6.2.2. Расчёт конденсационных экономайзеров

Проведём ориентировочный сравнительный расчёт применения конденсационного утилизатора тепла уходящих газов для котла ДКВр6,5-13 (такой переоборудовали под ВУТ в посёлке Ёнском Мурманской области) при работе его на мазуте, на каменном угле, на газе, на ВУТ и на древесной щепе.

Паспортные характеристики котла:

температура отработанных газов за экономайзером 137°С;

температура отработанных газов перед экономайзером 300°С;

расходе топлива В, кг/с (м³/с):

для каменного угля донецкого ПЖ 0,239

для мазута 0,198

для газа 0,152

КПД котла, %:

для каменного угля донецкого ПЖ 83,1

для мазута 89,8

для газа 91,8

для ВУТ примем 85

Коэффициент избытка воздуха α:

для каменного угля донецкого ПЖ 1,4

для мазута 1,15

для газа 1,15

для ВУТ примем 1,3

для щепы примем 1,3

Примем следующий состав топлив:

(примем соотношение угля по массе в ВУТ 60%)

Состав	С р	Н р	Sл р	N р	О р			А р		W р
В угле	49,3	3,6	3	1	8,3			21,8		13
В ВУТ	35,200	2,570	2,142	0,714	5,926			15,565		49,282
В мазуте	86-89	12	0,5-3,5	0,5-1,8 в сумме			0,3		1,5-5
В газе В метан	65-95 77	9-12 22	До 1,5 1	1,5-36	До 6
Щепа W50%	24	3	0	0	21			2		50
Расчётные величины
	Объёмы газов, нм3/кг
	VRО2	V0N2	V0Н2О	V0	V0вл			Qнр МДж/кг		ΔQ, кВт
От угля	0,938	4,291	0,651	5,422	5,508			19,518		676,2
От ВУТ	0,669	3,064	0,961	3,871	3,933			12,936		1219,7
От мазута	1,595	8,568	1,517	10,836	11,010			41,393		276,4
От газа	1,439	10,081	2,668	12,760	12,964			39,889		635,1
Щепа W50%	0,4464	2,265483	1,001883	2,8677	2,913583			7,687		1780,1

Низшая теплота сгорания: Q_н^р= Q_в^р -2,5(9Н^р/100+W^р/100).

Q_н^р=0,339С ^р +1,03Н ^р -0,109(О ^р –S_л ^р)-0,025W ^р- аналитическая формула Д. И. Менделеева.

Энтальпия продуктов сгорания.

t Г 0ºС	Мазут IГ,кДж/кг	Газ IГ,кДж/кг	Уголь IГ,кДж/кг	ВУТ IГ,кДж/кг	Щепа IГ,кДж/кг
0	0	0	0	0	0
50*	907	865	548	414	397
130**	2357	2248	1425	1076	934
200	3627	3458	2193	1656	1520
400	7431	7089	4484	3386	3112
600	11424	10901	6877	5193	4781
800	15601	14889	9366	7075	6524
1000	19907	18997	11924	9011	8319
1200	24342	23226	14548	10999	10166
1400	28866	27536	17217	13024	12050
1600	33464	31915	19924	15080	13964
1800	38124	36351	22663	17162	15903
2000	42828	40826	25425	19262	17860
2200	47578	45344	28209	21380	19835

Примечание: * - точка росы; ** - температура газов за экономайзером.

Формулы для расчёта объёмов газов.

Теоретический объём сухого воздуха	V0	нм3/кг	0,089(Ср+0,375Sлр)+ 0,267Нр- -0,033 Ор
Действительный объём сухого воздуха	V д	нм3/кг	α V0
Теоретический объём водяных паров	V0Н2О	нм3/кг	0,112 Н р +0,0124 W р +0,016 V0
Действительный объём водяных паров	VН2О	нм3/кг	V0Н2О +0,016(α-1)V0

Расчёт проведём для производительности котла, которая обеспечивается при работе на ВУТ, т.е. расход топливной части ВУТ приравняем расходу угля В_у=0,239кг/с.

