В.В. Виноградов, В.В. Кондратьев, А.Н. Орберг, Б.В. Сударев, В.Б. Сударев – ЗАО «ОРМА»

Известно, что при внедрении утилизаторов теплоты в системы, обслуживающие приводы различных энергетических установок – электрогенераторов, нагнетателей природного газа и т. д. – необходимо минимизировать их негативное воздействие на сам привод. В статье приведены некоторые технические решения в этом направлении.

Экономия энергетических ресурсов – главная задача энергетики России. Это связано с ростом дефицита энергии, резким сокращением инвестиций, износом действующего оборудования, существенным снижением его надежности [1]. Основным направлением развития отрасли на ближайшие годы должно стать рациональное сочетание централизованного и автономного производства энергии. В отдельных регионах страны целесообразно создавать местные энергогенерирующие объекты с использованием энергосберегающих технологий, которые обеспечат как автономную, так и параллельную работу с региональными энергосистемами [2].
Согласно расчетам [3], применение малых энергетических объектов на базе ДВС, ГТУ и/или ПГУ экономически оправдано – они не требуют привлечения крупных инвестиций и имеют быструю окупаемость. Эта тенденция нашла, например, отражение в программе Газпрома по строительству собственных электростанций и энергоустановок [2, 7].
Выбор тепловых схем и состава оборудования объектов малой энергетики определяется не только термодинамическим анализом, но и экономическими показателями – величиной капитальных вложений, графиком нагрузок, удельным расходом теплоты на замещающих конденсационных электростанциях и т. д. [4].
Малая энергетика, по данным Минэнерго России, это более 50 тысяч различных, преимущественно дизельных электростанций суммарной мощностью 17...18 млн кВт, что составляет 8% общей мощности всех электростанций.
Единичная мощность малых источников тепловой энергии не превышает 5 Гкал/ч (4,3 МВт). Таких объектов около 200 тысяч, и на их долю приходится более четверти производимого тепла. Они обеспечивают энергией половину территории России, не имеющей централизованного теплоснабжения [5]. Несмотря на очевидное преимущество комбинированной выработки энергии на малых ТЭЦ, ее производство по-прежнему осуществляется раздельно. В результате потребность в топливе увеличивается в полтора раза [6].
Во многих случаях теплоснабжение может быть обеспечено от утилизационных устройств ДЭС и ГТУ. Системы утилизации теплоты выпускных газов и воды, охлаждающей главный двигатель и дизель-генератор, давно применяются в энергоустановках на судах морского флота [8]. Этот опыт успешно используется при создании малых теплоэлектростанций, особенно в блочно-контейнерном исполнении, где необходимо обеспечить высокую компактность теплообменного оборудования.
Дизельные и газопоршневые электростанции размещаются в контейнерах. Их можно использовать как в районах Крайнего Севера, так и в условиях пустыни. Такие электростанции готовы к эксплуатации и требуют лишь фундамента упрощенной конструкции.
При комбинированном производстве энергии (когенерации) в состав теплообменного оборудования электростанции входят дополнительные теплообменные аппараты (ТА), утилизирующие теплоту выпускных газов двигателя (ТА «газ-жидкость») и теплоту жидкости, охлаждающей двигатель (ТА «жидкость-жидкость»).
Видно, что дополнительные ТА внедрены в газоотводную и охлаждающую систему двигателя внутреннего сгорания. Поэтому их теплогидравлические характеристики должны быть так «увязаны» с основной функцией двигателя, чтобы при эксплуатации не оказывать негативного воздействия на его надежность. Условия работы теплообменных аппаратов существенно отличаются: первый ТА эксплуатируется при сравнительно низких температурах теплоносителей; второй – не только при их более высокой температуре, но и при условии возможного загрязнения поверхности теплообмена частицами сажи.
При создании утилизационных ТА учитываются тип и мощность двигателя, вид топлива, расход масла на угар, параметры рабочих сред, габаритные размеры газоходов, условия эксплуатации и т. д.
