Тепловой расчет ктаНа

Параметры воды, нагреваемой в КТАНе, зависят от возможного использования ее в котельной. Можно нагревать воду сырую или после водоподготовки, подпиточную воду, воду для горячего водоснабжения, для технических и иных нужд. Трубный пучок может иметь несколько независимых рядов трубок, т.е., можно нагревать различные потоки воды. В этом случае ряды труб располагаются в соответствии с выходными температурами нагреваемой воды. Холодные – сверху, горячие – снизу. В расчетах сначала определяют температуру рядов после первого по ходу газов ряда трубок. Разность температур газов и воды на выходе из предыдущего ряда, а также на входе в последующий ряд должна быть не менее 8…10 ⁰С. Если это условие не выполняется, то уменьшают тепловую нагрузку ряда и повторяют расчет.

Температуру газов и их влагосодержание на выходе из ряда труб можно найти по номограмме [20] по известному изменению энтальпии газов , где Q_i – теплопроизводительность ряда.

Если теплопроизводительность котла с подключением КТАНа меняется, то нужно выполнить перерасчет расхода топлива. Действительный расход топлива в котле:

,

где Q_кот – теплопроизводительность котла;

– теплопроизводительность КТАНа.

Расчет поверхности насадки КТАНа проводят для каждого ряда отдельно.

Поверхность данного ряда трубок:

.

Здесь – среднелогарифмическая разность температур воды и газов;

k_i – коэффициент теплопередачи:

.

Коэффициент =0.8…1.0 учитывает термическое сопротивление отложений внутри трубок;

коэффициент =0.98…1.0 учитывает термическое сопротивление отложений на наружной поверхности труб.

В насадке КТАНа используются трубки с наружным диаметром 20 мм с толщиной стенки 2 мм.

Со стороны газов коэффициент теплоотдачи определяется по формуле:

,

где – скорости газов и воды, соответственно. Принимают скорость газов 6…10 м/с, скорость воды – до 3 м/с. При коэффициенте избытка воздуха до 1.3 А₁=116.3, при > 1.3 А₁=104.7.

Со стороны воды:

, вт/м^{2 0}С.

Насадка КТАНа может выполняться из змеевиков или из пакета с трубными досками. Число рядов змеевиков равно 4, 6, 8, 10…

Проходное сечение для газов:

.

При шахматном расположении труб в пакете расстояние между трубками:

.

Расстояние между центрами трубок .

Высота слоя .

Ширина насадки при шахматном расположении _.

Расход орошающей воды равен (6…8)(l' + b) м³/ч.

Рис.6.15. Схема трубного пучка.

ПОВЕРХНОСТНЫЕ КОНДЕНСАЦИОННЫЕ ТЕПЛОУТИЛИЗАТОРЫ

На примере схемы теплоснабжения, представленной на рис. 6.4, определим целесообразность использования поверхностного КУ тепла уходящих газов в водогрейных котлах при закрытой схеме.

Целью конструктивного расчета поверхностного КУ является определение количества получаемой теплоты и необходимой площади поверхности теплообменных труб.

Порядок расчета может быть пояснен следующим образом.

Известными являются расход утилизируемых газов G_сг, начальная температура t_ух, влагосодержание х_ух, начальная температура нагреваемой воды t_в1. Для вычисления величины ∆i_ср требуется знать расход воды G_в и ее конечную температуру t_вк.

Задаются значения конечной энтальпии газов:

i_yx’=i_в”+∆,

где i_в” – энтальпия насыщенной парогазовой смеси при начальной температуре воды по таблице водяного пара по приложению или [3]),

∆ – превышение энтальпии газов по отношению к теоретически минимальному значению.

Далее определяют производительность КУ Q=G (i_ух–i_ух’),

выбирают значения t_к и рассчитывают G_в=Q/с(t_к-t_хв).

По формуле определяют ∆i_ср.

Наконец рассчитывают необходимую поверхность труб.

Расчёты в качестве примера проведены для различных температурных графиков теплосети (110, 120, 130, 140 и 150/70 °С) с последовательной схемой присоединения теплообменников ГВС с учетом типового соотношения расчетных нагрузок отопления и ГВС 4:1. Результаты этих расчетов в виде зависимостей температуры сетевой воды на выходе из теплообменника ГВС первой ступени от тепловой нагрузки котла показаны на рис. 6.16. Из графиков видно, что область эффективного конденсационного режима использования теплоутилизатора, соответствующая температуре нагрева воды ниже точки росы газов (55 °С), расширяется с повышением расчетной температуры сетевой воды. Соответственно увеличивается производительность теплоутилизатора.

Результаты расчета основных показателей работы теплоутилизатора приведены в таблице.