Расход ВУТ будет В_ВУТ=0,239/0,6=0,398кг/с.

Годовой расход ВУТ при работе котла 300дней (25,92·10⁶с) в году составит:

В^Г_ВУТ=0,398·3600·24·300=0,398·25,92·10⁶=10316160кг=10132Т.

Теплопроизводительность котла при работе на ВУТ составит:

Q_к= В_ВУТ Q_нВУТ^р ·η_ВУТ=0,398·12,936 · 0,85=4,38МДж/с (МВт).

Расход топлива при работе на угле с этой теплопроизводительностью составит:

В_у= Q_к /(Q_нУ^р ·η_У)=4,38/(19,518·0,831)=0,270кг/с.

Где Q_нУ^р =19,518МДж/кг – низшая теплота сгорания ВУТ.

Годовой расход угля при работе котла 300дней в году составит:

В^Г_У=0,270·25,92·10⁶=10316160кг=7000Т.

Расход топлива при работе на мазуте с этой теплопроизводительностью составит:

В_у= Q_к /(Q_нМ^р ·η_М)=4,38/(41,393·0,898)=0,118кг/с.

Где Q_нМ^р =41,393Дж/кг – низшая теплота сгорания мазута.

Годовой расход мазута при работе котла 300дней в году составит:

В^Г_М=0,118·25,92·10⁶=3059Т.

Расход топлива при работе на газе с этой теплопроизводительностью составит:

В_у= Q_к /(Q_нГ^р ·η_Г)=4,38/(39,889·0,918)=0,120кг/с.

Где Q_нГ^р =39,889Дж/кг – низшая теплота сгорания газа.

Годовой расход газа при работе котла 300дней в году составит:

В^Г_Г=0,12·25,92·10⁶=10316160кг=3110Т=4142·10³ м³.

Расход топлива при работе на щепе с этой теплопроизводительностью составит:

В_щ= Q_к /(Q_нЩ^р ·η_Г)=4,38/(7,687·0,80)=0,712кг/с.

Где Q_нЩ^р =7,687Дж/кг – низшая теплота сгорания щепы.

Годовой расход щепы при работе котла 300дней в году составит:

В^Г_Щ=0,712·25,92·10⁶=18,46·10⁶кг=18000Т.

Цены на уголь:

п/п	Наименование марки угля	Цена, руб./тонну (с НДС)
1	марки Д	4591
2	марки АО	7761
3	марки СС, ССПК, ССО	6121
4	марки АМ	7761
5	марки АС	6121
6	марки АК	6285

Примечание: В указанных ценах:

1 Учтена стоимость услуг по погрузке;

2. Не включена стоимость услуг по доставке и разгрузке угля, которая оплачивается населением дополнительно.

Примем для расчёта стоимость угля 7000р/Т.

Цену на ВУТ с учётом затрат на его приготовление и без учёта стоимости воды примем равной максимальной стоимости угля 7000р/Т.

Цены на мазут:

Название	Производитель	Цена с НДС на ст. отгрузки
М-100, 1.0-S-2.0	Черниговский НПЗ	12 500,00 р./тн
М-100, 1.0-S-2.0	Хабаровский НПЗ	18 500,00 р./тн
М-100, 1.0-S-2.0	ОАО АНХК	13 000,00 р./тн
М-100, 1.0-S-2.0	Ачинский НПЗ	12 100,00 р./тн
М-40, 2.0-S-3.5	Комсомольский НПЗ	18 500,00 р./тн

Примем для расчёта стоимость мазута 15000р/Т.

