Совершенствование технологий резервного топливоснабжения теплоисточников

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ

PERFECTION OF RESERVE FUEL SUPPLY TECHNOLOGIES

FOR HEAT PLANTS

M.E. Орлов, В.И. Шарапов, P.M. Мушарапов M. Orlov, V. Sharapov, R. Musharapov

Ульяновский ГТУ

Рассмотрены пути повышения энергетической эффективности систем резервного топливоснабжения теплоисточников, определены энергетические затраты на резервные топливные хозяйства и рассчитана их энергетическая эффективность.

Ways of increasing the power efficiency of reserve fuel supply systems for heat plants are considered, power expenses for a reserve fuel facilities are found and their power efficiency is designed.

Бесперебойное снабжение, как основным, так и резервным топливом надлежащего качества и в необходимых количествах является одним из определяющих критериев устойчивой работы теплоисточника. Основным видом топлива на большинстве теплоэнергетических предприятий европейской части России является природный газ. В качестве резервного топлива, которое предназначено для сжигания наряду с основным топливом при перерывах в подаче последнего, как правило, используют мазут марок М-100 илиМ-40.

В последние годы возросла роль экономических требований к резервным мазутным хозяйствам теплоисточников. Приведение цен на топливо к реальным выдвинуло помимо традиционных требований экономичности сжигания и ряд новых. Это прежде всего уменьшение доли затрат на собственные нужды котельных и тепловых электростанций, приходящихся на содержание мазутного хозяйства. Значительно ужесточились требования, связанные с экологическими последствиями сжигания низкосортного жидкого топлива [6].

Мазут марок М-100 и М-40 - высоковязкий продукт нефтепереработки с довольно высокими температурами застывания до 42 °С [1]. Это обстоятельство вынуждает производить подогрев мазута высокопотенциальным паром в подогревателях до температуры 60-80 °C при нахождении топливного хозяйства в режиме "ожидания" и до 90-110 °C соответственно при непосредственной подаче топлива в котлоагрегаты для устойчивого распыливания в форсунках горелочных устройств [1, 3].

Резервное топливное хозяйство теплоисточника - это целый комплекс сооружений, аппаратов и трубопроводов, требующий значительных капиталовложений при строительстве и потребляющий значительную долю собственных нужд предприятия, поэтому значимость топливного хозяйства как системы хранения и подготовки резервного топлива очень высока. Хотя оборудование топливных хозяйств традиционно относится к вспомогательному оборудованию, но с учетом вышеизложенного резерв-

7/2011

ВЕСТНИК _МГСУ

ное топливное хозяйство должно рассматриваться наравне с основными системами и оборудованием котельной или ТЭЦ.

В одной из котельных в Ульяновской области для повышения надежности и экономичности системы резервного и аварийного топливоснабжения авторами предложено заменить требующий высокого разогрева резервный мазут на топливо печное бытовое (ТПБ) с установкой насосов, включенных в топливопровод, выходящий за пределы котельной, к которому при необходимости может подсоединяться автоцистерна с резервным жидким топливом [9]. Технологически переход с мазута на ТПБ не повлечет за собой существенного технического перевооружения существующего топливного хозяйства и крупных капиталовложений. Для сжигания ТПБ можно использовать те же горелки и форсунки, что и для сжигания мазута. Для подачи ТПБ в котельную можно использовать уже имеющиеся винтовые насосы с электродвигателями. При внедрении новой схемы резервного топливоснабжения в котельной экономия достигает 30% от эксплуатационных затрат на традиционное резервное мазутное хозяйство.

Топливо печное бытовое - продукт глубокой переработки нефти вырабатывается из дизельных фракций прямой перегонки и вторичного происхождения, относится к легким нефтяным топливам. Различают ТПБ двух типов: темное и светлое (близко к дизельному топливу), отличающихся друг от друга цветом и температурой застывания [7, 8]. Преимуществами ТПБ являются высокая теплота сгорания - около 42,5 МДж/кг, низкая температура застывания по сравнению с мазутом, низкое содержание серы (около 0,5-1 % по массе).