Таблица. Зависимость показателей работы теплоутилизатора от величины отопительной нагрузки и расчетной температуры сетевой воды

Показатели	Максимальная расчетная температура сетевой воды	Относительная нагрузка отопления
		1	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3
1. Тепловая нагрузка котла, ГДж/ч		8,38	7,07	6,38	5,68	5,02	4,58	3,68
2. Расход уходящих газов, кг/ч		3239	2734	2436	2136	1877	1697	1365
3. Расход сетевой воды, м3/ч	150 130 110	20 26,7 40
4. Температура обратной сетевой воды после охлаждения в теплообменнике ГВС первой ступени (t2), °С	150 130 110	50 54,5 57,5	45 48 52	42 44,5 49	38 41 46	35,5 38 43	32 35,5 43	29 35,5 43
5. Энтальпия насыщенной смеси при t2, КДж/кг	150 130 110	–* –* –*	202 240 374	178 197 333	145 170 297	129 145 267	107 129 267	92  129 267
6. Тепловая энергия, полученная в теплоутилизаторе, ГДж/ч	150 130 110	0,25 0,25 0,25	0,52 0,48 0,34	0,59 0,54 0,40	0,58 0,53 0,43	0,54 0,51 0,43	0,52 0,49 0,43	0,52 0,49 0,43
7. Температура воды после теплоутилизатора, °С	150 130 110	53,3 56,8 57	51,2 52 54	49 49,3 51,4	45 45,8 48,6	42 42,6 45,6	38,7 39,9 45,6	38,7 39,9 45,6
8. Прирост КПД котла за счет применения теплоутилизатора, %	150 130 110	3,3 3,3 3,3	7,38 6,5 4,8	9,2 8 6,3	10,1 9 7,5	10,8 9,9 8,65	11,3 10,2 8,6	11,3 10,2 8,6

* Режим работы без конденсации водяных паров.

Примечание: поверхность нагрева КУ – 20,5 м²; поверхность нагрева котла – 65 м²

Отношение поверхности нагрева КУ (25 м²) к поверхности нагрева котла (65 м²) составило ~30%; в чугунных экономайзерах ВТИ, устанавливаемых за паровыми котлами, это отношение близко к 100%.

Рис. 6,16. Зависимость температуры в подающем трубопроводе, обратной сетевой воды t₂ и температуры воды после охлаждения в теплообменник первой ступени ГВС t'₂ от относительной тепловой нагрузки Q_0Т.

Пример расчета

Теплопроизводительность котла в точке излома:

Q_и= (0,41×0,8+0,2) Q_0Т^н = (0,41×0,8+0,2)×8,38×10⁹ = 4,42×10⁹ кДж/ч,

где Q_0Т^н =8,38×10⁹ГДж/ч – максимальная тепловая нагрузка котла.

Расход горючего газа:

В_г = Q_и/(Q_н^р η_к)= 4,42×10⁹/(40,1×10⁶×0,95)=117 м³/ч,

где Q_н^р =40,1×10⁴ Дж/кг- теплотворная способность газ.

Расход уходящих газов:

G_сг= В_г ·V_г=117×13,8 =1601 кг/ч,

где V_г=13,8кг/ м³ – удельная массовая доля уходящих газов.

Расход сетевой воды:

G_с= Q_0Т^н /[с_в(t₁-t₂)]=8,38×10⁹/[4,19×(130–70)]=33330 кг/ч,

где с_в=4,19кДж/кг·К, t₁ и t₂ - температуры в подающем и обратном трубопроводе.

Примем, что энтальпия газов на выходе из утилизатора:

∆i_yx=i_yx–(i”+∆i),

где i” – энтальпия насыщенной парогазовой смеси при температуре сетевой воды на входе в утилизатор, являющаяся теоретическим пределом охлаждения газов, ∆i превышение энтальпии охлажденных газов по отношению к теоретическому пределу.

Температура сетевой воды на выходе утилизатора из уравнения теплового баланса:

G_с с_в(t_к-t_2н)= G_сг (i_вх^г- i_ух^г)

33330×4,19×(t_к–35,5)=1601×(499–198),

откуда t_к=Δt_в+35,5=3,45+35,5=38,95 °С,

где t_2н =35,5°С - температура сетевой воды на входе в утилизатор;

i_вх^г и i_ух^г – энтальпия уходящих газов на входе и выходе утилизатора.

Теплопроизводительность:

Q= G_с с_вΔt_в =33,33×10³×4,19×3,45=481,8×10³ кДж /ч.

Разность энтальпий между теплоносителями: на входе в утилизатор 499–153=346 кДж/кг, на выходе принята 70 кДж/кг,

средняя разность по упрощенной среднелогарифмической формуле Δi_ср=346–70/ln(346)/70=180 кДж/кг (при расчете по точной формуле ∆i_ср=214 кДж/кг).

Поверхность нагрева

F= Q /(Δi_срb)=481,8×10³/(180×150)=17,8 м²,

где b=а/с_г=150кг/м² – коэффициент массообмена; с_г - теплоёмкость газов.

Плотность теплового потока

q=481,8×10³/17,8 =27×10³ кДж/м×ч=7,5 кВт/м² (у чугунных экономайзеров ВТИ, устанавливаемых за паровыми котлами q=12000– 13000 кДж /м²×ч).