Цены на газ:

Субъекты Российской Федерации	Предельные   минимальные   оптовые  цены   на   газ  на 2011 год, руб./1000 м3  (без НДС) *	Предельные максимальные оптовые  цены   на   газ  на 2011 год,  руб./1000 м3 (без НДС) *
	с 1 января   2011 года	с 1 января 2011 года
Республика Карелия	2 984	3 282
Калининградская область	2 965	3 262
Ленинградская область	2 959	3 255
г. Санкт-Петербург	2 959	3 255

* Предельные максимальные и минимальные оптовые  цены   на   газ  установлены на выходе из системы магистрального газопроводного транспорта. Предельные максимальные и минимальные оптовые  цены  установлены на объемную единицу измерения  газа  (1000 м³), приведенную к следующим условиям:

- температура (t град.) +20 град. °С;

- давление 760 мм рт. ст.;

- влажность 0%;

- расчетная объемная теплота сгорания 7900 ккал/м³ (33080 кДж/м³) (44106кДж/кг при плотности 0,75кг/ м³).

Примем для расчёта стоимость газа 3500р/Т.

Цены на щепу колеблются у разных поставщиков от 1000 рублей за тону до 1500 рублей за тону. Примем для расчёта стоимость щепы 1200рублей за тону.

При использовании конденсационного утилизатора, установленного после экономайзера можно теоретически дополнительно использовать теплоту уходящих газов от температуры 130°С до точки росы (50°С), что составит:

ΔQ=[2,5· V_Н2О +(I₁-I₂)]В, кВТ,

где (2,5· V_Н2О В) – теплота, отдаваемая водяным паром при его конденсации.

На практике сконденсировать всю воду в уходящих продуктах сгорания не возможно, для расчёта годового расхода топлива примем 80% конденсации водяных паров. Тогда годовой расход различных видов топлива при использовании утилизатора будет:

В^Гу_і= В^Г_і (1-0,8 ΔQ_і /Q_к), где В^Г_і и ΔQ_і соответственно годовой расход топлива без применения утилизатора и количество тепла, полученного в утилизаторе; 0,8 – коэффициент, учитывающий 80% конденсации водяных паров в утилизаторе; Q_к =4,38МДж/с (МВт) – теплопроизводительность котлоагрегата.

Сводная таблица годовых расходов топлива котлом ДКВр 6,5-13

Режим работы котла	Мощность утилизатора ΔQ, кВт	Годовой расход топлива, ВГуі т	Стоимость топлива, мил. руб.	Экономия топлива, мил. руб
Работа на ВУТ без утилизатора	0	10132	70,92	0 15,82
Работа на ВУТ с утилизатором	1219,7	7875	55,1
Работа на угле без утилизатора	0	7000	49,0	0 6,06
Работа на угле с утилизатором	676,2	6134	42,94
Работа на мазуте без утилизатора	0	3059	45,85	0 2,29
Работа на мазуте с утилизатором	276,4	2879	43,56
Работа на газе без утилизатора	0	4142	14,40	0 1,59
Работа на газе с утилизатором	635,1	3660	12,81
Работа на щепе без утилизатора	0	18000	21,6	0 7, 0
Работа на щепе с утилизатором	1780,1	12136	14,6

Из таблицы видно, что максимальная экономия топлива (70,92-55,1=15,82 мил. рубл. в год – 22,3%) от установки теплового утилизатора наблюдается при использовании ВУТ. И это не удивительно, ведь в нём 40% воды которую в топке приходится испарять. При работе на ВУТ максимальные затраты на топливо из вех рассмотренных вариантов даже при утилизации латентного тепла водяных паров. Это из-за высокой стоимости транспортных и технологических расходов.

Установка утилизатора при работе на щепе даст экономию в 7,0 мил. рубл. в год (32,4%). Работа котла на щепе с использованием утилизатора при оценке по денежным затратам на топливо близка к затратам при работе котла на газе без утилизатора.