В настоящее время в технической литературе отсутствуют методики расчета теп-лофизических параметров ТПБ, в связи с этим получены аналитические зависимости, в основе которых лежат экспериментальные данные и методика из [2].

Для ТПБ зависимость плотности р, кг/м3, от температуры топлива г, °С, можно представить как:

р = 930 - 0,703

Удельную теплоемкость топлива Ср, Дж/(кг-К), можно определить по формуле

Ср = 1,674[1 + 0,002533

Функциональную зависимость коэффициента теплопроводности ТПБ 1, Вт/(м К), от температуры описывает уравнение:

Л = 0,0869 [1 - 0,000522

Полученные зависимости позволяют оценить основные теплофизические параметры ТПБ в широком диапазоне температур с приемлемой точностью [4]. В табл. 1 приведены основные теплофизические характеристики ТПБ, рассчитанные по формулам (1) - (3).

Таблица 1. Теплофизические параметры топлива печного бытового

Параметр Температура г, °С

10 20 30 40 50 60 80 100

р, кг/м3 937,0 930,0 922,9 915,9 908,9 901,8 887,8 873,7

С„ Дж/(кг-К) 1,631 1,674 1,716 1,758 1,801 1,843 1,928 2,013

1, Вт/(м К) 0,087 0,086 0,086 0,085 0,085 0,085 0,084 0,083

Зависимость для определения вязкости топлива печного бытового выявить не удалось, поскольку этот параметр можно определить с достаточной точностью только по результатам лабораторных исследований.

Температура застывания ТПБ, произведенного в период с 1 сентября по 1 апреля, гарантирована заводом-изготовителем не выше -10 °С, а фактически не выше -22 °С. [3]. Столь низкая температура застывания в сравнении с мазутом приводит к существенному уменьшению тепловой мощности, потребляемой топливным хозяйством. Это обстоятельство позволяет применить в схеме разогрева топлива в зимний и переходный периоды года менее ценные теплоносители с более низкой температурой - горячую воду или пар с более низкими параметрами, а в летний период и вовсе отказаться от подогрева.

ТПБ можно использовать не только в котельных, но и на более крупных теплоисточниках, к которым относятся тепловые электростанции. На тепловых электростанциях запасы резервного мазута в несколько раз больше, чем на котельных, соответственно больше и затраты на эксплуатацию резервных топливных хозяйств. На рис. 1 приведена традиционная тепловая схема топливного хозяйства ТЭЦ с разогревом мазута паром производственного отбора. Эта схема нашла широкое применение в отечественной теплоэнергетике. Положительным свойством традиционной технологии разогрева является высокая надежность, позволяющая нагревать топливо до нужных температур независимо от внешних факторов. Однако данная схема обладает серьезным недостатком, так как применение перегретого пара с давлением 1,3-1,5 МПа ведет к существенному расходу топлива котлами и к недоотпуску электрической энергии на тепловом потреблении от ТЭЦ. Вышеизложенные обстоятельства показывают имеющиеся резервы по повышению эффективности систем резервного топливоснабжения теплоисточников.

Рис. 1. Традиционная схема разогрева резервного жидкого топлива на ТЭЦ паром производственного отбора: 1 - котел; 2 - горелки; 3 - паропровод; 4 - теплофикационная турбина; 5, 6 - отопительные отборы пара; 7, 8 - нижний и верхний сетевые подогреватели; 9 - трубы сетевой воды; 10 - топливопровод; 11 - подогреватель жидкого топлива; 12 - производственный отбор пара

Авторами произведена сравнительная оценка тепловой мощности, которая потребляется на нужды резервного топливного хозяйства Ульяновской ТЭЦ-2 с надзем-

7/2011

ВЕСТНИК

МГСУ

ными металлическими резервуарами 2x20000 и 2x5000 м3, покрытыми теплоизоляцией, при использовании в качестве резервного топлива мазута М-100 и ТПБ [5]. При средней температуре отопительного периода для г. Ульяновска е = -5,4 °С для топливного мазутного хозяйства необходимая тепловая мощность составит 19,27 МВт, а при использовании в качестве резервного топлива ТПБ 1,33 МВт, т.е. меньше в 14 раз.

