серы и сероводорода. Ее содержание зависит от сернистости нефти, из которой он получен.

Топочные мазуты в зависимости от содержания в них серы подразделяются на: малосернистые S р <0,5%, сернистые S p = 0,5+ 2,0% и высокосернистые S p >2,0%.

Дизельное топливо по содержанию серы делится на две группы: первая-до 0,2% и вторая-до 0,5%. В малосернис­том котельно-печном топливе содержится серы не более 0,5, в сернистом - до 1,1, в сланцевом масле - не более 1%.

Газообразное топливо представляет собой наиболее «чистое» органическое топливо, так как при его полном сгорании из токсичных веществ образуются только оксиды азота.

Зола. При расчете выброса твердых частиц в атмосферу необходимо учитывать, что вместе с золой в атмосферу поступает несгоревшее топливо(недожог).

Механический недожог q1 для камерных топок, если принять одинаковым содержание горючих в шлаке и уносе.

В связи с тем что все виды топлива имеют разную теплоту сгорания, в расчетах часто используют приведенные зольность Апр и сернистость Sпр,

Характеристики некоторых видов топлива приведены в табл. 1.1.

Доля твердых частиц ун, уносимых из топки, зависит от типа топки и может быть принята по следующим данным:

Камеры с твердым шлакоудалением., 0,95

Открытые с жидким шлакоудалением 0,7-0,85

Полуоткрытые с жидким шлакоудалением 0,6-0,8

Двухкамерные топки...................... 0,5-0,6

Топки с вертикальными предтопками 0,2-0,4

Горизонтальные циклонные топки 0,1-0,15

Из табл. 1.1 видно, что наибольшую зольность имеют горючие сланцы и бурые угли, а также экибастузский каменный уголь.

Оксиды серы. Выброс оксидов серы определяется по сернистому ангидриду.

Как показали исследования, связывание сернистого ангид­рида летучей золой в газоходах энергетических котлов зависит в основном от содержания оксида кальция в рабочей массе топлива.

В сухих золоуловителях оксиды серы практически не улавливаются.

Долю оксидов, улавливаемых в мокрых золоуловителях, которая зависит от сернистости топлива и щелочности оро­шающей воды, можно определить по графикам, представлен­ным в методичке.

Оксиды азота. Количество оксидов азота в пересчете на NO 2 (т/год, г/с), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котла (корпуса) производительностью до 30 т/ч, может быть рассчитано по эмпирической формуле в методичке.

Денис Рындин ,
главный инженер «Водной Техники»

В настоящее время особенно остро стоят вопросы повышения эффективности отопительных установок и снижения экологического давления на окружающую среду. Наиболее перспективным, в этом отношении, является применение конденсационной техники, способной наиболее полным образом решить очерченный круг задач. Компания «Водная Техника» всегда стремилась представить на отечественном рынке современное и эффективное отопительное оборудование. В свете этого закономерен и оправдан ее интерес к конденсационной технике, как наиболее эффективной, высокотехнологичной и перспективной. Поэтому в 2006 году одно из приоритетных направлений развития компании – продвижение конденсационной техники на Украинском рынке. С этой целью запланирован целый ряд мероприятий, одним из которых является цикл популяризирующих статей для тех, кто впервые сталкивается с подобной техникой. В данной статье мы постараемся коснуться основных вопросов реализации и применения принципа конденсации водяных паров в отопительной технике:

• Чем отличается теплота от температуры?
• Может ли КПД быть больше 100%?

Чем отличается теплота от температуры?

Температура это степень нагретости тела (кинетическая энергия молекул тела), Величина, весьма относительная это можно легко проиллюстрировать с помощью шкал Цельсия и Фаренгейта. В быту используется шкала Цельсия, в которой за 0 принимают точку замерзания воды, а за 100° точку кипения воды при атмосферном давлении. Поскольку температура замерзания и кипения воды недостаточно хорошо определена, в настоящее время шкалу Цельсия определяют через шкалу Кельвина: градус Цельсия равен градусу Кельвина и абсолютный ноль берут за −273,15 °C. Шкала Цельсия практически очень удобна, поскольку вода очень распространена на нашей планете, и наша жизнь основана на ней. Ноль Цельсия - особая точка для метеорологии, поскольку замерзание атмосферной воды существенно всё меняет. В Англии и, в особенности в США используется шкала Фаренгейта. В этой шкале на 100 градусов раздёлен интервал от температуры самой холодной зимы в городе, где жил Фаренгейт, до температуры человеческого тела. Ноль Цельсия - это 32 Фаренгейта, и градус Фаренгейта равен 5/9 градуса Цельсия.

