Энергосбережение на источниках тепловой энергии

1.

ЛЕКЦИЯ 3
Энергосбережение на источниках
тепловой энергии
СОДЕРЖАНИЕ
3.1. Тепловые потери и КПД котельного агрегата
3.2. Меры по снижению потерь и повышению КПД котлов
и котельных
3.2.1. Использование теплоты непрерывной продувки паровых
котлов
3.2.2 Перерасход топлива, связанный с неполным возвратом
конденсата
3.2.3 Снижение потерь с уходящими газами и утилизация теплоты
уходящих газов
3.3 Коэффициент полезного действия котельного агрегата
и экономия топлива в котельной
3.4 Экономия топлива и снижение вредных выбросов
источником тепловой энергии
Литература
Контрольные
вопросы
и
примеры
самостоятельного решения
Москва, 2021 г.
задач
для

2.

3.1. Тепловые потери и КПД котельного агрегата
Qотп = Bт Qнр инетто
Qрасп =
Рис. 3.1. К тепловому балансу энергетического котла.
Рассмотрим так называемый прямой метод составления баланса.
Баланс составляем в единицах количества теплоты. Без разделения
потерь по составляющим и без учета теплоты, вносимой в котел с топливом
и воздухом.
Qрасп = Qвыр + Qипот
ВQнр = ВQнр + ВQнр (1 − )
бр
и
Если
=
Qвыр
Qрасп
Qипот
= 1−
Qрасп
вырабатываемое
количество
теплоты
представить
через
параметры пара и питательной воды, то получим
Qвыр = BQнр бр = Dп (hп − hп.в )
Отсюда можно получить КПД брутто парового котла в виде
бр =
Qвыр
Qрасп
=
Dп (hп − hп.в )
BQнр
,
(3.1)

3.

где Dп — производительность котла; hп , hп.в — энтальпии пара на выходе из
котла и питательной воды на входе в котел; B — расход топлива. Суммарные
потери теплоты (различного происхождения) в этом случае равны
Qпот = BQнр − Dп (hп − hп.в ) = BQнр − BQнр бр = BQнр (1 − бр ) ,
а расход топлива на выработку пара в паровом котле
B=
Qвыр
Qрасп
=
Dп (hп − hп.в )
Qнр бр
,
(3.2)
.Здесь КПД определяется через заданные расходы топлива и полезную
нагрузку котла (его производительность по теплу). Суммарные потери
определяются через КПД котла и их распределение по отдельным
источникам потерь не определено.
Рассмотрим т.н. метод обратного баланса. Приход теплоты —
максимальное количество вводимой в топку котла теплоты — называется
располагаемой теплотой Qpасп , в которую входят низшая рабочая теплота
сгорания топлива Qнp ; физическая теплота топлива Qф.т , если топливо
предварительно нагревается (мазут); физическая теплота воздуха Qф.в ;
физическая теплота Qп , вводимая с паром, при паровом распылении топлива
(в паромеханических форсунках). С учетом физической теплоты топлива,
воздуха и пара (при паровом распылении топлива) приходная часть баланса
котла записывается как
Qрасп = ВQнр + Qф.т + Qф.в + Qп
Если составлять тепловой баланс котла относительно температуры
окружающего воздуха, пренебречь физической теплотой топлива и не
учитывать теплоту парового дутья в форсунках, то
Qрасп = ВQнр
Расходная часть теплового баланса Qрасх включает в себя полезно
р
использованную теплоту ВQн , а также потери теплоты с уходящими

4.

топочными газами Q2, химической Q3 и механической Q4 неполнотой
сгорания топлива, от наружного охлаждения ограждений котла Q5, с
физической
теплотой
шлаков
Q6,
на
аккумуляцию
ограждающих
конструкций Qак (при нестационарных условиях работы установки).
Для стационарных условий (Qак=0)
ВQнр = ВQнр + Q2 + Q3
+ Q4 + Q5 + Q6 + Qак .
Если расход топлива представлен за определенный период, то баланс
составлен в единицах количества тепловой энергии (Дж), если задаем расход
в единицу времени, то баланс будет представлен в единицах мощности (Вт).
Разделив на ВQнр и умножив на 100%, получим формулу теплового
баланса в относительных единицах (%)
100 = + q2 + q3 + q4 + q5 + q6
Из последней записи следует, что коэффициент полезного действия
котла (%) будет:
бр = 100 − q2 − q3 − q4 − q5 − q6
(3.3)
В этом методе исходными данными являются составляющие тепловых
потерь. Рассмотрим отдельные составляющие потерь котлом. Примерное
распределение тепловых потерь котлоагрегатами [2]:
- потери с уходящими газами q2 = 3-7%;
-суммарные потери от механического и химического недожога при
сжигании твердого топлива q3 + q4 = 1-7%;
- при сжигании жидкого топлива - q3 + q4 = 1-1,5%;
- при сжигании газового топлива q3= 0,5-3% (при сжигании газового
топлива потери от механического недожога q4 = 0);
- потери в окружающую среду q5= 0,5-1,5%.
Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки: учебник
для техникумов.- М.: Химия, 1980.
Потери с уходящими газами наиболее значимые из рассматриваемых
потерь энергии.