Газожидкостные теплообменные аппараты дизельных электростанций сравнительно небольшой мощности (до 1 МВт) могут выполняться кожухотрубчатыми. Несмотря на низкое избыточное давление, выхлопные газы направляются внутрь прямых гладких труб, а нагреваемый теплоноситель (тосол или техническая вода) движется продольно-поперечным потоком в межтрубном пространстве. При таком исполнении ТА для компенсации различия в термических расширениях труб матрицы и корпуса теплообменника используются линзовые или сильфонные компенсаторы. Их размещают на корпусе теплообменника, защитный стакан практически исключает изменение структуры потока жидкости в межтрубном пространстве.
Выхлопные газы ДВС содержат липкие частицы сажи и/или несгоревшего смазочного масла. Они образуют на стенках труб пористые низкотеплопроводные отложения, существенно снижающие тепловую мощность утилизатора и увеличивающие аэродинамическое сопротивление его газового тракта. После механической очистки внутренней поверхности труб полностью восстанавливаются его исходные показатели. Наличие в конструкции ТА съемных крышек, приемной и выпускной камер значительно упрощает процесс очистки. Необходимость периодической чистки определяется по показаниям термодатчиков, установленных на подводящих и отводящих жидкостных и газовых патрубках.
Газоводяные утилизаторы могут быть введены в действие и остановлены при работающем двигателе. Повышение давления в межтрубном пространстве в результате частичного парообразования устраняется сбросом пара через предохранительный клапан при повышении давления жидкости более чем на 5% от номинала. При использовании тосола предусматривается быстрое опорожнение и заполнение межтрубного пространства, что практически исключает нагарообразование, которое появляется при температуре стенки трубки более 170 °С.
Утилизатор через газовую камеру присоединен к ДВС параллельно байпасному газовому трубопроводу. По общему газоходу газ сбрасывается в дымовую трубу. Регулирование тепловой мощности ТА осуществляется автоматически с помощью однооборотного электрического механизма (МЭО). Блокировка заслонок удобообтекаемой формы, установленных в газовой камере перед ТА и байпасным каналом, исключает их одновременное закрытие. Опоры валов поворотных заслонок (шиберов), которые выполнены из антифрикционного материала, не требующего периодической смазки, вынесены из газохода и не омываются высокотемпературным газовым потоком.
Существенно уменьшить продольный размер утилизатора (если позволяет аэродинамическое сопротивление газового тракта двигателя) можно за счет применения двухходовой схемы течения выпускных газов в трубах теплообменника.
Все эти технические решения направлены на повышение компактности ТА, реализацию его компоновки в ограниченном пространстве контейнера или ангара, упрощение обслуживания при эксплуатации.
Утилизаторы, входящие в состав газотурбинных и/или газопоршневых установок, имеющих относительно «чистые» выпускные газы (с малым содержанием частиц сажи), выполняются по обращенной тепловой схеме. При этом жидкость высокого давления движется внутри труб, а выпускные газы обтекают их наружную поверхность. С целью повышения компактности и снижения металлоемкости теплообменных аппаратов (особенно при высокой тепловой мощности) внешнюю поверхность труб увеличивают за счет поперечного спирального оребрения [8, 9]. Такой теплообменник (тепловая мощность 2,2 МВт) предназначен для эксплуатации в составе мощной газопоршневой установки и выполнен из ряда типовых трубчатых компактных пакетов (модулей), размещенных в газовом тракте ДВС.
Модули ТА соединены последовательно по жидкостному тракту, в каждом из них осуществляется 4-ходовое течение нагреваемой среды. Модули – выкатные, имеют съемные крышки водяных коллекторов. Это позволяет проводить периодический осмотр, чистку как внутренней, так и наружной поверхности труб, а при необходимости – ремонт или замену модуля запасным.
Кроме того, с целью продления срока службы теплообменника возможна замена модулей в тракте газохода. Она является целесообразной, так как отдельные модули находятся в разных температурных условиях: первый – при высо¬кой температуре газа, последний по газовому тракту – при низкой (особенно при работе на пониженных нагрузках двигателя или при низких температурах наружного воздуха). В этих условиях на наружной поверхности труб возможна конденсация водяных паров, содержащихся в выхлопных газах, и, как следствие – коррозионный износ труб. Своевременная перестановка «холодных» и «горячих» модулей будет способствовать увеличению ресурса теплообменного аппарата в целом.
