Технологические энергоносители предприятий

Дисциплина

Технологические энергоносители предприятий

Часть I

Системы топливоснабжения промышленных предприятий

 Направления, масштабы и перспективы использования

Органического топлива

Жизнеобеспечение промышленного производства и коммунально-бытового хозяйства основано на значительном потреблении различных энергоносителей, основную долю которых составляет органическое топливо.

Суммарное потребление органического топлива определяется потребностями отраслей народного хозяйства и коммунально-бытовых потребителей. Основными компонентами общего энергопотребления P могут служить: энергопотребление Е, теплопотребление Q и топливопотребление B. Все составляющие энергопотребления принято выражать в единицах массы топлива (условного).

Таким образом,

.                                               (1)

Рассматривая равенство (1), нужно помнить, что компоненты Е и Q так же, как и B, определяют величину органического и ядерного топливопотребления (возобновляемые источники энергии сегодня обеспечивают покрытие лишь незначительной части величины P).

Об экономически оправданном соотношении компонентов суммарного энергопотребления P существуют разные мнения, однако очевидно, что темпы роста электропотребления сегодня опережают рост тепло- и топливопотребления:

; .                                          (2)

Такое положение объясняется ростом электроэнергии E / Ф основных фондов промышленности. И хотя усложнение промышленного производства постоянно изменяет структуру энергопотребления как в отдельных отраслях, так и в целом в промышленности, практически всегда соблюдаются условия (2).

Представление об изменении суммарного мирового энергопотребления P может быть составлено из рисунка 1.

Рисунок 1 – Кинетика мирового потребления энергоресурсов

(усредненная по данным разных авторов)

По прогнозам уровень суммарного энергопотребления к 2010 г. достигнет 20-30 млрд. т. условного топлива. Значительно будет деформироваться и структура мирового топливопотребления (таблица 1).

Таблица 1 – Структура мирового топливопотребления

Вид топлива	Топливопотребление, млрд. т условного топлива
	1980	1990	2000	2050
Уголь	5,2	8,9	15	90
Нефть	2,8	3,5	4,0	5
Газ	2,0	2,2	2,5	5,0
Всего	10	14,6	21,5	100

                                                                                     

Из этой таблицы видно, что в 1980 г. доля твердого топлива в топливном балансе составила 50 %, к 2010 г. она составит 70 %, а с 2050 г. – 90 % всего потребления органического топлива. Тенденция к возрастанию доли твердого топлива в топливных балансах большинства стран наблюдается уже сегодня, и примером такого перераспределения видов топлива может служить топливный баланс нашей страны.

Сегодня вопросы энергопотребления находятся в ряду наиболее важных проблем народного хозяйства. Основополагающий вклад в разработку направлений, обеспечивающих их решение, внесли последние решения политических структур нашей страны, в корне изменившие нашу экономику, уклад нашей жизни. Реалии экономической жизни, особенно в промышленном производстве, когда резко возросла доля энергетических затрат в себестоимости продукции, заставляют усиленно заниматься вопросами экономии энергопотребления. Необходимо находить пути, обеспечивающие резкое уменьшение потребности в топливно-энергетических ресурсах. Это экономия тепла, электрической энергии и топлива, рационализация топливных балансов. Особое внимание должно уделяться энергосберегающей политике, особенно в тех отраслях промышленности, где широко применяются теплотехнологии, велика энергоемкость и низок уровень полезного использования топлива. Исходя из общего направления развития народного хозяйства, в настоящее время основным является вопрос повышения эффективности использования топлива без значительных капитальных вложений.

Таблица 2 – Произведено энергоресурсов в России (млн. т у. т.)

Год	Количество	Собственное потребление	Экспортная составляющая
1990	1860	1600	260
1996	1400	980	420
2003	1618	945	673

  

 

Топлива, его классификация.