5.

q2 =
0
(hу.г − у.г hх.в
)(100 − q4 )
Qнр
,
(3.4)
где где hу.г– энтальпия уходящих газов при их температуре и коэффициенте
0
избытка воздуха в уходящих газах αу.г; hх.в – энтальпия холодного воздуха
при его температуре; у.г – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;
100 – q4 –доля сгоревшего топлива. Коэффициент избытка воздуха в
уходящих газах у.г, зависит от коэффициента расхода воздуха в топке т и
балластного воздуха, присосанного в газоходы котла, находящиеся обычно
под разрежением. Для современных котельных агрегатов у.г т. Ниже в
табл. 1 приводятся значения коэффициента избытка воздуха в топке котла,
обеспечивающий максимальную полноту сгорания топлива, в зависимости от
вида топочного устройства и топлива.
В табл. 3.1 приводятся параметры уходящих газов: коэффициент
избытка воздуха и температура уходящих газов для различных видов
топлива.
Таблица 3.1
Значения
коэффициента
избытка
воздуха
т,
обеспечивающего
максимальную полноту сгорания топлива
Вид топочного устройства и топлива
Коэффициент
избытка
воздуха
Газ и мазут
1,05-1,25
Слоевое сжигание
1,2-1,25
Твердое топливо и механические топки
1,3-1,4; 1,4-1,8
Таблица 3. 2
Параметры уходящих газов: коэффициент избытка воздуха в уходящих
газах и температура уходящего газа

6.

По упрощенной формуле потери с уходящими газами можно
рассчитать как [3]:
у.г
q2 = K у.г + C t у.г −
tх.в (1 − 0, 01q4 ) KQ 10−2 %
, (3.5)
у.г + b
q4 - потери тепла с механической неполнотой сгорания, %; К Q - поправочный
коэффициент, учитывающий тепло, внесенное в котел с подогретым
воздухом и топливом. К, С, b - коэффициенты, зависящие от сорта и
приведенной влажности топлива, усредненные значения которых для
некоторых топлив приведены в табл. 3.3.
Таблица 3.3
Коэффициенты в уравнении (3.5), зависящие от сорта и приведенной
влажности топлива
Топливо
Антрациты
К
3,5 + 0,02 W п ≈ 3,53
С
b
0,32 + 0,04 W п ≈ 0,38
0,12
Мазут, нефть
~ 3,5
~ 4,5
0,13
Природные газы
3,53
0,60
0,18
Попутные газы
3,52
0,62
~ 0,18
РД 153-34.1-26.303-98 Методические указания по проведению эксплуатационных
испытаний котельных установок для оценки качества ремонта
Пример 3.1. Рассчитать КПД котла брутто и расход топлива для
заданных условий. Паропроизводительность котла 25 т/ч, давление в
барабане 1,4 МПа, температура питательной воды 90
оС,
температура
уходящих газов 185 оС, температура воздуха 25 оС. В котле сжигается газовое

7.

р
топливо с низшей теплотой сгорания Qн = 35 МДж/нм3. Коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах у.г = 1,17.
Решение. Используем метод обратного теплового баланса котла. С
учетом, что сжигается газовое топливо, КПД брутто
бр = 100 − q2 − q3 − q5 .
Рассчитываем потери с уходящими газами, предварительно по табл. 3.3
определяем коэффициенты, входящие в формулу для расчета q2: К=3,53; С =
0,6; b = 0,18.
у.г
q2 = K у.г + C t у.г −
tх.в (1 − 0, 01q4 ) KQ 10−2 % =
у.г + b
1.17
= 3,53 1,17 + 0, 6 185 −
25 10−2 % = 5,8%
1,17 + 0,18
Потери с химическим недожогом топлива и потери в окружающую
среду зададим в виде оценок:
q3 = 1,5%
q5 = 1, 2%
КПД котла брутто
бр = 100 − q2 − q3 − q5 = 100 − 5,8 − 1,5 − 1, 2 = 91,5%
Энтальпию пара определим по таблице 3.4 свойств воды и водяного
пара hп = 2791,4 кДж/кг. Энтальпия питательной воды по расчету при
заданной температуре hп = 4.19*90=377,1 кДж/кг.
3
Расход пара Dп = 25 10 кг/ч
Расход топлива составит:
B=
Dп (hп − hп.в )
Qнр бр
=
25 103 (2791, 4 − 377,1)
35 103 0,915
= 1885
нм3/ч.
Ответ. КПД брутто котла 0,91%, часовой расход газа 1885 нм3/ч.

8.