Таблица 1 Единицы измерения температуры

Для того, что бы более четко представить себе разницу между понятиями температура и теплота, рассмотрим следующий пример: Пример с нагреванием воды: Допустим, мы нагрели некоторое количество воды (120 л.) до температуры 50°C, а какое количество воды мы сможем нагреть до температуры 40 °C, используя тоже количество теплоты (сожженного топлива)? Для простоты, будем считать, что в обоих случаях начальная температура воды 15 °C.

Рисунок 1 Пример 1

Как видно из наглядного примера, температура и количество теплоты – это различные понятия. Т.е. тела при разной температуре, могут обладать одинаковой тепловой энергией, и наоборот: тела с одинаковой температурой могут иметь разную тепловую энергию. Для упрощения определений придумали специальную величину — Энтальпию Энтальпия-количество тепла, содержащегося в единице массы вещества [кДж/кг] В естественных условиях на Земле существует три агрегатных состояния воды: твердое (лед), жидкое (собственно вода), газообразное (водяной пар) Переход воды из одного агрегатного состояния в другое сопровождается изменением тепловой энергии тела при постоянной температуре (изменяется состояние, а не температура, другими словами — все тепло тратится на изменение состояния, а не на нагрев) Явная теплота – та теплота, при которой изменение количества тепла подведенного к телу вызывает изменение его температуры Скрытая теплота – теплота парообразования (конденсации) та теплота, которая не изменяет температуры тела, а служит для изменения агрегатного состояния тела. Проиллюстрируем данные понятия графиком, на котором по оси ординат будет отложена энтальпия (количество подведенного тепла), а по оси ординат температура. Данный график показывает процесс нагрева жидкости (воды).

Рисунок 2 График зависимости Энтальпия – Температура, для воды

А-В происходит нагрев воды от температуры 0 ºС до температуры 100 ºС (при этом все тепло, подведенное к воде идет на повышение ее температуры)
В-С происходит кипение воды (при этом все тепло, подведенное к воде, идет на преобразование ее в пар, температура при этом остается постоянной 100 ºС)
C-D вся вода превратилась в пар (выкипела) и теперь тепло идет на повышение температуры пара.

Состав дымовых газов при сжигании газообразного топлива

Процесс горения – процесс окисления горючих составляющих топлива с помощью кислорода воздуха, при этом выделяется тепло. Давайте рассмотрим этот процесс:

Рисунок 3 Состав Природного газа и воздуха

Давайте посмотрим, как развивается реакция горения газообразного топлива:

Рисунок 4 Реакция горения газообразного топлива

Как видно из уравнения реакции окисления, в результате мы получаем углекислый газ, водяной пар (дымовые газы) и тепло. Теплота, которая выделяется при сгорании топлива, называется Низшей теплотой сгорания топлива (PCI) Если мы будем охлаждать дымовые газы, то при определенных условиях водяные пары начнут конденсироваться (переходить из газообразного состояния в жидкое).

Рисунок 5 Выделение скрытой теплоты, при конденсации водяных паров

При этом будет выделяться дополнительное количество теплоты (скрытая теплота парообразования/конденсации). Сумма Низшей теплоты сгорания топлива и скрытой теплоты парообразования/конденсации, называется Высшей теплотой сгорания топлива (PCS).

Естественно, что чем больше водяных паров находится в продуктах сгорания, тем больше разница между Высшей и Низшей теплотой сгорания топлива. В свою очередь, количество водяных паров зависит от состава топлива:

Таблица 2 Величины высшей и низшей теплоты сгорания для различных видов топлива

Как видно из вышеприведенной таблицы, наибольшую дополнительную теплоту мы можем получить при сжигании метана. Состав природного газа не постоянен и зависит от месторождения. Средний состав природного газа изображен на рисунке 6.

Рисунок 6 Состав природного газа

Промежуточные выводы:

1. Используя скрытую теплоту парообразования/ конденсации, можно получить больше тепла, чем выделяется при сжигании топлива

2. Наиболее перспективное топливо, в этом отношении – природный газ (разница между высшей и низшей теплотой сгорания составляет более 10%)

Какие условия необходимо создать, для начала конденсации? Точка росы.