Снижение потребляемой тепловой мощности на нужды резервного топливного хозяйства обуславливает изменение традиционной схемы разогрева жидкого топлива с переходом на теплоносители относительно низкого потенциала. Наиболее перспективным, по нашему мнению, является применение следующих схем разогрева ТПБ: а) для ТЭЦ с турбиной ПТ-135/165-130/15 использование потока обратной сетевой

б) для ТЭЦ с турбинами ПТ-135/165-130/15 и Т-100/120-130 использование пара пятого регенеративного отбора;

в) для ТЭЦ с турбинами ПТ-135/165-130/15 и Т-100/120-130 использование двух ступеней нагрева потоком обратной сетевой воды и паром пятого регенеративного

На рис. 2 изображена схема ТЭЦ с подогревом жидкого топлива обратной сетевой водой. Часть потока обратной сетевой воды направляется в водо-топливный подогреватель, где и отдает теплоту нагреваемому топливу, далее смешивается с основным потоком. Следует отметить возможность загрязнения теплофикационных вод при нарушении герметичности подогревателя, для исключения этого явления следует давление греющей воды всегда поддерживать выше, чем давлением топлива, либо гидравлически развязать потоки жидкого топлива и обратной сетевой воды. Однако это приведет к необходимости установки двух подогревателей и насосного агрегата, что увеличит капитальные затраты и усложнит эксплуатацию схемы.

Рис. 2. Схема разогрева резервного жидкого топлива на ТЭЦ обратной сетевой водой

(схема «а»). Обозначения те же, что на рис. 1

Произведен расчет сравнительной энергетической эффективности традиционной (рис. 1) и предложенной (рис. 2) схем разогрева топлива с использованием метода

воды;

отбора.

4

удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (УВЭТП) [10]. Топливное хозяйство рассматриваемой ТЭЦ оборудовано одним надземным металлическим резервуаром V = 20000 м3.

Дополнительная электрическая мощность, развиваемая турбоустановкой на тепловом потреблении за счет отборов пара на нужды топливного хозяйства, АЛтф, кВт, определяется из выражения:

АЛтф = крег

где: крег - коэффициент регенерации, принимается крег= 1,16; Бп - расход пара на нужды топливного хозяйства, кг/с; 10, 1„ - энтальпии острого пара и пара соответствующего отбора, кДж/кг; цэм - электромеханический КПД турбоустановки, принимается цэм = 0,98.

Дополнительная конденсационная электрическая мощность АЛК0Н, кВт, рассчитывается по формуле:

КОН ~ крег^п ~ ^кон )Л,М,

где 4он - энтальпия пара в конденсаторе турбоустановки, кДж/кг.

Суммарный прирост электрической мощности ДЛЭ, кВт, наблюдающийся при внедрении технологии, определяется как сумма:

АЛЭ = Штф +АЛкт .

Параметры воды и пара в характерных точках цикла работы турбоустановки приняты по прил. 4, 5 [10]. Все остальные компоненты расчета могут быть определены по классическим уравнениям теплообмена и здесь не приводятся. Результаты расчета представлены в табл. 2.

Весьма перспективным авторам видится использование теплоты пара пятого регенеративного отбора турбин типа Т-100/120-130 (схема «б»). Принципиально возможны два варианта схемы подогрева «б»: непосредственно паром пятого отбора в паро-топливном подогревателе и горячей водой, нагретой паром пятого отбора в пароводяном подогревателе. На практике непосредственное использование потока пара пятого отбора может вызвать ряд затруднений: низкое давление не позволяет транспортировать этот поток на большие расстояния, а нарушение герметичности паро-топливного подогревателя может привести к загрязнению конденсата нефтепродуктами. Следовательно, более реальным представляется второй вариант данной схемы.