Таблица 3.4
Свойства воды и водяного пар в состоянии насыщения.
Абсолютное
давление
р, МПа
(кгс/см2)
0,1 (1)
0,9 (9)
1,4 (14)
2,4 (24}
3,9 (40)
Температура Энтальпия жидкости
насыщения
Энтальпия сухого
насыщенного пара
tн,С
99,1
174,5
194,1
220,7
249,1
кДж/кг
415,6
.739,5
826,7
947,8
1082,/7
ккал/кг
99,2
176,5
197,3
226,2
258,4
кДж/кг
2676,6
2775,0
2791,4
2803,9
2813,0
ккал/кг
638,8
662,3
666,2
669,2
669,0
3.2. Меры по снижению потерь и повышению КПД котлов
и котельных
Меры по снижению потерь и повышению КПД котлов и котельных:
- глубокая утилизация теплоты дымовых газов (с конденсацией
содержащихся в них водяных паров);
- перевод паровых котлов в водогрейный режим, что позволяет
существенно повысить фактические КПД паровых котлов типов ДКВр, ДЕ и
др.;
-
рациональное
распределение
нагрузки
между
несколькими
одновременно работающими котлами;
- утилизация тепловой энергии продувочной воды при непрерывной
продувке;
- сбор и возврат конденсата в паровых котельных.
3.2.1. Использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов.
Различают два типа очистки: периодическая и непрерывная. Первая
предназначена для избавления от шламовых примесей, а вторая для
обеспечения необходимого минимального уровня содержания солей в

9.

котловой воде. Частота периодической и объём непрерывной продувок
определяется специалистами по техническому обслуживанию.
Непрерывная
продувка
барабанных
котлов
необходима
для
поддержания норм качества котловой воды, обеспечивающих требуемую
чистоту пара и отсутствие значительного образования отложений на
внутренних поверхностях нагрева. Непрерывная продувка - удаление из
котла ( обычно из барабана) части воды для уменьшения содержания солей в
оставшейся воде. Принципиальная схема непрерывной продувки приводится
на рис. 3..2.
Рис. 3.2. Принципиальная схема непрерывной продувки парового котла: 1- паровой
котел; 2 – сепаратор (расширитель) непрерывной продувки; 3 – теплообменник
охлаждения сепарированной воды; 4 – деаэратор; 5 – угловой предохранительный
клапан; 6- к охладителю выпара; 7 – слив в канализацию; 8 – подача химически
очищенной воды.
Потери (перерасход) топлива за год, кг/год, нм3/год без использования
теплоты продувочной воды (красная стрелка на рис. 2):

10.

Впг =
РDп (hк.в − hи.в )
Qнр
.
(3.6)
При непрерывной продувке часть котловой воды, доля которой
составляет Р=Gк.в/Dп от вырабатываемого пара, поступает в сепаратор
(расширитель) где вскипает и разделяется на сепарированный пар и
сепарированную воду (рис. 3.3). Сепарированный пар поступает в деаэратор,
сепарированная вода нагревает химически очищенную воду, поступающую
также в деаэратор. В результате часть теплоты продувочной (котловой) воды
возвращается в цикл выработки тепловой энергии в котельной.
Энтальпии котловой воды, сепарированного пара и сепарированной
воды вычисляются в зависимости от давлений в барабане котла и в
сепараторе (расширителе) непрерывной продувки 1.
Рис. 3.3. К расчету расходов сепарированного пара и сепарированной воды.
Расходы сепарированного пара и сепарированной воды и их доли
определяются из уравнений материального и теплового баланса по удельным
энтальпиям теплоносителей.

11.

Gк.в = Gс.п + Gс.в
Gк.в hк.в = Gс.п hс.п + Gс.в hс.в
Gс.п = Gк.в − Gс.в
Gк.в (hк.в − hс.в ) = Gс.п (hс.п − hс.в )
G
= с.п =
Gк.в
hк.в − hс.в
hс.п − hс.в
Gс.в = Gк.в − Gс.п
G
h −h
1 − = с.в = с.п к.в
Gк.в hс.п − hс.в
Экономия топлива за год, кг/год, нм3/год, при использовании теплоты
продувочной воды может быть рассчитана по формуле:
'
РDп (hс.п − hи.в ) + (1 − )(hс.в − hс.в
)
г
Вэ =
,
103 Qнр
(3.7)
где Р=Gк.в/Dп – доля расхода котловой от расхода пара; Dп - выработка пара
котлом, кг/ч, Qнр низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг; hи.в - удельная
'
энтальпия исходной химически очищенной воды, кДж/кг; hс.в
- энтальпия
сепарированной воды на выходе из теплообменника, кДж/кг; τ – время
работы котла за год, ч; η – КПД котла брутто; β - доля расхода
сепарированного пара от расхода котловой воды
G
= с.п =
Gк.в
hк.в − hс.в
hс.п − hс.в
.
Годовая экономия в условном топливе, кг у.т./год, составит
(h − h ) + (1 − )(h − h' )
р
РD
п
с.в
с.в
Q
с.п и.в
Вуг = В г н =
.
Qут
Qут
Коэффициент использования теплоты продувочной воды
(3.8)

12.