Установка утилизатора при работе на угле даст экономию в 6,06 мил. рубл. в год (12,4%). По денежным затратам на топливо работа котла на угле с утилизатором близка и даже немного меньше затрат при работе котла на мазуте без утилизатора. При наличии более дешёвого угля (с ценой менее 3000рублей за тону) и использовании вместо слоевого способа сжигания топлива более прогрессивный способ «циркуляционный кипящий слой» с КПД 85…87% у угля при дальнейшем росте цен на газ есть хорошие перспективы в теплоснабжении.

Установка утилизатора при работе на мазуте даст экономию в 2,29 мил. рубл. в год (5,0%). Денежные затраты примерно сравнимы с затратами при работе на угле (при высоких тарифах на перевозку). Перевод таких котлов на уголь пока не принесёт особой выгоды. Вопрос установки утилизатора требует подсчёта конкретных затрат на модернизацию и при оптимальном сроке окупаемости может быть решён положительно.

Установка утилизатора при работе на газе даст экономию в 1,59 мил. рубл. в год (11%). При современных довольно низких, по сравнению с ценами за рубежом, на газ переход котельных на него в России не имеет альтернативы при оценке денежных затрат на топливо. По этой же причине срок окупаемости оборудования котлов утилизаторами достаточно велик.

При наличии средств эти котлы можно дооборудовать конденсационными утилизаторами по примеру Латвии и Литвы. Там и в Европе давно мазутные и газовые котлы ими оснащаются (ради 8…9% экономии топлива).

Реализация проекта (2006 -2016г) в Риге по внедрению конденсационных утилизаторов тепла уходящих газов, финансируется Европейской Комиссией международного проекта о поддержании Европейской энергетики с целью изменения структуры использования топливных ресурсов в будущем. Это говорит о том, что без поддержки государства такие проекты трудно реализуемы.

Наглядным примером резерва снижения тепловых потерь от котельных установок может служить изображение процессов охлаждения продуктов горения топлива в водогрейных котлах без конденсации водяных паров и с конденсацией водяных паров из газов на I–x диаграмме (см. рис. 6.0.). Если при анализе параметров состояния охлаждающихся в теплогенерирующих установках газов интерпретировать относительные части теплоты, полезно используемой, теряемой с уходящими газами и т.д., через соответствующие энтальпии продуктов сгорания топлива видно, что потери теплоты с уходящими газами традиционных водогрейных котлов без глубокого охлаждения газов I^и_у.г. по Q_и при их температуре (110–150) ^oC (см. точка 4, рис. 6) составляют I^и_у.г. =(7 - 9)% от генерируемой, а максимальный КПД_н теплогенератора, соответственно, равен (90–92) %, что соответствует I_п^н.

Для природного газа разность между высшей и низшей теплотворными способностями составляет около ∆Q_в–н = (10–12) %. Поэтому при оценке КПД того же теплогенератора по высшей теплотворной способности ∆Q_в к потерям физической теплоты уходящих газов добавляется величина ∆Q_в–н, и потери I^в _у.г становятся равными (18–20) %, а величина КПД_в = (78–81) %. Это обстоятельство ясно свидетельствует о больших возможностях реального повышения КПД теплогенераторов на величину около ∆I_у.г.≈ 5% путем более глубокого использования теплоты уходящих газов. Например, при выбросе последних в атмосферу при температуре t_у.г≈35 C° потери теплоты с ними составят около I^в_у.г ≈ 4,5 %, а КПД_в теплового агрегата возрастает до 95% (что соответствует I^в_П), вместо (78–81)% у котлов, эксплуатируемых в настоящее время.

Рис. 6.0. Изменение параметров продуктов сгорания в традиционном водогрейном котле (вектор 1–4) и в конденсационном теплогенераторе (вектор 1–2–3–6)

Общие вопросы конденсационного режима работы парового и водогрейного котла (режима конденсации паров из дымовых газов)

Для создания конденсационного режима работы парового и водогрейного котла (режима конденсации паров из дымовых газов) необходимо, чтобы поверхности теплообмена, с которыми контактируют уходящие газы, имели температуру ниже точки росы. Если в котельной предусмотрен контур ГВС, то обеспечить такой режим работы котла можно, за счет подачи в конденсационный утилизатор (КУ) тепловой энергии воды из системы холодного водоснабжения.