Поскольку по условиям завода-изготовителя максимальный расход пара пятого отбора составляет около 50 т/ч, то при больших количествах резервного топлива его тепловой мощности будет недостаточно. В связи с этим технологически оправданным может оказаться ступенчатый нагрев греющего теплоносителя сначала теплотой обратной сетевой воды, затем паром пятого регенеративного отбора (схема «в»).

Достоинством данной схемы является высокий уровень выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.к. снижается температура обратной сетевой воды, более экономное использование пара пятого регенеративного отбора турбины. Значительно повышается надежность резервного топливоснабжения, уменьшается металлоемкость применяемого оборудования и как следствие капитальные затраты.

Результаты расчета энергетической эффективности с использованием формул (3) - (6) для предлагаемых схем подогрева жидкого топлива «б» и «в» также представлены в табл. 2.

7/2011

ВЕСТНИК _МГСУ

Таблица 2. Результаты расчета энергетической эффективности различных схем

Схема подогрева жидкого топлива Дополнительная электрическая мощность на тепловом потреблении АЫтф, кВт Дополнительная конденсационная электрическая мощность ANK0„, кВт Суммарный прирост электрической мощности ДМ,, кВт

Схема «а» 0 1589,59 1589,59

Схема «б» 168,21 555,58 723,79

Схема «в» 86,71 1052,65 1139,36

В заключении можно сделать следующие выводы.

1. В системах резервного топливоснабжения имеется существенный энергосберегающий потенциал, способный при технически грамотном использовании значительно повысить энергетическую и экономическую эффективность, как топливного хозяйства, так и всего теплоисточника в целом.

2. В целях повышения экономичности резервных топливных хозяйств предлагается заменить мазут на другой вид резервного топлива, например, на топливо печное бытовое, для которого впервые получены зависимости основных теплофизических свойств (плотности, удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности) от температуры.

3. Применение в качестве резервного топлива на котельных и ТЭЦ легких жидких топлив, в частности топлива печного бытового, является перспективным и экономически оправданным техническим решением, ввиду существенно меньших энергетических затрат на разогрев такого топлива по сравнению с мазутом, например, для топливного хозяйства Ульяновской ТЭЦ-2 эти затраты меньше в 14 раз.

4. Снижение потребляемой тепловой мощности на нужды резервного топливного хозяйства ТЭЦ требует изменение традиционной схемы разогрева жидкого топлива с переходом на низкопотенциальные теплоносители. Наиболее выгодными теплоносителями являются обратная сетевая вода и пар пятого регенеративного отбора теплофикационных турбин.

5. Наибольший прирост электрической мощности 1589,59 кВт наблюдается при нагреве ТПБ обратной сетевой водой на ТЭЦ с турбиной ПТ-135/165-130/15.

6. Двухступенчатая схема нагрева ТПБ обратной сетевой водой и паром пятого регенеративного отбора позволяет обеспечить требуемую температуру нагрева топлива при любой температуре обратной сетевой воды и дополнительно получить существенный прирост электрической мощности 1139,36 кВт, в том числе на тепловом потреблении 86,71 кВт.

Литература

1. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. Л.: Недра, 1989. - 304 с.

2. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов и их фракций /Григорьев Б.А., Богатов Г.Ф., Герасимов A.A. Под редакцией Григорьева Б.А. М.: Издательство МЭИ,1999. - 372 с.

3. Назмеев Ю.Г. Мазутные хозяйства ТЭС. М.: Издательство МЭИ, 2002. - 612 с.

4. Орлов М.Е., Мушарапов P.M. О методах расчета теплофизических свойств некоторых жидких топлив // Новые технологии в теплоснабжении и строительстве: Сборник работ аспирантов и студентов - сотрудников НИЛ ТЭСУ. Вып. 8. Ульяновск: УлГТУ, 2010. - с. 256-262.