'
Qэ (hс.п − hи.в ) + (1 − )(hс.в − hс.в
)
=
=
.
Qп
hк.в − hи.в
(3.9)
В итоге, экономия топлива, кг/год, нм3/год, в случае использования теплоты
продувочной воды может быть представлена как
Вэг = Впг ,
а полезно используемая теплота, Дж, кал, сэкономленная в результате
применения продувки
Qэ = Gк.в. (hк.в − hи.в ) = РDп (hк.в − hи.в ) .
Пример 3.3. Рассчитать количество полезно используемой теплоты
продувочной воды в котельной при установке сепаратора и теплообменника,
если давление в барабане парового котла 17 МПа, а давление в сепараторе
непрерывной продувки 0,7 МПа. Паропроизводительность котельной 600 т/ч,
расход
продувочной
воды
составляет
6%
паропроизводительности
котельной. Среднегодовая температура исходной воды tи.в = 6оС (энтальпия
24,1 кДж/кг Среднегодовая температура сепарированной воды на выходе из
'
теплообменника tс.в = 40 оС (энтальпия hс.в
= 167,6 кДж/кг). Годовое число
часов использования пара 5000 ч/год.
Решение.
Рассчитаем
коэффициент
использования
теплоты
продувочной воды, предварительно определив энтальпии котловой воды,
сепарированного пара и сепарированной воды по давлениям насыщения в
барабане котла и сепараторе. По таблицам свойств воды и пара в состоянии
насыщения hк.в = 1691,6 кДж/кг, hс.в = 1267,7 кДж/кг, hк.п = 2771,4 кДж/кг.
Доля расхода сепарированного пара составляет
G
= с.п =
Gк.в
hк.в − hс.в 1691, 6 − 1267, 7
=
= 0, 28 .
hс.п − hс.в 2771, 4 − 1267, 7
Коэффициент использования теплоты продувочной воды:

13.

'
(hс.п − hи.в ) + (1 − )(hс.в − hс.в
)
=
=
hк.в − hи.в
0, 28(2771, 4 − 24,1) + (1 − 0, 28)(1267, 7 − 167, 6)
= 0,936
1691, 6 − 24,1
=
Расход котловой воды:
Gк.в. = PD = 0, 06 600 103 / 3600 = 10 кг/с
Полезно используемая теплота продувочной воды в котельной при
установке сепаратора и теплообменника будет равна, кВт ч
Qпр = Gк.в. (hк.в − hи.в ) = 0,936 10 (1267,7 − 24,1) 5000 = 58200480 кВт ч
Ответ. Qпр =58,2 ГВт ч/год.
Пример 3.4. Рассчитать перерасход топлива за год, если теплота
продувочной воды не используется. Давление в барабане парового котла 17
МПа. Паропроизводительность котельной 600 т/ч, расход продувочной воды
составляет
6%
паропроизводительности
котельной.
Среднегодовая
температура исходной воды tи.в = 6оС (энтальпия 24,1 кДж/кг Годовое число
часов использования пара 5000 ч/год. Используемое топливо – природный
газ с теплотой сгораний 35 МДж/нм3, КПД котельной установки 0,9.
Решение.
Среднегодовую
удельную
энтальпию
котловой
воды
находим по таблице свойств воды и водяного пара при давлении 17 МПа: hк.в
= 1691,6 кДж/кг.
Расход котловой (продувочной воды) воды:
Gк.в. = PD = 0, 06 600 103 / 3600 = 10 кг/с
Перерасход топлива за год без использования теплоты продувочной
воды, нм3/год:
Впг =
РDп (hк.в − hи.в )
Qнр
=
10 (1691, 6 − 24,1)
3
35 10 0,9
5000 3600
= 9528571=9,53 106
3.2.2 Перерасход топлива, связанный с неполным возвратом конденсата

14.

Рассмотрим тепловой и материальный (по воде) баланс паровой
котельной. Материальные и тепловые потоки условно показаны на рис. 3.4.
Уравнение теплового баланса представлено формулой (3.10), а теплового –
формулой (3.11).
Рис. 3.4. К тепловому и матеоиальному балансам котельной.
'
BQнр + Gи.в hи.в + Gк hк = Dп hп + Gс.в hс.в
+ BQнр (1 − η) ,
(3.10)
Dп + Gс.в = Gи.в + Gи.в ,
(3.11)
где Gс.в , Gи.в и Gк - массовые расходы сепарированной воды, исходной
воды (сырой) и конденсата, кг/ч;
'
hс.в
hи.в и hк - удельные энтальпии
сепарированной воды, сливаемой в канализацию, исходной воды и
конденсата, кДж/кг.
Расходы воды представим в виде долей от паропроиводительноти
котельной:
Gк = Dп
Gс.в = РDп (1 − )
Gи.в = Dп + РDп (1 − ) − Dп = РDп (1 − ) + (1 − ) Dп

15.