Наиболее эффективным использование холодной воды в КУ будет при обслуживании:

– двухтрубной системы теплоснабжения с открытым водоразбором для ГВС (рис. 6.1);

– четырехтрубной системы теплоснабжения (рис. 6.2).

В последнем случае холодная вода последовательно нагревается в КУ до 30-40 °С, а после умягчения в догревателе поступает в подающий трубопровод ГВС. Необходимость в дополнительных трубах объясняется тем, что нагретую в котельной воду ГВС нужно транспортировать по трубопроводу к местам потребления. Это удорожает систему теплоснабжения и требует обязательного технико-экономического обоснования.

Что касается реже применяемых открытых систем, в которых нагрев холодной воды в КУ возможен, то в них обычно в качестве теплоисточника используются ТЭЦ (в которых для нагрева теплофикационной воды используется пар из отборов паровых турбин). При нагреве холодной подпиточной воды в КУ уменьшается отбор пара, что снижает эффективность регенаративного цикла ТЭЦ. При использовании в качестве источника теплоты котельных необходимо, чтобы они были оснащены более мощной аппаратурой водоумягчения и деаэрации, которая имеется только в крупных районных котельных.

Применение открытых систем позволяет заметно повысить КПД котельных, но это связано с указанными ограничениями.

В обоих случаях нагреваемая вода и на входе, и на выходе из КУ имеет температуру ниже точки росы уходящих газов t_р, составляющую в среднем 55 °С (при сжигании газового топлива), что обеспечивает конденсацию паров на всей поверхности теплообмена КУ и его высокую эффективность.

Рис.6.1. Схема теплоснабжения двухтрубная открытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС: 1 – котёл; 2 – сетевой пароводяной подогреватель; 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 – питательный насос; 6 – сетевой насос; 7 – конденсационный горшок; 8 – контур отопления; 9 – контур ГВС.

Во всех схемах, где КУ используются для подогрева воды ГВС, появляется проблема, связанная с суточной неравномерностью работы системы ГВС. Это обстоятельство требует усложнение схемы для защиты теплообменников КУ при отсутствии через них расхода при помощи введения циркуляции из обратного трубопровода или создания расхода воды для подогрева её и подачи в аккумуляторы ГВС. Всё это усложняет и удорожает данную модернизацию и требует технико-экономического обоснования.

Вопросу использования КУ в котельной технике посвящено множество публикаций, и во всех этих статьях рассматривается схема, при которой охлаждение уходящих газов производится водой из системы холодного водоснабжения [11, 12]. Однако большинство существующих в нашей стране систем теплоснабжения – закрытые двухтрубные, в которых питание котла производится водой из обратного трубопровода с температурой существенно выше водопроводной. Особенность этих систем состоит в том, что нагрев холодной воды для ГВС производится вблизи мест потребления горячей воды (в ЦТП или ИТП). Полезное свойство холодной воды, заключающееся в возможности максимально эффективного охлаждения уходящих газов котла, в этом случае используется только косвенно – для охлаждения обратной воды, возвращаемой в котельную. Температура обратной сетевой воды значительно выше холодной. Кроме того, она существенно изменяется в течение отопительного сезона: от 60-70 °C при максимальных нагрузках до 30-35 °C при минимальных нагрузках. Все же на протяжении значительной продолжительности отопительного сезона она ниже t_р. Переменность температуры обратной воды вызывает сомнение в возможности и целесообразности использования КУ в котельных, обслуживающих закрытые двухтрубные тепловые сети. Для разрешения сомнений в применении КУ в закрытых системах необходимо выполнить расчеты, основанные на методике тепло-влажностного расчета КУ. Она имеет существенные отличия от, применяющейся в теплообменниках сухого теплообмена, что требует соответствующих пояснений.