Широкое внедрение в промышленное производство газообразного топлива как энергоносителя объясняется более низкой стоимостью по сравнению с другими видами топлива (углем, мазутом). Потребители газа при его транспортировке к объекту газоснабжения имеют значительную экономию средств. При использовании газа как технологического топлива практически всегда наблюдается повышение температурного уровня процесса, что приводит к возрастанию производительности установок, улучшению качества выпускаемой продукции. Так перевод мартеновских печей на природный газ (взамен мазута) увеличивает выплавку стали и на 10 % снижает расход топлива. Аналогичная картина наблюдается и на вращающихся печах цементной промышленности. В результате их перевода на газ расход топлива снижается на 3-5 %. Для нагревательных печей заготовительного производства машиностроительных заводов эта процедура приводит к экономии топлива на 5-15 %.

Горючие газы подразделяются на естественные и искусственные. Первые в свою очередь делятся на две группы: природные и попутные, искусственные – на три (по способу их получения): газы сухой перегонки, газификации и сжиженные. Классификация горючих газов представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Классификация горючих газов

По запасам природного газа наша страна занимает одно из первых мест в мире. Основные задачи этого вида топлива сосредоточены в Уренгатском, Заполярном, Медвежьем, Ямбургском и др. месторождениях. В основном природные газы содержат до 98 % метана (CH₄), оксид CO, H₂, этан (C₂H₆), пропан  (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀), пентан(C₅H₁₂, этилен (C₂H₄), бензол (C₆H₁₆) и др. газы.

Встречаются природные газы трех разновидностей: из чисто газовых месторождений, газоконденсатных месторождений и нефтяных месторождений (попутный нефтяной газ). Газы первогого типа не содержат конденсирующихся компонентов. Их плотность меньше, чем у воздуха, и они относятся к категории «сухих» газов. Основным отличием газа газоконденсатных месторождений служит наличие в нем конденсатной (бензиновой) фракции (высокомолекулярных углеводородов). При добыче такой газ подвергается очистка от бензиновой фракции (отбензиненный газ). Нефтяной газ – побочный продукт, получаемый из нефтяных скважин при добыче нефти. Этот газ растворен в нефти или находится в свободном состоянии над ее поверхностью. Нефтяной газ состоит из углеводородов метанового ряда C_nH_2n+2.

Основными продуктами сухой перегонки твердого топлива являются коксовый и полукоксовый газы, получаемые в результате термохимических высокотемпературных процессов, проходящих без доступа окислителя. Их состав определяется видом исходных топлив и условиями перегонки. Полукоксовый газ получается при нагревании твердого топлива до 500-600ºС. При доведении температуры топлива до 900-1100ºС получают кокс для выплавки доменного чугуна и коксовый газ ( 350 м³ на 1 т исходного сырья).

Газ, получаемый при деструктивной переработке жидкого топлива, по условиям пирогенетического разложения подразделяют на три вида: жидкофазного крекинга, парофазного крекинга и пиролиза. Такие горючие газы в отличие от попутного нефтяного газа содержат большое количество непредельных углеводородов и служит исходным сырьем для промышленных реакций органического синтеза.

При газификации искусственный горючий газ получается в процессе нагрева топлива при частичном его сжигании. В зависимости от состава применяемого дутья различают: воздушный, водяной и парокислородный генераторные газы.

 

 

Газорегулирующие пункты

Основным назначением ГРП промышленного предприятия является снижение давления газа до требуемого значения и поддержание его при изменениях давления в магистральном газопроводе или городских сетях, а также при изменении потребления газа объектом газоснабжения (цехами). На ГРП (рисунок 7) производится также дополнительная очистка горючего от пыли, измерение его расхода и параметров (температуры и давления). ГРП также выполняет дополнительные функции: отсечку газа (срабатывание ПЗК) и его сброс в атмосферу при кратковременном повышении давления газа за РД (срабатывание ПСК). При повышении газа за РД вначале срабатывает ПСК и, если РД не справляется и далее с регулированием, то срабатывает ПЗК, и объект газоснабжения отключается от внешнего газопровода.