5. Орлов М.Е., Мушарапов P.M. Сравнительная оценка расходов тепловой энергии на резервные топливные хозяйства ТЭС // Теплоэнергетика и теплоснабжение: Сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ. Вып. 7. Ульяновск: УлГТУ, 2010. - с. 35-42.

6. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Проблемы обеспечения котельных резервным топливом в современных условиях// Промышленная энергетика». 2007. № 9. - с. 8-13.

7. Паспорт качества на топливо печное бытовое светлое производства ООО "Марийский НПЗ" от 10.10.2010.

8. Паспорт качества на топливо печное бытовое темное производства ООО "Монгаз" от

14.04.2009.

9. Патент 2418241. Российская Федерация. МПК F23 К 5/02. Система резервного и аварийного топливоснабжения газовой котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Р.А. Меренков, А.Г. Илюшкин; заявитель и патентообладатель УлГТУ. - №2009107410/06; заявл. 27.02.2009; опубл. 10.05.2011. Бюл. № 13. - 4 с.

10.Расчет энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ: Учебное пособие / В.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин, Д.В. Цюра, Е.В. Макарова. Ульяновск: УлГТУ, 2003. - 120 с.

References

1. Adamov V.A. Oil burning in the boiler furnaces. Leningrad: Nedra, 1989. - 304 p.

2. Grigoriev B.A. Thermal-physical properties of oil, oil-products, gas condensates and their fractions / Grigoriev B.A., Bogatov G.F., Gerasimov A.A. Under the editorship of Grigoriev B.A. Moscow: MPEI (Moscow Power Engineering Institute) Publishing House, 1999. - 372 p.

3. Nazmeev Yu.G. Black oil facilities of TPP (Thermal Power Plant). Moscow: MPEI (Moscow Power Engineering Institute) Publishing House, 2002. - 612 p.

4. Orlov M.E., Musharapov R.M. Computational methods of some fuel oil thermal-physical properties // New technologies in heating supply and construction: Postgraduate and student - member of SRL HPSP (Scientific Research Laboratory "Heat and Power Systems and Plants") publication. Issue 8. Ulyanovsk: UlSTU (Ulyanovsk State Technical University), 2010. - p. 256-262.

5. Orlov M.E., Musharapov R.M. Comparative estimation of thermal energy costs for reserve fuel facility of thermal electric power station // Heat power engineering and heating supply: Research work collection of SRL HPSP UlSTU (Scientific Research Laboratory "Heat and Power Systems and Plants" of UlSTU (Ulyanovsk State Technical University). Issue 7. - Ulyanovsk: UlSTU, 2010. - p. 35-42.

6. Orlov M.E., Sharapov V.I. The problems of reserve fuel provision for boiler-houses bin the current context // Industrial Power Engineering. 2007. №9. - p. 8-13.

7. Certificate of quality for light household furnace fuel produced by "Mariisky NPZ" Ltd. of

10.10.2010.

8. Certificate of quality for dark household furnace fuel produced by "Mongas" Ltd. of 14.04.2009.

9. The patent 2418241. Russian Federation. MPK F 23 K 5/02. System of standby and emergency fuel supply of gas boiler room / V.I. Sharapov, M.E. Orlov, R.A. Merenkov, A.G. Iljushkin; UlSTU is applicant and owner of the patent. - №2009107410/06; declared 27.02.2009; published 10.05.2011. The bulletin № 13. - 4 p.

10. Energy efficiency calculation of water treatment technologies in TPP (Thermal Power Plant): Workbook / V.I. Sharapov, P.B. Pazushkin, D.V. Tsyura, E.V. Makarova - Ulyanovsk: UlSTU (Ulyanovsk State Technical University), 2003. - 120 p.

Ключевые слова: теплоисточник, топливное хозяйство, резервное топливо, теплофизиче-ские свойства, технология разогрева резервного топлива, затраты теплоты, энергетическая эффективность

Key words: heat plant, fuel facility, reserve fuel, thermal-physical properties, heating technology of reserve fuel, expenses of heat power, power efficiency

e-mail: mio@ulstu.ru