Водяные пары в дымовых газах имеют несколько другие свойства, чем чистый водяной пар. Они находятся в смеси c другими газами и их параметры отвечают параметрам смеси. Поэтому температура, при которой начинается конденсация отличается от 100 ºС Значение этой температуры зависит от состава дымовых газов, что в свою очередь является следствием вида и состава топлива, а также коэффициента избытка воздуха. Температура дымовых газов, при которой начинается конденсация водяных паров в продуктах сгорания топлива, называется Точкой Росы.

Рисунок 7 Точка росы

Промежуточные выводы:

1. Задача конденсационной техники — охладить продукты сгорания ниже точки росы и отобрать теплоту конденсации, использовав ее в полезных целях.

Может ли КПД газового котла быть больше 100%?

Возьмем техническую характеристику некоторого произвольного навесного котла:

Полная мощность котла =23.000 Kcal/h (26,7 KW);

Полезная мощность котла=21.000 Kcal/h (24,03 KW);

Другими словами максимальная тепловая мощность горелки 23.000 Kcal/h (количество теплоты, которое выделяется при сгорании топлива), а максимальное количество теплоты, получаемой теплоносителем, составляет 21.000 Kcal/h.

Куда же пропадает разница между ними? Некоторое количество вырабатываемой теплоты (6-8%) теряется с уходящими дымовыми газами, а другое (1,5-2%) рассеивается в окружающем пространстве через стенки котла.

Если мы сложим эти величины, то сможем записать следующее уравнение:

Если мы разделим полезную мощность котла на полную и умножим результат на 100%, то получим коэффициент полезного действия котла (КПД) в %.

Если мы внимательно вчитаемся в текст определения, то увидим, что полная мощность котла равна количеству теплоты, которое выделяется при сгорании топлива за единицу времени.

Таким образом, эта величина напрямую зависит от Низшей теплоты сгорания топлива, и не учитывает то тепло, которое может выделиться, при конденсации водяных паров из продуктов сгорания.

Другими словами это коэффициент полезного действия котла, относительно Низшей теплоты сгорания топлива.

Если принять во внимание величину теплоты конденсации водяных паров (см. Табл. 1), то можно представить следующую картину распределения тепловых потоков в неконденсационном котле.

Рисунок 9 Распределение тепловых потоков в неконденсационном котле

Тогда, как в конденсационном котле, распределение тепловых потоков, будет выглядеть следующим образом:

Рисунок 10 Распределение тепловых потоков в конденсационном котле

Промежуточные выводы:
1. КПД 100 % и более возможен, если за точку отсчета принимать Низшую, а не Высшую теплоту сгорания.
2. Полностью использовать всю теплоту (явную и скрытую) мы не можем по техническим причинам, поэтому КПД котла не может быть равный или больший 111% (относительно Низшей теплоты сгорания топлива).

Режимы работы конденсационных котлов

Газовые конденсационные котлы могут быть установлены в любую отопительную систему. Величина используемой теплоты конденсации и коэффициент полезного действия, зависящий от режима эксплуатации, зависят от корректного расчета отопительной системы.

Чтобы использование теплоты конденсации водяного пара, содержащегося в дымовых газах, сделать эффективным, необходимо охладить дымовые газы до температуры ниже точки росы. Степень использования теплоты конденсации зависит от расчетных температур теплоносителя в системе отопления и от количества отработанных часов в режиме конденсации. Это показано на графиках 11 и 13, в которых температура точки росы составляет 55 °C.

Отопительная система 40/30 °C

Рисунок 11 График работы низкотемпературной системы

Большое значение имеет производительная мощность конденсационных котлов такой отопительной системы в течение всего отопительного периода. Низкие температуры обратной линии всегда ниже температуры точки росы, так что конденсат возникает постоянно. Это происходит в системах низкотемпературного панельного отопления или при отоплении пола. К таким системам идеально подходит конденсационный котел.