Подстановкой расходов в уравнение баланса (3.10), получим
'
BQнр − BQнр (1 − η) = Dп (hп − hи.в ) + РDп (1 − )(hс.в
− hи.в ) −
− Dп (hк − hи.в )
.
Из последней записи уравнения теплового баланса котельной следует,
что расход топлива на выработку пара при частичном возврате конденсата
составит
'
Dп (hп − hи.в ) + РDп (1 − β)(hс.в
− hи.в ) − Dп (hк − hи.в )
B =
. (3.12)
Qнр η
Расход топлива при условии полного возврата конденсата получим,
подставив в формулу (3.12) φ =1:
'
Dп (hп − hк ) + РDп (1 − β)(hс.в
− hи.в )
B =1 =
.
Qнр η
(3.13)
Перерасход топлива, связанный с неполным возвратом конденсата
получим, как разность расходов (3.12) и (3.13):
В =
=
Dп (hп − hи.в ) − Dп (hк − hи.в ) − Dп (hп − hк )
=
Qнр η
Dп (1 − )(hк − hи.в )
Qнр η
.
(3.14)
Пример 3.5. Рассчитать часовой перерасход газового топлива паровой
котельной, если невозврат конденсата составляет величину φ= 0,5 от
паропроизводительности котельной Dп =40 т/ч. Среднегодовая температура
исходной воды tи.в = 9 оС. Температура возвращаемого конденсата 100 оС.
Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто равен 0,9.
Теплота сгорания природного газа Qнр = 35 МДж/нм3.
Решение. Чтобы ответить на вопрос задачи, необходимо рассчитать
удельные энтальпии конденсата и исходной воды по заданным температурам
и поставить полученные значения в формулу (3.14).
hк = с p tк = 4,19 100 = 419 кДж/кг,

16.

hи.в = с p tи.в. = 4,19 9 = 37.7 кДж/кг.
Dп (1 − )(hк − hи.в ) 40 103 (1 − 0,5)(419 − 37, 7)
В =
=
= 242,1 нм3/ч.
Qнр η
35 103 0,9
Ответ. Перерасход газа составит 242,1 нм3/ч.
3.2.3 Снижение потерь с уходящими газами и утилизация теплоты
уходящих газов
Снижению потерь с уходящими газами способствуют [1]:
автоматическое поддержание оптимального коэффициента избытка
воздуха в топке котла αт (рис. 6.11) и снижение присосов воздуха по его
тракту;
поддержание чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева,
что позволяет увеличить коэффициент теплопередачи от дымовых газов к
воде;
увеличение площадей хвостовых поверхностей нагрева;
поддержание в барабане парового котла номинального давления,
обеспечивающего расчетную степень охлаждения газов в хвостовых
поверхностях нагрева (только барабанные котлы);
поддержание
расчетной
температуры
питательной
воды,
определяющей температуру уходящих после экономайзера дымовых газов;
перевод котлов с твердого или жидкого топлива на природный газ и др.
Важным энергосберегающим мероприятием в котельных является
глубокая утилизация теплоты дымовых газов (с конденсацией содержащихся
в них водяных паров), которая осуществляется путем установки перед
дымососом конденсационного теплообменника –утилизатора (КТУ).

17.

Рис. 3.5. Пример применения конденсационного теплообменника для повышения
эффективности использования топлива в котельной установке:
1 — паровой котел; 2 — водяной экономайзер; 3 — деаэратор; 4 — кожухотрубный
теплообменник для подогрева химически очищенной воды; 5 — система химводоочистки;
6 — конденсационный теплообменник-утилизатор; 7 — сборник конденсата; 8 —
гидравлический затвор; 9 — каплеуловитель; 10 — вентилятор-дымосос; 11 — бак сбора
конденсата; 12 — кожухотрубный теплообменник для подогрева сетевой воды; 13 —
редукционная установка; 14 — байпасный газоход; 15 — основной газоход; 16 —
трубопровод подачи выпара в основной газоход
Пример
применения
КТУ
для
повышения
эффективности
использования природного газа в котельных установках показан на рис. 3.5
[1]. Продукты сгорания природного газа после котла 1 поступают в водяной
экономайзер 2, где охлаждаются до температуры 135— 150 °С, и затем
разделяются на два потока. Приблизительно 70—80 % газов по основному
газоходу 15 поступает в КТУ 6 поверхностного типа, остальная часть их идет
в байпасный газоход 14. В утилизаторе 6 продукты сгорания охлаждаются
сырой водой до температуры 35—40 °С, при этом происходит конденсация
части содержащихся в них водяных паров, что позволяет полезно
использовать как физическую теплоту дымовых газов, так и скрытую теплоту
конденсации части содержащихся в них водяных паров. Охлажденные

18.