Рисунок 7 – Схема ГРП газопровода с 2-мя регулирующими нитками

1 – газопровод со стороны городских сетей; 2,3 – показывающие

манометр и термометр соответственно; 4 – отбор газа к

отопите-льной котельной или ПТЭЦ; 5 – продувочная свеча;

6 – основная задвижка; 7 – щитовой записывающий расходомер;

8 – отключающая задвижка; 9 – фильтр для дополнительного

улавливания пыли; 10 – предохранительный запорный клапан (ПЗК);

11 - РД; 12 – задвижка регулирующая; 13,14 – отключающие

задвижки; 15 – отбор газа для коммунально-бытовых целей;

16 – предохранительно-сбросной клапан (ПСК); 17 – продувочная

линия; 18 и 19 – соответственно щитовые приборы для записи

давления и температуры; 20 – газопровод к городским сетям

ГРП располагают в отдельно стоящем здании в непосредственной близости от ввода газа на территорию промышленного предприятия (цеха, блока цехов) или прямо в цехе. Рассмотрим последовательность установки оборудования ГРП (рисунок 7). Вначале со стороны ввода устанавливается общая задвижка и измерительная диафрагма. Затем газопровод разделяется на несколько самостоятельных линий (в данном случае предусмотрены две линии с РД), число которых определяется по максимальной и минимальной часовой производительности промышленного предприятия (по газу) и типоразмером используемых на ГРП регуляторов давления. В линиях последовательно устанавливают фильтр, ПЗК, РД, задвижку. Сбросной клапан устанавливают на общей линии. За РД устанавливают записывающие приборы для контроля температуры и давления на низкой стороне ГРП. Отбор горючего газа для промплощадки выполняют на входе ГРП. Для коммунально-бытовых целей газ отбирается на низкой стороне ГРП за общей отключающей задвижкой.

Дополнительная очистка природного газа, поступающего из городского газопровода от механических примесей, производится фильтрами.

Наиболее распространены волосяные фильтры с диаметром штуцера 5-300 мм. Для контроля сопротивления фильтра и оценки его загрязнения параллельно ему включается диффузионный манометр. Чистый волосяной фильтр имеет сопротивление 4-6 кПа и подлежит замене или очистки при повышении сопротивления до 10 кПа.

ПЗК устанавливаются на ГРП для отключения объекта газоснабжения от сети на случай изменения давления за РД в ту или иную сторону. Сверхнормативное изменение давления газа перед горелками огнетехнических установок может привести к срыву пламени или его проскоку в горелку.

Также при значительном повышении давления за РД может произойти разрушение газопровода на стороне низкого давления.

Применяемые на ГРП регуляторы делятся на 2 группы: прямого и косвенного действия. На промпредприятиях с большим потреблением газа (металлургические, химические и др.) и на ГРС используются РД косвенного действия. На машиностроительных предприятиях применяют РД прямого действия. Наиболее широко используются РД РДУК-2 (регулятор давления унифицированный системы Казанцева). В зависимости от используемого командного прибора после РД может поддерживаться низкое (командный прибор КН-2-00) или среднее (высокое) давление (командный прибор КВ-2-00).

Для определения фактического расхода газа через РД можно воспользоваться выражением

,                                   (8)

где  - паспортный расход газа через регулятор, м³/с;

 - фактический перепад давления на РД, , (здесь ), кПа;

 - давление за РД, определяемое в результате гидравлического расчета газопровода, кПа;

 - паспортное давление за РД, кПа.

Определив фактический расход газа через РД, находят общее число регуляторов, которые следует установить на ГРП:

,                                         (9)

где - потребность объекта в газе для наиболее напряженного времени суток наиболее холодного зимнего месяца, м³/ч;

    - максимальный расход газа через РД, обеспечивающий его устойчивую работу.

При выборе типоразмера РД учитывают, что суммарная минимальная часовая нагрузка объекта газоснабжения должна соответствовать минимальной пропускной способности РД, равной .

Предохранительные сбросные клапаны позволяют при резком сокращении расхода газа, когда РД не успевает снизить давление, сбросить часть газа в атмосферу и тем самым исключить возможность повышения давления на стороне потребителя. При этом ПЗК не срабатывает, т. к. имеет более грубую настройку по сравнению с ПСК. При срабатывании ПСК объект газоснабжения не отключается (см. рисунок 7). И лишь в случаях, когда после срабатывания ПСК РД вновь не справляется с регулированием, срабатывает ПЗК и поступление газа к потребителю прекращается.