В закрытых системах ГВС особенно при больших нагрузках котлов температура в обратной линии всегда больше температуры точки росы. Такие нагрузки бывают в сильные морозы. Для этого режима для утилизации скрытой теплоты парообразования из уходящих газов можно использовать часть сетевой обратной воды, охлаждённой в воздушном калорифере котла для работы КУ (см. рис. 6.3).

Можно охладить обратную воду при закрытой системе ГВС прямо у потребителя в ЦТП (см. рис. 6.4).

Для водогрейных котлов можно принимать такие же схемы подключения КУ, как на рис. 6.1 - 6.4. При этом сетевой подогреватель 2 превращается в водогрейный котёл. Для предохранения хвостовых поверхностей водогрейного котла от влажной коррозии в обратный трубопровод по классической схеме через рециркуляцию необходимо подавать воду из подающего трубопровода так, чтобы температура воды на входе в котёл была больше температуры точки росы.

Рис.6.2. Схема теплоснабжения четырёхтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС: 1 – котёл; 2 – сетевой пароводяной подогреватель; 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 – питательный насос; 6 – сетевой насос; 7 – конденсационный горшок; 8 – контур отопления; 9 – контур ГВС: 10 – догреватель ГВС; 11 – циркуляционный насос ГВС.

Рис.6.3. Схема теплоснабжения двухтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС у потребителя в ЦТП и подогревом воздуха, идущего в топку: 1 – котёл; 2 – сетевой пароводяной подогреватель; 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 – питательный насос; 6 – сетевой насос; 7 – конденсационный горшок; 8 – контур отопления; 9 – контур ГВС: 10 – догреватель ГВС; 11 – циркуляционный насос ГВС; 12 – воздушный калорифер; 13 – регулировочный клапан.

Рис.6.4. Схема теплоснабжения двухтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС у потребителя в ЦТП: 1 – котёл; 2 – сетевой пароводяной подогреватель; 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 – питательный насос; 6 – сетевой насос; 7 – конденсационный горшок; 8 – контур отопления; 9 – контур ГВС: 10 – подогреватель первой ступени ГВС; 11 – подогреватель второй ступени ГВС.

Определение основных характеристик конденсационных утилизаторов тепла уходящих газов котлов

Передача тепловой энергии от дымовых газов нагреваемой воде в теплоутилизаторах традиционного сухого теплообмена происходит за счет движущей силы процесса – разности температур теплоносителей. Количество переданной энергии при этом рассчитывается по известной формуле:

Q=kF∆t_ср,

где k – коэффициент теплопередачи,

F – площадь поверхности теплообмена,

∆t_ср – средняя за процесс разность температур, определяемая как среднелогарифмическое значение между начальной и конечной разностью температур.

Это формула выведена исходя из существования линейной зависимости между температурой газов и воды. В теплоутилизаторах сухого теплообмена учитывается количество теплоты, переданной за счет только снижения температуры газов.

В КУ дополнительно к переданной теплоте за счет снижения температуры газов добавляется теплота конденсации водяных паров. Количество теплоты, содержащейся в газах, равно сумме температурной и влажностной составляющей, которая выражается энтальпией:

i=ct+i’’x,

где с, t, i’’, x – соответственно теплоемкость, температура, энтальпия насыщенных паров и влагосодержание газов.

Поэтому для расчета параметров КУ используется уравнение, в котором в качестве движущей силы процесса используется разность энтальпий теплоносителей – газов и нагреваемой воды.

Наиболее ясной формой КУ является его контактная разновидность (так называемые КТАНы), в которой газы, казалось бы, имеют непосредственный контакт с нагреваемой водой, распыляемой прямо в выходящие газы. Однако в действительности газы не имеют прямого контакта с водой, ибо на пути к ней встречается газовый слой, покрывающий поверхность воды и содержащий пары, выделяемые водой. Концентрация паров в слое определяется температурой воды. Таким образом, в этом случае тепломассообмен газов происходит не собственно с водой, а с обволакивающим ее слоем, насыщенным водяными парами.