продукты сгорания, смешиваясь после каплеуловителя 9 с проходящими по
байпасному газоходу 14 неохлажденными продуктами сгорания, отводятся
дымососом 10 через дымовую трубу в атмосферу. Подогретая в КТУ 6 вода
последовательно проходит через систему химводоочистки 5, кожухотрубный
теплообменник 4, термический деаэратор 3, водяной экономайзер 2 и
подается на подпитку в паровой котел 1.
Суммарная экономия энергии определяется снижением температуры
уходящих газов (Qух), конденсацией из них водяных паров (Qк), а также
использованием теплоты образовавшегося конденсата для подогрева,
например, химически очищенной воды, идущей на подпитку котла.
3.3 Коэффициент полезного действия котельного агрегата и
экономия топлива в котельной.
Удельный расход условного топлива, кг у.т., на выработку 1 ГДж
тепловой энергии вычисляют по формуле
b=
34,12
бр
ка
;
(3.15)
если надо рассчитать расход условного топлива, кг у.т., при выработке 1 Гкал
тепловой энергии, используют формулу
b=
142,86
бр
ка
,
(3.16)
где бр
ка — КПД котлоагрегата (брутто) при номинальной загрузке
котлоагрегата; 34,12 и 142,86 — теоретически необходимые удельные
затраты условного топлива на выработку соответственно 1 ГДж и 1 Гкал
тепловой энергии.
Потребность в условном топливе для котельной, т у.т., находят
умножением общего количества вырабатываемой теплоты Qвыр, на удельную
норму расхода условного топлива для выработки 1 ГДж (Гкал) теплоты:
B = bQвыр∙10–3,
(3.17)

19.

где В — количество топлива на планируемый период, т у.т.; b — удельный
расход условного топлива, кг у.т/ГДж (кг у.т/Гкал).
КПД
испытаний
котлоагрегата
котлоагрегата,
определяют
на
основании
находящегося
в
теплотехнических
технически
исправном
и
отлаженном состоянии.
При наличии в котельной нескольких, котлов норму расхода условного
топлива, кг у.т/ГДж (кг у.т/Гкал) на выработку теплоты за планируемый
период определяют как средневзвешенную по формуле
N
biQi
bср = i =1
n
,
(3.18)
Qi
i =1
где bi — норма удельного расхода топлива для каждого котла, кг у.т/ГДж (кг
у.т/Гкал); Qi — выработка теплоты (пара) каждым котлом за планируемый
период, ГДж (Гкал); N — число котлов.
Пересчет условного топлива в натуральное выполняют в соответствии с
расходом условного топлива и значением рабочей низшей теплоты сгорания
натурального топлива по формулам:
Bт =
29,33B
Bт =
;
Qнр
7000 B
(Qнр )
,
(3.19)
(3.20)
где 29,33 и 7000 — низшая теплота сгорания условного топлива
соответственно в МДж/кг у.т. и ккал/кг у.т.; В — расход условного топлива,
кг у.т.; Qнр — рабочая низшая теплота сгорания жидкого и твердого топлива,
МДж/кг (ккал/кг), или газообразного, МДж/м3 (ккал/м3). Здесь и далее (если
не оговорено специально) приводится объем газа при нормальных условиях
(при давлении 101 325 Па и температуре 0 °С).
Удельный расход условного топлива, кг у.т/ГДж или кг у.т/Гкал, на
отпуск тепловой энергии, можно определить по формулам соответственно

20.

bотп =
bотп =
34,12
нетто
ср.к
;
(3.21)
,
(3.22)
142,86
нетто
ср.к
где нетто
ср.к — средний КПД (нетто) котельной с учетом расхода теплоты на
собственные нужды котельной:
( )
бр
нетто
ср.к = ка
( )
где бр
ка
ср
ср
(1 − Kс.н ) ,
(3.24)
— средний КПД котлов, установленных в котельных; Kс.н —
коэффициент, учитывающий расход топлива на собственные нужды
котельной, определяется по формуле
N
bс.н i
K с.н = i =1
b
,
(3.25)
где bс.н i — удельный расход условного топлива на i-е нужды котельной, кг
у.т/ГДж (кг у.т/Гкал); b — удельный расход условного топлива на выработку
теплоты, кг у.т/ГДж (кг у.т/Гкал). Суммирование проводится по всем видам
собственных нужд.
Связь между удельным расходом топлива на отпуск и выработку
теплоты можно представить в виде
bотп =
b
.
(1 − K с.н )
(3.26)
Связь между КПД и выработкой (отпуском) тепловой энергии, а также
удельным расходом условного топлива представлена на рис 3.5.

21.

Рис. 3.5. Связь между КПД и выработкой (отпуском) тепловой энергии, а
также удельным расходом условного топлива
Пример 3.6. Насколько % уменьшится удельный расход условного
топлива котельной на выработку 1 Гкал тепловой энергии, если КПД
котельной
установки
в
результате
проведения
энергосберегающих
мероприятий увеличится с 80 до 85%?
Решение. Вычисляем удельные расходы условного топлива котельной
при двух значениях КПД котельной установки, кг у.т./Гкал:
bут1 =
bут2 =
142,86
бр
и1
142,86
бр
и2
=
142,86
= 178,58
0,8
=
142,86
= 168,07
0,85

22.