Случаи отключения объектов газоснабжения от газовой сети в результате срабатывания ПЗК крайне редки. Как правило, на ГРП устанавливают ПСК пружинного типа.

Вопросы проектирования заводских газопроводов

Выбор технического решения делается с учетом вариантов, обеспечивающих максимальное вовлечение в топливно-энергетический баланс предприятия всех видов ВЭР. Предприятия с большим расходом природного газа ( м³/ч) присоединяются непосредственно к магистральному газопроводу и получают его под высоким давлением, т. к. это обеспечивает значительное сокращение капитальных затрат при сооружении подводящего газопровода. Мелкие и средние промпредприятия, питающиеся газом от городских сетей, получают его под средним давлением часто непосредственно от ГРС. Городские газовые сети, как правило, делаются двухступенчатыми по давлению (газ среднего и низкого давления). К сетям низкого давления присоединяются коммунально-бытовые и промышленные предприятия с незначительным расходом газа, колебания которого не могут повлиять на режим покрытия коммунально-бытовой нагрузки.

При этом на промышленных предприятиях наибольшее распространение получили тупиковые разветвленные газопроводы одно- и двухступенчатые по давлению. Однако в последние годы в практике проектирования заводских газопроводов преобладает тенденция доведения газа среднего и высокого давления до цехов. Правильность такого решения подтверждается технико-экономическими сопоставлениями вариантов.

Различают две стадии проектирования: проектное задание и рабочий проект.

Проектное задание оформляется в виде расчетно-пояснительной записки, включающей основные технико-экономические сопоставления. На стадии проектного задания определяется общая, а также сравнительно экономическая эффективности, показывающие насколько один вариант экономичнее другого.

Рабочий проект газопровода содержит также расчетно-пояснительную записку, в которой приводятся все необходимые сведения для его строительства, монтажа и наладки.

 

Потребители и потребление газообразного топлива. Методы определения расчетной потребности в газе.

 

Различают следующие виды потребления газа: бытовое (приготовление пищи, снабжение горячей водой), коммунальное (на отопление и вентиляцию), промышленное (обеспечение технологического процесса).

Годовой расход газа объектами промышленного газоснабжения находится с учетом норм расхода газа на выработку единицы определенной промышленной продукции и годовой программы ее выпуска П:

                                       ,

где - удельная норма расхода газа на выработку единицы продукции.

Расчетный часовой расход газа находится:

                                    ,

где - коэффициент часового максимума (для машиностроения ; для металлургии ).

Газовый баланс промышленного предприятия разделяют на фактический, плановый и перспективный. Фактический баланс составляют по результатам работы предприятия. Он может быть избыточным и дефицитным. Его составление дает основание судить обеспеченности газом промышленного предприятия. При избыточном балансе газ направляется буферным потребителям (например, ТЭЦ или районной котельной). При составлении баланса учитываются неизбежные потери газа (например, природного газа – 0,5%).

Плановый и перспективный баланс составляется на предстоящий промежуток времени или с учетом перспективы развития предприятия.

Дефицитный баланс покрывается за счет перевода оборудования на более калорийный газ, энергосбережения, совершенствования производственных технологий, более широкого использования ВЭР.

Газовый баланс состоит из приходящей и расчетной частей: в приходной части – источники газоснабжения предприятий, в расходной – потребность в газе агрегатов всех цехов завода.

В процессе работы предприятия составляется график потребления газа объектом газоснабжения. Необходимость его составления вызвана неравномерность потребления газа. Различают часовую, суточную и сезонную неравномерности потребления. Неравномерность потребления определяется видом потребителя и характеризуется коэффициентом неравномерности потребления К_н, представляющим отношение максимального расхода газа за данный период (час, сутки) к его среднему расходу за этот период. Часовая неравномерность объясняется разным потреблением газа в дневные и вечерние часы. Причем днем и вечером часовое потребление газа оказывается выше среднечасового за сутки и тем более в ночное время, когда разбор газа может прекратиться вообще.