Рисунок 12 Температурный режим помещения при использовании напольного и конвекторного отопления

Преимуществ систем водяного напольного отопления перед традиционными достаточно много:

• Повышенный комфорт. Пол становится тёплым и по нему приятно ходить, так как теплоотдача происходит с обширной поверхности с относительно низкой температурой.
• Равномерное нагревание всей площади помещения, а значит и равномерное отопление. Человек одинаково комфортно чувствует себя и возле окна и посреди комнаты.
• Оптимальное распределение температуры по высоте помещения. Рисунок 12 иллюстрируют примерное распределение температур по высоте помещения при использовании традиционного отопления и напольного. Распределение температур, при напольном отоплении, ощущается человеком как наиболее благоприятное. Также необходимо отметить снижение потерь тепла через потолок, так как разность температур внутренний воздух — наружный воздух существенно снижается, и мы получаем комфортное тепло только там где нужно, а не отапливаем окружающую среду через крышу. Это позволяет эффективно использовать систему напольного отопления для зданий с высокими потолками – церквей, выставочных холлов, спортзалов и т.п.

• Гигиеничность. Отсутствует циркуляция воздуха, уменьшаются сквозняки, а значит, и нет циркуляции пыли, что является большим плюсом для самочувствия людей, особенно если они страдают заболеваниями дыхательных путей.
• Существенная часть тепла от пола передается в виде лучистого теплообмена. Излучение, в отличие от конвекции, немедленно распространяет тепло к окружающим поверхностям.
• Нет искусственного осушения воздуха вблизи нагревательных приборов.
• Эстетичность. Отсутствуют нагревательные приборы, нет необходимости в их дизайнерском оформлении или подборе оптимальных размеров.

Отопительная система 75/60 °C

Рисунок 13 График работы высокотемпературной системы

Эффективное использование теплоты конденсации возможно также при расчетных температурах 75/60 °C за время, составляющее 97 % от длительности отопительного периода. Это относится к наружным температурам от – 11 °C до + 20 °C. Старые отопительные установки, которые были рассчитаны на температуры 90/70 °C, работают сегодня практически с температурами 75/60 °C. Даже на установках с теплоносителем 90/70 °C и с режимом работы, при котором регулирование температуры котловой воды происходит в зависимости от наружной температуры, время использования теплоты конденсации составляет 80 % от длительности годового отопительного периода.

Высокий стандартизированный коэффициент полезного действия

В примерах на Рисунках 11 и 13 хорошо видно, что различный для этих двух вариантов, но, в то же время, высокий процент использования тепла конденсации оказывает прямое влияние на потребление энергии газовым конденсационным котлом. Для обозначения эффективности потребления топлива отопительными котлами было введено понятие стандартизированного коэффициента полезного действия. На Рисунке 14 представлена зависимость энергопотребления от различных расчетных температур отопительной системы.

Рисунок 14 Зависимость КПД от температуры обратной магистрали

Высокие стандартизированные коэффициенты полезного действия газовых конденсационных котлов объясняются следующими факторами:

– Реализация высокого значения CO 2 . Чем выше содержание CO 2 , тем выше температура точки росы отопительных газов.

– Поддержание низких температур обратной линии. Чем ниже температура обратной линии, тем активнее конденсация и тем ниже температура дымовых газов.

Промежуточные выводы:

Коэффициент полезного действия конденсационного котла очень сильно зависит от температурного режима эксплуатации системы отопления.
На новых установках должны быть использованы все возможности для оптимальной эксплуатации газового конденсационного котла. Высокий коэффициент полезного действия достигается при соблюдении следующих критериев:
1. ?Ограничить температуру обратной линии до значения максимум 50 °C
2. ?Стремиться поддерживать разницу температур между подающей и обратной линиями минимум 20 K
3. ?Не принимать мер для повышения температуры обратной линии (к ним относятся, например, установка четырех — ходового смесителя, бай — пассные линии, гидравлические стрелки).

Способы реализации принципа конденсации в навесных котлах

В данный момент существуют два основных способа реализации принципа конденсации водяных паров в дымовых газах: выносной экономайзер и нержавеющий теплообменник со встроенным экономайзером

В первом случае основная теплота продуктов сгорания утилизируется в обычном конвекционном теплообменнике, а сам процесс конденсации проходит в отдельном узле – выносном экономайзере. Такая конструкция позволяет использовать узлы и агрегаты, применяемые в обычных, не конденсационных котлах, однако не дает возможности полностью раскрыть потенциал конденсационной техники

Рисунок 17 Конденсационный котел с выносным экономайзером

Теплообменник со встроенным экономайзером состоит из 4-7 теплообменных элементов (змеевиков). Каждый теплообменный элемент, в свою очередь, состоит из 4 витков гладкой трубы прямоугольного сечения, из нержавеющей стали с толщиной стенки прибл. 0,8 мм (См. Рисунок 18).