Оребрение труб с газовой стороны повышает компактность ТА, но при этом затрудняет его периодическую чистку. Применяя при расчете параметров оребрения рекомендации нормативного метода [10], можно выбрать оптимальный («негустой») шаг ребер. Это обеспечит более длительный интервал между чистками и упростит процесс очистки внешней поверхности труб. Из расчетов видно, что повышение «густоты» оребрения не приводит к снижению общей массы труб, необходимых для изготовления теплообменной матрицы ТА. Существует оптимальное значение шага ребер: применительно к рассматриваемому теплообменному аппарату оно составляет 5,5 мм.
Утилизаторы (жидкость-жидкость) низкопотенциальной теплоты громоздки и металлоемки, несмотря на высокие коэффициенты теплоотдачи в трактах. Это обусловлено малым температурным напором между теплоносителями, обменивающимися теплотой. Повысить их компактность можно за счет использования теплообменных аппаратов пластинчатого типа с малыми гидравлическими диаметрами каналов обоих трактов. Такое техническое решение вполне приемлемо для относительно «чистых» теплоносителей. Если же в качестве нагреваемой среды используется техническая вода, то при эксплуатации неизбежны проблемы, связанные с загрязнением, – химическая очистка и ремонт теплообменного аппарата. Поэтому в любом случае лучше применять более надежные и ремонтопригодные рекуперативные теплообменники трубчатого типа.
Таким образом, можно сделать выводы:
1.    Утилизаторы теплоты выпускных газов ДЭС мощностью до 1 МВт целесообразно выполнять в виде кожухотрубчатых ТА с одно- или двухходовым потоком газа, с матрицей из прямых гладких труб, со съемными крышками газовых камер, которые позволяют производить механическую очистку внутренней поверхности труб от «сажистых» отложений.
2.    Для эксплуатации в составе ГТУ, ГПУ и ДЭС (мощностью более 1 МВт) применимы модульные утилизаторы обращенной схемы, типовые теплообменные пакеты которых выполнены из U-образных труб с наружным спиральным оребрением.
3.    Оптимизация параметров оребрения с целью снижения металлоемкости ТА может быть выполнена при использовании рекомендаций нормативного метода теплового расчета котлов [10].

Использованная литература

1.    Масленников В.М. Проблемы развития энергетики России/Теплоэнергетика (ТЭ). 2003, №9. С. 22-25.
2.    Фаворский О.П., Леонтьев А.П., Федоров В.А., Мильман О.О. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива/ТЭ.2003, №9. С. 19-21.
3.    Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации/ТЭ. 1998, №4. С. 2-11.
4.    Боровиков В.М., Зысин Л.В. Основные направления развития мини-ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий/Известия АН «Энергетика». 2001, №1. С. 100-105.
5.    Кривов В.Г. Проблемы отечественной и мировой энергетики/Проблемы энергетики Северо-Западного региона/Инф. бюллетень. 2006, №1. С. 23-26.
6.    Хазова Е.В., Чистович С.А. Энергоэффективное пространственное развитие территории/Проблемы энергетики Северо-Западного региона//Инф. бюллетень. 2005, №3/4. С. 9-12
7.    Винниченко П.В., Ларин Е.А., Долотовский И.В., Мигачева Л.А. Потенциал энергосбережения газоперерабатывающих предприятий/Газовая промышленность. 2006, №6. С. 77-80.
8.    Маслов В.В. Утилизация теплоты судовых дизелей. М.: Транспорт. 1990. 144 с.
9.    Виноградов В.В., Орберг А.П., Сударев В.Б., Третьяков С.И. Утилизационные теплообменники приводов нагнетателей и электрогенераторов /Газотурбинные технологии. 2006, май-июнь. С. 29-31.
10.    Тепловой расчет котлов (нормативный метод)/Под редакцией Мочана С.И., Абрютина А.А., Каган Г.М., Назаренко В.С//3-е издание, 1998. 257 с.