Для покрытия часовой неравномерности потребления газа используют газгольдерную способность концевого участка магистрального газопровода.

Для покрытия суточной неравномерности потребления газа часть технологий завода переводят на другой вид топлива или выбирают другой режим работы со смещением выходных дней.

 

И в котельных.

 

Жидкое органическое топливо поступает на промышленные предприятия в виде мазута.  В соответствии с ГОСТ10585 – 75 для мазутов, получаемых посредством переработки нефти и предназначенных для транспортных и стационарных котельных и технологических установок, устновлены следующие марки: флотский Ф12, флотский Ф5, топочный М40В, топочный М40, топочный М100В, топочный М100. Флотские мазуты относятся к категории легких, М40 – к категории средних топлив, М100 – к категории тяжелых мазутов.

Мазут – продукт глубокой переработки нефти, содержащий кроме жидких углеводородных компонентов пластичные и твердые вещества, которые в мелкодисперсном коллоидном состоянии распределены в общей массе топлива. Эти вещества, представляющие собой высокомолекулярные соединения с 85-87% углерода (асфальтены, смолы, карбоны, карбиды и т.д.), способные в процессе нагрева выделяться, образуя коксовый остаток. Содержание кокса в мазуте оказывает определенное влияние на светимость факела, в то же время наличие в мазутном факеле гетерогенных частиц, связанных с происхождением жидких топлив, играет отрицательную роль, существенно затягивая процесс горения.

Основными потребителями мазута являются котельные установки промышленных котельных и тепловые электрические станции, промышленные печи, различные огнетехнические установки.

Одним из важнейших эксплуатационных параметров жидких топлив является их вязкость (ν, м²/с). Вязкость жидких топлив является по существу единственным их свойством, на которое можно значительно влиять при эксплуатации, используя зависимость вязкости от температуры подогрева топлива. Практическим путем найдены максимально допустимые значения вязкости топлив для их транспортировки к тепловым агрегатам и распыления в форсунках различных типов. Влажность жидкого топлива определяется не столько его происхождением, сколько условиями транспортировки на заводские склады его хранения. ГОСТ ограничивает влажность жидкого топлива 1-2 % и лишь для мазута марок 40 и 100 допускают увеличение влаги до 5%. Однако на практике влажность мазута вследствие нарушения правил разогрева и условий хранения, может существенно превышать указанные значения. Естественный отстой воды в мазутохранилищах не дает нужных результатов, поскольку разность плотностей высоковязкого мазута и воды даже при подогреве топлива до 60-80 ^оС остается ничтожно малой (не более 0,01-0,02 г/см³). Чрезмерно увлажненное топливо может быть использовано лишь при условии предварительной подготовки водомазутных эмульсий равномерного состава.

Важной характеристикой мазутов является содержание серы. При содержании серы до 0,5 % мазут считается малосернистым, при содержании серы от 0,5 до 2 % - сернистым, а от 2 до 3,5% - высокосернистым. При большом содержании серы мазут сжигается после его дополнительной очистки.

По элементарному составу мазуты различных марок отличаются незначительно. Среднее содержание горючих составляющих (в расчете на рабочую массу топлива): 83-86% С; 10-11% Н₂; 0,5-3,0% S; кроме того содержится 0,3-0,7% (O₂+N₂) и 0,1-0,3% негорючих минеральных веществ – золы и влаги. Низшая теплота сгорания мазутов с низким содержанием воды колеблется в пределах 38-40МДж/кг.

Присадки, способы ввода их.

        

      Наличие в мазутах серы, а также различных минеральных составляющих в золе топлива (солей, оксидов и т.д.) обуславливает коррозию поверхностей нагрева и возникновение на них прочих отложений, сокращающих эксплуатационную компанию между между чистками и ремонтами котлов. С целью уменьшения сернокислой коррозии, уменьшения отложений и изменения структуры отложений применяют присадки.