Рисунок 18 Схема движения дымовых газов между витками теплообменника

Перед изолирующей плитой находятся несколько теплообменных элементов. Они играют роль «первой ступени», так как здесь происходит лишь незначительная конденсация. Четвертый и, соответственно, пятый теплообменный элемент расположен сзади изолирующей плиты. В этой «конденсационной ступени» происходит главный процесс конденсации.

Преимущества данного принципа заключаются в очень эффективной передаче тепла и, с другой стороны, в исключении шумов кипения, вызванных высокими скоростями потоков в гладких трубах.
Следующим преимуществом данного теплообменника является его малая склонность к известкованию, так как благодаря небольшим сечениям труб создается высокий уровень завихрения.
Гладкая поверхность труб из нержавеющей стали и вертикальное направление потока обеспечивают эффект самоочистки.
Присоединение обратной линии теплообменника расположено сзади, подключение подающей линии – спереди. На теплообменнике установлен сток конденсата.
Сборник отходящих газов до подключения трубопровода «подвода воздуха / отвода отходящих газов» выполнен из пластмассы.

Рисунок 19 Гидравлическая схема конденсационного котла со встроенным экономайзером

Рисунок 20 Разрез теплообменника конденсационного котла со встроенным экономайзером

Традиционное сжигание газа и сжигание с полным предварительным смешением

Большинство котлов с открытой камерой сгорания имеют одинаковый принцип сжигания газа. За счет кинетической энергии газовой струи в нее подсасывается воздух.

Рисунок 19 Принцип сжигания газа в атмосферных горелках (сопло Вентури)

Горючий газ поступает под давлением на форсунку. Здесь, за счет сужения прохода потенциальная энергия давления переходит в кинетическую энергию струи. За счет специального геометрического сечения сопла Вентури, происходит подмешивание первичного воздуха. Непосредственно в сопле происходит смешение газа и воздуха (образуется газовоздушная смесь). На выходе из сопла происходит подмес вторичного воздуха. Изменение мощности горелки происходит за счет изменения давления газа, соответственно изменяется скорость газовой струи и количество подсасываемого воздуха.
Преимущества данной конструкции заключаются в ее простоте и бесшумности.
Ограничения и недостатки: большой избыток воздуха, ограничение по глубине модуляции, обилие вредных выбросов.

В котлах с закрытой камерой сгорания, принцип сжигания газа аналогичен вышеописанному. Различие заключается только в принудительном выбросе продуктов сгорания и подаче воздуха на сгорание. Все преимущества и недостатки атмосферных горелок в силе и для котлов с закрытой камерой сгорания.

В конденсационных котлах используется принцип «Полного предварительного смешения газа и воздуха». Суть этого метода заключается в подмесе газа к воздушной струе, за счет разряжения, создаваемого последней в сопле «Вентури».

Газовая арматура и воздуходувка
После распознавания электронным блоком пускового числа оборотов воздуходувки открываются последовательно расположенные газовые клапаны.
На всасывающей стороне воздуходувки установлен двустенный штуцер подвода воздуха / отвода отходящих газов (система Вентури). За счет кольцевой щели в соответствии с принципом Вентури возникает явление подсоса в камере над мембраной регулирования магистрального газа в газовой арматуре.

Рисунок 20 Узел смешения горелки с полным предварительным смешением

Процесс зажигания
Газ проходит через канал 1 под регулирующими мембранами. Регулирующий клапан магистрального газа открывается из-за возникающей разности давлений. Далее газ поступает через систему Вентури в воздуходувку и смешивается со всасываемым воздухом. Газо-воздушная смесь поступает в горелку и поджигается.
Режим модуляции
Ход регулирующего клапана магистрального газа зависит от положения регулирующего клапана. Путем повышения частоты вращения воздуходувки снижается давление за регулирующим клапаном магистрального газа. Посредством канала 2 продолжается изменение давления до давления ниже мембраны управляющего клапана. Отверстие уходящего потока продолжает закрываться, благодаря чему интенсивность снижения давления газа через канал 2 уменьшается. Таким образом, посредством канала 1 возрастает давление под мембраной регулирующего клапана магистрального газа. Регулирующий клапан магистрального газа продолжает открываться, таким образом, больше к воздуходувке и, соответственно, к горелке поступает больше газа.
Модуляция горелки производится, таким образом, постоянно посредством изменения потока воздушного воздуходувки. Количество газа отслеживает количество воздуха в предварительно указанном соотношении. Таким образом, во всем диапазоне модуляции возможно поддержание коэффициента избытка воздуха почти на постоянном уровне.