Вычисляем
котельной
на
уменьшение
выработку
1
удельного
Гкал
расхода
тепловой
условного
энергии
топлива
относительно
первоначального значения (при КПД 0,8):
bут
bут1
=
178,56 − 168,07
= 0,059
178,56
Ответ можно получить в одно действие:
bут bут1 − bут2 0,142,86 / бр
− 0,142,86 / бр
и1
и1 =
=
=
бр
bут1
bут1
0,142,86 / и1
бр
бр
1 и2 − и1 0,85 − 0,8
бр 1
=
= и1
−
=
= 0,059
бр
бр бр
0,85
и2
и1
и2
Ответ. Удельный расход условного топлива уменьшится на 5,9%.
Пример 3.7. Определить изменение в расходах топлива и КПД
котельной, вырабатывающей 105 Гкал/год тепловой энергии, при переводе ее
с мазута на природный газ, если известно, что удельный расход мазута
составлял 131 кг/Гкал, а удельный расход природного газа составляет 137
м3/Гкал. Низшая рабочая теплота сгорания мазута 9500 ккал/кг, природного
газа — 8100 ккал/м3.
Решение. Переводим годовой расход мазута в условное топливо:
Qр
9500
Bм.у = bм н.м = 131 102
= 177,8 102 т у.т/год.
7000
7000
Годовой расход природного газа составит
Bг = bгQвыр = 137∙105 м3/год,
что эквивалентно потреблению условного топлива в количестве
Bг.у = Bг
р
Qг.м
8100
= 137 105 10−3
= 158,5 102 т у.т/год.
7000
7000
Уменьшение расхода условного топлива при переходе с мазута на
природный газ составит
B = Bм.у − Bг.у = (177,8 − 158,5)102 = 19,3 102 т у.т/год.
При работе на мазуте КПД котельной (брутто)

23.

бр
к.м =
142,86
142,86
142,86
=
=
= 0,80 .
2
−3
5
−
3
bм.у
(177,8
10
10
/10
)
Bм.у 10 / Qвыр
(
)
При работе на природном газе КПД котельной (брутто)
бр
к.г =
142,86
142,86
142,86
=
=
= 0,90 .
bг.у
(158,5 102 10−3 /105 )
Bг.у 10−3 / Qвыр
(
)
Расход топлива при переходе с мазута на природный газ уменьшится
на 1930 т у.т/год, КПД котельной (брутто) возрастет на 10 % .
3.4 Экономия топлива и снижение вредных выбросов в
атмосферу источником тепловой энергии
Существует тесная взаимосвязь между ростом производства энергии
и
загрязнением
окружающей
среды.
Основная
доля
энергии
вырабатывается при сжигании органического топлива. При сжигании
различных видов топлива в атмосферу с отходящими газами попадают
вредные вещества, такие как оксид углерода, диоксид серы, оксиды азота,
полициклические ароматические углеводороды, пылевые выбросы.
Выбросы в атмосферу продуктов сгорания приводят не только к
прямому токсическому и канцерогенному воздействию на организмы
живых существ, но и к глобальным экологическим проблемам:
парниковому
эффекту,
разрушению
озонового
слоя
атмосферы,
что
накопление
кислотным осадкам.
Наибольшую
озабоченность
вызывает
то,
углекислого газа и других многоатомных газов (метана, диоксида азота) в
атмосфере
приводит
к
возникновению
парникового
эффекта
и
глобальному потеплению климата с возможными катастрофическими
последствиями.
Массовый выброс продуктов сгорания топлива и снижение выбросов за
рассматриваемый
период
можно
представленным в табл. 3.5 (mi):
оценить
по
удельным
выбросам,

24.

M i = mi Bт
M i = mi Bт
(3.27)
Bт - расход топлива за рассматриваемый период, кг, нм3; Bт - снижение
расхода
топлива
за
рассматриваемый
период
в
результате
энергосберегающих мероприятий, кг, нм3.
Например, для оценки массового выброса диоксида углерода и его
снижения при снижении потребления органического топлива на источнике
можно воспользоваться формулами
M CO2 = mCO2 Bт
(3.28)
M CO2 = mCO2 Bт
В частности, если оцениваются выбросы за год работы котельной, то
массовый выброс продуктов сгорания топлива и снижение выбросов за год
можно определить как
M i = mi Bтгод
M i = mi2 Bтгод
(3. 29)
Bтгод - годовой расход топлива, кг, нм3; Bтгод - снижение расхода
топлива за год в результате энергосберегающих мероприятий, кг, нм3.
Пример 3.8. Полезная тепловая нагрузка потребителя составляет 1
Гкал/ч. КПД нетто источника тепловой энергии ηи=0,8. Для выработки
тепловой энергии на источнике используется природный газ с рабочей
низшей теплотой сгорания Qнр=8353 ккал/нм3. Потери в тепловой сети
составляют 15%. Потери у потребителя равны 10%. Система работает 5000
часов в году.
Насколько снизится годовой выброс СО2 в атмосферу на источнике,
если
потери
теплоты
в
тепловой
сети
в
результате
энергосберегающих мероприятий уменьшатся на 1%?
реализации

25.