    Применяемые ранее органические присадки ВНИИНП-102 и ВНИИНП-103, как показали работы ВТИ и Башкирэнерго, не дали практических результатов по снижению коррозии и загрязненности воздухоподогревателей. Антикоррозионными действиями обладает полученная на основе присадки ВНИИНП-102 добавлением азотистых соединений органическая присадка ВНИИНП-106, разработанная ЦКТИ. Она требует соблюдения специальных мер по технике безопасности при сливе, так как представляет собой горючую жидкость и токсичную даже при небольших концентрациях. Температура присадки при вводе ее в мазут должна быть не ниже 50 ⁰С.

    Присадка воздействует на характер и структуру золовых отлажений, снижает их каталитическую активность, понижает их коррозионную активность в низкотемпературной зоне. В полной мере присадка коррозию не снимает, она обладает моющими качествами и действует по всему тракту от места ввода до форсунок, уменьшая осадкообразование в резервуарах и трубопроводах. Расход присадки составляет 1,5-2 кг на 1 т мазута. Изготавливается Донецким фенольным заводом.

    На ТЭС применяется жидкая минеральная присадка, разработанная ВТИ. Присадка ВТИ-4ст представляет собой 10% водный раствор хлористого магния MgCl₂, она поставляется в виде бинофита с содержанием 47% чистого MgCl₂, в емкостях она подогревается до 80 ⁰С. Присадка изменяет химический состав отложений и снижает низкотемпературную коррозию, но отложения на поверхностях нагрева трудноудаляемы, ряд ТЭС отказались от нее.

 

Мазутохранилища

 

Для хранения необходимого количества мазута на электростанциях предусматриваются мазутохранилища с металлическими или железобетонными резервуарами вместимостью: для растопочных мазутохозяйств—1000, 2000 и 3000 м3 (по типовому проекту растопочного мазутохозяйства Теплоэлектропро-екта для мощных электростанций); для основных мазутохозяйств— 5000 (при подаче мазута по трубопроводам), 10 000, 20 000, 30 000, 50 000 и 100 000 м³. В промышленных котельных для основного или резервного топлива предусматривают железобетонные или стальные (с разрешения Госстроя СССР) ре­зервуары вместимостью 25, 50, 100, 200, 400 и 1000 м³.

Таблица 9.1 - ВМЕСТИМОСТЬ МАЗУТОХРАНИЛИЩ ТЭС [37]

 

Мазутоэсоэя йство	Вместимость хранилищ
Основное — для ТЭС на мазуте при доставке по железной дороге	На 15-суточный расход
Основное — для ТЭС на мазуте при подаче по трубопроводам	На 3-суточный расход
Для резервного топлива ТЭС, рабо­тающей на газе	На 10-суточный расход при полной мощности ТЭС
Для аварийного топлива ТЭС, рабо­тающей на газе	На 5-суточный расход при полной мощ­ности ТЭС
Основное — для пиковых водогрейных котлов	На 10-суточный расход, подсчитанный исходя из средней температуры за самый холодный месяц
Растопочное при общей производи­тельности парогенераторов менее 4000 т/ч	Три резервуара по 1000 м^3

 

 

Резервуары могут быть наземными или подземными. Обычно резервуары основных мазутохозяйств выполняют на­земными с обсыпкой или обвалованием грунтом. Резервуары располагают в виде отдельных групп; каждая группа резервуа­ров имеет общую обсыпку или обвалование грунтом. Резер­вуары растопочных мазутохозяйств обычно также выполняют наземными. Для наземных металлических резервуаров, уста­навливаемых в районах со средней годовой температурой на­ружного воздуха до 9 °С, должна предусматриваться тепловая изоляция из несгораемых материалов.

Вместимость мазутохранилищ для электростанций, у кото­рых мазут является основным, резервным или аварийным топ­ливом, принимается согласно данным табл. 9.1 [37]. Вмести­мость мазутохранилищ для промышленных котельных с давле­нием пара до 4 МПа и температурой воды до 200 °С принима­ется согласно данным табл. 1

 

Таблица 1  - ВМЕСТИМОСТЬ МАЗУТОХРАННЛНЩ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОТЕЛЬНЫХ

 