Рисунок 21 Термомодуль горелки с полным предварительным смешением

Содержание вредных веществ в дымовых газах и способы снижения их концентрации

В настоящие время загрязнение окружающей среды приобретает угрожающие размеры. Количество выбросов теплоэнергетического сектора стоит на втором, после автомобильного транспорта месте.

Рисунок 22 Процентное соотношение выбросов

Поэтому особенно остро стоит вопрос снижения вредных веществ в продуктах сгорания.

Основные загрязняющие вещества:

1. • Оксид углерода СО
   • Оксиды азота NO x
   • Пары кислот

С первыми двумя факторами целесообразно бороться путем усовершенствования процесса горения (точное соотношение газ-воздух) и снижение температуры в топке котла.

При сгорании газообразного топлива, возможно образование следующих кислот:

Пары кислот прекрасно выводятся вместе с конденсатом. Утилизировать в жидком состоянии их довольно просто. Обычно для этого применяют реакцию нейтрализации кислоты щелочью.

Утилизация кислотного конденсата

Как видно из реакции горения метана:

При сгорании 1 м3 газа, образуется 2 м3 водяных паров. При обычном режиме работы конденсационного котла за день образуется порядка 15-20 л. конденсата. Этот конденсат имеет небольшую кислотность (порядка Ph=3,5-4,5), что не превышает допустимый уровень бытовых отходов.

Рисунок 23 Уровень кислотности конденсата газового котла

Таблица 3 Содержание тяжелых металлов в конденсате

Поэтому допускается сбрасывать конденсат в канализацию, где он будет нейтрализован с помощью щелочных бытовых отходов.
Следует принять к сведению, что домовые водоспускные системы состоят из материалов, стойких к кислому конденсату.
Согласно рабочему листу ATV A 251это следующие материалы:
_ Керамические трубы
_ Трубы из жесткого ПВХ
_ Трубы из ПВХ
_ Трубы из полиэтилена высокой плотности
_ Трубы из полипропилена
_ Трубы из сополимера акрилонитрила, бутадиена и стирола или сополимера акрилонитрила, стирола и акриловых эфиров(АВS/АSА)
_ Трубы из нержавеющей стали
_ Боросиликатные трубы

Рисунок 24 Утилизация конденсата

По итальянским нормам, вышеуказанная схема сброса конденсата может применяется для котельных установок суммарной мощностью не более 116 кВт (согласно немецкой норме ATV A 251, не более 200 кВт). При превышении этого значения необходимо устанавливать специальные грануляторные нейтрализаторы конденсата.

Рисунок 25 Нейтрализация конденсата с использованием конденсатного насоса

1. Вывод конденсатоотводчика котла
2. Входной патрубок нейтрализатора
3. Нейтрализатор конденсата
4. Выходной патрубок нейтрализатора
5. Шланг подачи конденсата в конденсатосборник
6. Конденсатосборник
7. Штуцер выпуска конденсата
8. Шланг выпуска конденсата
9. Переходник
10. Канализация
11. Хомуты крепления

На рисунке 25 показан пример нейтрализирующей установки. Конденсат, попадая в нейтрализатор, сначала фильтруется через слой активированного угля, а затем проходит нейтрализацию в основном объеме. Конденсатный насос устанавливается в том случае, когда необходимо отводить конденсат выше уровня сифона конденсата в котле. Данная конструкция применяется при нейтрализации конденсата от котлов суммарной мощностью от 35 до 300 кВт (в зависимости от мощности установки, изменяется длинна нейтрализатора). Если мощность установки превышает 300 кВт, то устанавливаются несколько нейтрализаторов параллельно.
Нейтрализатор предельно прост в обслуживании и требует ревизии и досыпки гранулянта не чаще одного раза в год. Как правило, при этом производят и оценку кислотности конденсата, с помощью лакмусовой бумаги.

Аргументация в пользу конденсационной техники