Решение. Полезная тепловая нагрузка потребителя составляет 1
Гкал/ч=106 ккал/ч. КПД нетто источника тепловой энергии ηи=0,8, ηп=0,9,
ηтс=0,85 (после энергосберегающих мероприятий ηтсу=0,86 ).
Разница в годовом расходе топлива на источнике при уменьшении
потерь в сети на 1% составит, нм3/год
Bтгод =
Bтгод
Qпол
Qнр инт п
−
Qпол
Qнр инт п
=
Qпол 1
1
−
у
Qнр инт п тс тс
1 106 5000 1
1
=
−
= 11373 .
8353 0,8 0,9 0,85 0,86
Снижение выбросов СО2 за год на источнике составит (в тоннах СО2)
M CO2 = mCO2 Bтгод = 2000 10−6 11373 = 22,75 .
Таблица 3.5
Пример Требуется оценить сокращение выбросов диоксида углерода,
если в результате проведения энергосберегающих мероприятий в системе
отопления предприятия удалось снизить потребление тепловой энергии на
ΔQ = 0,1 Гкал/ч. Предприятие получает тепловую энергию по тепловой сети
от котельной, использующей в качестве топлива природный газ с низшей

26.

р
теплотой сгорания Qн = 31 МДж/нм3. Коэффициент полезного действия
котельной ηк = 0,9. При передаче теплоты теряется 10 % энергии, т.е. КПД
передачи теплоты по тепловой сети ηтс = 0,9.
Решение. Разница в часовом расходе топлива на источнике при
уменьшении потребления тепловой энергии у потребителя на ΔQ = 0,1
Гкал/ч, нм3/ч
Q 106
0,1 4,19 103
Bт =
=
= 16, 69
31 0,9 0,9
Qнр инт тс
Часовое снижение выбросов СО2 составит, т /ч
M CO2 = mCO2 Bт = 2000 10−6 16,69 = 0,03338
Годовое снижение выбросов СО2 составит, т /год
год
M СО
= M CO2 365 24 = 0,03338 365 24 = 292 .
2
Литература
1. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях: учебник
для вузов / О.Л. Данилов, А.Б. Гаряев, И.В. Яковлев и др.; под ред А.В.
Клименко. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. стр. 145-170.
2. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки:
учебник для техникумов.- М.: Химия, 1980.
3. РД 153-34.1-26.303-98 Методические указания по проведению
эксплуатационных испытаний котельных установок для оценки качества
ремонта.
4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды
и водяного пара: справочник, изд. второе, исправленное и дополненное / М :
Энергоатомиздат,1984.

27.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.
1. Каковы теоретически необходимые удельные затраты условного
топлива на выработку 1 ГДж и 1 Гкал тепловой энергии?
2. КПД котельного агрегата и удельный расход условного топлива на
выработку единицы теплоты котельной.
3. Запищите выражения для определения КПД парового и водогрейного
котлов.
4.
Перечислите
основные
энергосберегающие
мероприятия,
рекомендуемые для котельных установок в целях уменьшения потерь
теплоты с уходящими газами.
5. Как влияет коэффициент избытка воздуха на КПД котла?
6. Почему перевод котла на газовое топливо приводит к росту его КПД
(брутто) и КПД (нетто)?
7. Зачем при использовании теплоты продувочной воды при
непрерывной продувке эту воду направляют в сепаратор?
ПРИМЕРЫ ЗАДАЧ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ
Пример С3.1. Рассчитать годовую экономию топлива при повышении
за счет энергосберегающих мероприятий КПД брутто котла с 85 до 87%.
Паропроизводительность котла 25 т/ч, энтальпия пара 2803 кДж/кг,
температура питательной воды 90оС, продолжительность работы котла τ =
5000 часов в году. Топливо – мазут с низшей теплотой сгорания 39 МДж/кг.
Пример С3.2. Рассчитать перерасход топлива за год, если теплота
продувочной воды не используется. Давление в барабане парового котла
2,4 МПа. Паропроизводительность котельной Dп=30 т/ч, расход продувочной
воды составляет Р=5% паропроизводительности котельной. Среднегодовая
температура исходной воды tи.в = 10оС. Годовое число часов использования
пара 5000 ч/год. Используемое топливо – мазут с теплотой сгораний 39
МДж/кг, КПД котельной установки 0,85.
Пример С3.2. Требуется оценить сокращение выбросов диоксида
углерода, если в результате проведения энергосберегающих мероприятий

28.

в системе отопления предприятия удалось снизить потребление тепловой
энергии на ΔQ = 0,2 Гкал/ч. Предприятие получает тепловую энергию по
тепловой сети от котельной, использующей в качестве топлива природный
р
газ с низшей теплотой сгорания Qн = 34 МДж/нм3 . Коэффициент
полезного действия котельной ηк = 0,8. Следует считать, что при передаче
теплоты теряется 15 % энергии, т.е. КПД передачи теплоты по тепловой
сети ηтс = 0,85.