Назначение я способ доставки топлива	Вместимость хранилищ
1. Основное н резервное, доставляемое по железной дороге	На 10-суточный расход
2. То же, доставляемое автомобиль­ным транспортом	На 5-суточный расход
3. Аварийное для котельных, работаю­щих на газе, доставляемое по желез­ной дороге или автомобильным транспортом	На 3-суточный расход
4. Основное, резервное и аварийное, доставляемое по трубопроводам	На 2-суточный расход
5. Растопочное для котельных мощ­ностью 116 МВт и менее	Два резервуара по 100 т
6. Растопочное для котельных мощ­ностью более 116 МВт	Два резервуара по 200 т

 

 

Для хранения основного, резервного и растопочного топ­лива предусматриваются не менее двух резервуаров. Для хра­нения аварийного топлива допускается установка одного ре­зервуара. Резервуары оборудуются устройствами для приема, подогрева и выдачи мазута, а также приборами для измере­ния уровня и отбора пробы. Каждая группа резервуаров имеет следующие общие линии: напорную от погружных на­сосов приемных емкостей, всасывающую линию основных на­сосов и линию рециркуляции от циркуляционных насосов или основных насосов. Рециркуляция способствует лучшему пере­мешиванию в резервуарах, а также подогреву его в емкостях. Отстой воды в емкостях не предусматривается.

Змеевиковые подогреватели в основных резервуарах уста­навливаются в непосредственной близости от заборных па­трубков основных и циркуляционных насосов. Перемешива­нию мазута в резервуарах мазутохранилища способствует также подача его от погружных насосов приемных емкостей в нижнюю часть резервуаров через сопла мазутоприемников. Для осмотров резервуаров на их перекрытиях устанавливают смотровые люки, там же устанавливается дыхательный кла­пан, предохранительный клапан и огнепреградитель.

 

Мазутонасосные

 

Для подготовки топлива к сжиганию (очистки его, подо­грева, создания необходимого давления) служат мазутонасос­ные, которые располагаются в отдельно стоящих одноэтажных зданиях. В зависимости от рабочего давления топлива перед форсунками горелок парогенераторов, а также способа рецир­куляции топлива мазутонасосные могут быть одноступенча­тыми (с одной ступенью насосов) и двухступенчатыми (с на­сосами первого и второго подъема) с насосами рециркуляции или без них.

В мазутонасосную ТЭС входят: насосное отделение, поме­щение щита управления, распределительный электрический щит, камеры трансформаторов, вентиляционные установки и бытовые помещения. В мазутонасосной на отметке 0,00 м рас­полагают насосы второго подъема и фильтры тонкой очистки, на заглубленной отметке 2,10 м — насосы первого подъема, циркуляционные насосы, насосы конденсатные, дренажные и загрязненных мазутом дренажей. Вне помещения мазутонасос­ной располагают: подогреватели мазута (основные и циркуля­ционные), фильтры очистки резервуаров, резервуары для сбора конденсата, расширитель, мазутоловушку, приямок дренажей и бак загрязненных мазутом дренажей. На ТЭС устанавлива­ются не менее трех насосов каждой ступени (в том числе один резервный), в мазутохозяйствах промышленных котельных — не менее двух (в том числе один резервный).

В насосной основного мазутохозяйства должно предусма­триваться резервное оборудование: по одному основному на­сосу первой и второй ступеней, один резервный подогреватель, один фильтр непрерывной очистки после основных подогрева­телей, по одному насосу и подогревателю циркуляционного по­догрева. Производительность насосов подачи топлива должна быть не менее 110% максимального расхода топлива при ра­боте всех котлов по циркуляционной схеме и не менее 100% — по тупиковой схеме.

Паромазутопроводы и конденсатопроводы размещаются на эстакадах или в каналах. Все мазутопроводы на открытом воздухе имеют паровые спутники с общей изоляцией. На мазутопроводах устанавливается только стальная арматура с не­ржавеющими уплотняющими поверхностями. Для разогрева В подогревателях, приемных емкостях и основных резер­вуарах, на ТЭС применяют пар с давлением 0,8—1,3 МПа и температурой 200—250 °С, в промышленных котельных — с давлением 0,6—1,0 МПа и температурой 160—250 °С, в ото­пительных котельных — с давлением 0,3—0,6 МПа и температурой 130—160 °С. На ТЭС конденсат пара под­вергается контролю, очищается и используется в цикле станции.