Прирост КПД котла ∆η = 0,482×100/4,42=10,9%.

Расчет показателей при максимальной нагрузке отопления.

Расход продуктов сгорания:

Ģ=8,38×10⁹/ (40,1×10×0,95×13,8)=3260 кг/ч.

δτ=0,25×(130–70)×15=70–5=55 °С, что совпадает с точкой росы газов =56 °С, утилизатор работает в режиме без конденсации паров.

Температуру охлажденных газов на выходе утилизатора определим из соотношения:

Q= Ģ ×( t_вх – t_ух)=b× F × [(t_вх – t_к)+(t_ух–40)×0,5]

Q=3260×(180–t_ух)=150×17,8× [(180–t_к)+(t_ух–40)×0,5].

Примем t_к= 45 °С, тогда подбором t_ух=101 °С.

Тепло отданное газами:

Q= Ģ ×с_г ×( t_вх – t_ух)=3260×1,07× (180–101)=257500 кДж/ч.

Прирост КПД ∆η=0,2575 10⁶ 100/8,38 10⁹=3,07%

б, в) при тепловой нагрузке с конденсационным режимом Q=0,5 и 0,6

б) Q=0,5 δτ=7 °С.

Q=(0,5×0,8+0,2) ×8,38×10⁹=5,03×10⁹ кДж /ч.

G_сг=5,03×10⁹/(13,8 40,1×10⁶×0,95) =1830 кг/ч .

i_вых=140+70=210 кДж/кг.

Q=1830(499–210)=528000 кДж /ч.

∆η = 0,528×10⁶×100/(5,03×10⁹)=10,5%.

∆i_вх= 490–171=319 кДж /кг; ∆i_вых=70 кДж/кг; ∆i_ср=169 кДж/кг.

F=0,528×10⁶/(150×169)=20,7 м².

в) Q=0,6 δτ=4,3 °С

Q=(0,6×0,8+0,2)×8,38×10⁹=5,7×10⁹ кДж/ч.

G_сг=5,7×10⁹/(13,8×40,1×10⁶×0,95)= 2075 кг/ч.

i_вых=161+70=231 кДж/кг.

Q=2075×(499×231)=556000 кДж/ч;

∆η=0,556×10⁶×100/(5,7×10⁹)=9,7%.

∆i_вх=499–19=308 кДж/кг; ∆i_вых=70 кДж/кг; ∆i_ср=157 кДж/кг.

F=0,556×10⁶/(150×157)=23,6 м².

На рис. 6.17 показана зависимость температуры обратной воды из системы отопления t₂, после охлаждения в теплообменнике ГВС первой ступени t’₂, температуры точки росы уходящих газов t_р в течение отопительного сезона.

На рис. 6.18 показана зависимость прироста КПД котла ДЕ и отношения среднемесячной мощности к максимальной расчетной мощности Q по месяцам отопительного сезона.

На рис. 6.19 показано изображение процесса в I-d – диаграмме. Точки 1, 2 соответствуют начальному и конечному состоянию газов, точки 3, 4 тоже нагреваемой воды. Энтальпия в точке 2 превышает энтальпию в точке 3 на величину ∆.

Рис.6.17. Изменение температуры обратной воды из системы отопления t₂ и после охлаждения в теплообменнике ГВС первой ступени t'₂, относительной тепловой энергии, полученной в теплоутилизаторе и вырабатываемой в котле q_ут/q_к в течении отопительного сезона.

Рис.6,18. Зависимость прироста КПД котла Δη и отношения среднемесячной к максимальной расчётной мощности Q по месяцам отопительного сезона.

Рис. 6.19. Процесс охлаждения уходящих газов и нагрев воды в КУ.

На рис. 6.20 показана зависимость тех же энтальпий от температуры воды t_в. Значения энтальпий, соответствующих температуре воды берутся из таблицы [3] или из приложения.

Рис.6.20. Изменение энтальпии уходящих газов воды от температуры воды.

Представленные выше расчеты относятся к режимам близким к предельному охлаждению уходящих газов котла, при которых их температура снижается до 40-45 °С, а влагосодержание уменьшается в 2-3 раза.

Уменьшение выбросов влаги в атмосферу является положительным фактором, но низкая температура дымовых газов ухудшает условия рассеивания вредных выбросов. Кроме того, глубокое охлаждение газов требует значительные площади поверхности теплообмена. Оптимальным решением в этой ситуации может стать некоторое ограничение степени охлаждения газов с уменьшением производительности теплоутилизатора и, соответственно, снижением экономии тепловой энергии.

Таким образом, использование теплоты уходящих газов газифицированных котлов в КУ может повысить КПД котлов при предельно глубоком охлаждении газов на 9-10%. Оптимальная температура охлаждения газов и, соответственно, экономия тепловой энергии и прирост КПД выбираются по технико-экономическим соображениям.