В контактных теплоутилизаторах энтальпия слоя определяется по аналогичной формуле, в которой используется температура воды и влагосодержание, соответствующее насыщенному состоянию парогазовой смеси при температуре воды и являющееся табличной величиной.

В конденсационных рекуперативных (поверхностных) теплоутилизаторах газы контактируют с наружной поверхностью трубы, внутри которой находится вода. Температура этой поверхности, хотя и чуть выше (на 1 °С) температуры воды, но все же, ниже точки росы газов, и в результате на поверхности трубы происходит конденсация водяных паров.

В научно-технической литературе, в частности, описывающей процессы кондиционирования воздуха, принято считать, что у поверхности труб образуется парогазовый слой с влагосодержанием, соответствующим состоянию насыщения при температуре наружной стенки. Таким образом, процесс тепломассообмена в конденсационных: поверхностном и контактном теплоутилизаторах аналогичен (отличие: в поверхностном утилизаторе температура стенки трубы немного выше(как уже упоминалось, в среднем на 1 °С), чем воды в контактном теплоутилизаторе).

Поскольку движущей силой процесса в КУ является разность энтальпий между теплоносителями, для расчета используется уравнение:

Q=bF∆i_ср,

где b – коэффициент массообмена,

F – площадь поверхности нагрева,

∆i_ср – средняя за процесс разность энтальпий.

Это уравнение нашло широкое применение в ряде технических отраслей, в первую очередь в химической технологии и в кондиционировании воздуха.

Вопросу использования КУ в котельной технике посвящено немало публикаций [11, 12, 13], однако ни в одной из них не рассматривается основополагающий вопрос общей методики расчета процесса. Описываются отдельные частные случаи, приводятся эмпирические данные, относящиеся к узкому диапазону исследовавшихся параметров. Есть основание считать, что имеются две основные причины, отсутствия попыток создания обоснованной методики расчета тепловлажностного процесса.

Первая причина – объективная заключается в невозможности определения средней разности энтальпий ∆i_ср по двум крайним значениям разности энтальпий, как это принято при расчете среднелогарифмической разности температур в теплообменниках сухого теплообмена. Объясняется это тем, что в КУ нет линейной связи между энтальпиями греющего (уходящие газы) и нагреваемого теплоносителя (вода), которая существует в сухих теплообменниках. В результате приходится использовать громоздкий ступенчатый метод расчета с использованием i-d диаграммы [16].

Второй субъективной причиной является замена привычного для теплотехников коэффициента теплоотдачи α на коэффициент массообмена b. Между тем, было установлено, что при испарении воды в поток газа имеет место соотношение:

α/b=с_г,

откуда b=α/с_г,

где с_г – теплоемкость газа, что позволяет вместо b использовать хорошо изученные зависимости для α.

В дальнейшем было установлено, что это соотношение с небольшими отклонениями соблюдается и для процессов с конденсацией паров [17]. Таким образом, остается определить ∆i_ср.

Для решения этой задачи в [11, 12] было предложено расчетное уравнение:

∆i_ср =i_о-4,19Вt_к+{2,093В(t_2к-t_2н)-351(exp0,0535t_к-exp0,0535t_н)}/(t_к-t_н),

где B=G_в/G_сг, G_в, G_сг – расходы воды и сухих газов;

t_н, t_к – температуры воды (начальная и конечная);

t_2н, t_2к – температуры газа (начальная и конечная)

i_о – начальная энтальпия газов.

КУ делятся на контактные и поверхностные теплообменники. Контактные теплообменники разрабатывались в СССР в 70 годах прошлого века и вначале широко применялись в СССР, особенно в прибалтийских республиках. Был накоплен опыт эксплуатации и сформулирован метод их теплового и конструктивного расчёта.