 

Таблица 2

 

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ МАЗУТОНАСОСНОЙ МАЗУТНОГО ХОЗЯЙСТВА С МЕТАЛЛИЧЕСКИМИ   РЕЗЕРВУАРАМИ ВМЕСТИМОСТЬЮ 20 000 м^З ИЛИ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫМИ ВМЕСТИМОСТЬЮ 30 000 м^З

 

	Марка оборудования	Техническая	Коли-
Оборудование		характеристика	чество
Насос второго подъема с электродвигателем ВАО 500М-2	НК 200/370-5	180 м^3/ч, 3,90 МПа	5
Насос рециркуляции с электродвигателем ВАО 102-4	10НД-6Х I	420 м^3/ч, 0,52 МПа	2
Насос первого подъема с электродвигателем ВАО 3155-4У2-5	10НД-6Х 1	250 м^3/ч, 0,62 МПа	4
Конденсатный насос с электродвигателем ВАО 81-4	КС 125-55	90 м^3/ч, 0,5 МПа	2
Насос замазученных стоков с электродвигателем ВАО 62-2	2,5 Ф-6	50 м^3/ч, 0,52 МПа	2
Насос дренажный погружной с электродвигателем ВАО 62-4	12НА-9Х4	50 м^3/ч, 0,5 МПа	2
Подогреватель мазута основной	ПМ-10-120	120 м^3/ч	8
Подогреватель мазута рециркуляции	ПМ-10-120	120 м^3 /ч	5
Подогреватель мазута предвключенный	ПМ-10-120	240 м^3/ч	2
Фильтр тонкой очистки	ФМ-10-240	240 м^3/ч	10
Фильтр грубой очистки Бак сбора конденсата Расширитель Расширитель Вентилятор с электродвигате-	ФМ-10-400   ЦЧ-70	- Объем 300 м^3 Объем 0,65 м^3 Объем 7,5 м^3 18 250 м^3/ч	6 2    1    1    4
лем ВАО 52-6
Бак сбора замазученных стоков	Подземный желе­зобетонный	Объем 250 м^3	1
Бак сбора замазученных дренажей	Подземный железобетонный	Объем 65 м^3	1

При сжигании мазутов М40 и М100 температура его в ко­тельных отделениях ТЭС поддерживается на уровне- 120—135°С, что соответствует 2,5° ВУ, в промышленных котельных с использованием центробежных механических или паромеханических форсунок—на уровне 105—120°С, что соответствует 3,5° ВУ.

В мазутных хозяйствах ТЭС применяют нефтяные насосы: погружные (подача 600 м³/ч, давление 0,65 МПа), низкона­порные центробежные (500 м³/ч, 0,4—3,0 МПа), высоконапор­ные центробежные (120—200 м³/ч, 3,7—7,0 МПа).

Подогрев мазута, поступающего в котельное отделение, при давлении топлива до 1 МПа производят в подогревателях с поверхностью нагрева 200—400 м² и пропускной способно­стью 60—240 т/ч, при давлении топлива до 4 МПа — в подогре­вателях с поверхностью нагрева 30 и 100 м² и пропускной спо­собностью 15 и 30 т/ч. Примерный состав оборудования мазутонасосной ТЭС приведен в табл. 9.3.

В промышленных котельных в качестве циркуляционных насосов и насосов первого подъема используют шестеренчатые насосы типа Ш с подачей 9—18 м³/ч и давлением 0,6 МПа, в качестве насосов второго подъема используют насосы Ш с 0,9—5,8 м³/ч и 2,5 МПа и ЗВ (трехвинтовые) с 1—7 м³/ч, 2,5 и 4,0 МПа. Для подогрева топлива обычно используют подо­греватели ПМ-25-6.с поверхностью нагрева 11,6 м² и пропуск­ной способностью 6 м³/ч с рабочим давлением до 2,5 МПа.

 

 СХЕМЫ МАЗУТНОГО ХОЗЯЙСТВА

Циркуляционная схема