Положення про організацію в міністерстві промисловості та енергетики Російської Федерації роботи із затвердження нормативів створення запасів палива на теплових електростанціях та котельнях. Теплові електростанції на деревному паливі Затвердження нормативів
Природний газ як паливо для електростанцій доступний практично у всіх промислових зонах міст Росії. У 2010 році рівень газифікації у Росії в середньому склав 62%. У містах рівень газифікації піднявся за Останніми рокамина 6% до 67%. У сільській місцевості рівень газифікації зріс на 8%, і сьогодні становить 44%.
Будівництво теплових електростанцій, що працюють на природному газі, вимагає відносно малих інвестицій - у порівнянні з електростанціями, що працюють на інших видах палива, таких як вугілля, уран, водень.
Електричний ККД сучасної газової електростанції досягає 55–60%, а вугільної – лише 32–34%. При цьому капітальні витрати на 1 МВт/год установленої потужності газової ТЕЦ становлять лише 50% вугільної, 20% атомної, 15% вітрової електростанції.
Газ економічно ефективніший за інші види палива та альтернативні джерела енергії.
Будівництво газової електростанції триває лише 14–18 місяців. На будівництво сучасної вугільної електростанції піде 54-58 місяців. Для того, щоб спорудити атомну електростанцію (АЕС) потрібно не менше 56-60 місяців.
Газ - найдоступніше та економічно виправдане рішення для виробників та споживачів електроенергії, які рахують гроші.
Альтернативні джерела енергії чи газові електростанції – хто переможе у найближчому майбутньому?
Імовірно, колись альтернативні джерела енергії замінять викопні види палива, але це відбудеться не скоро. Наприклад, щоб на енергію вітру припало 10% світового енергоспоживання, необхідно від 1 млн. до 1,5 млн. вітрових турбін. Для того щоб легко розмістити ці вітрогенератори, знадобиться площа розміром 550 000 кв. км. Це дорівнює площі Ханти-Мансійського автономного округу або найбільшої європейської країни – Франції.
Проблема не лише у площі: альтернативні джерела – не найкраще рішення з погляду бізнесу. Альтернативні джерела енергії поки що економічно неспроможні. Найбільш економічно ефективний виглядпалива на сьогодні – це газ. Газ дозволяє отримувати більш дешеву електроенергію порівняно з альтернативною енергетикою.
Газ та екологія
Газ - значно чистіше паливо, ніж будь-який інший вуглеводневий енергоносій. При згорянні газу виділяється менше вуглекислого газу порівняно коїться з іншими традиційними джерелами, наприклад вугіллям. Це, відповідно, має набагато менший негативний вплив на навколишнє середовище. Сучасна газова електростанція практично не має шкідливих викидів в атмосферу і в цьому сенсі її емісії схожі на подібні показники звичайних газових плит. Оманою багатьох людей є помилкова думка про нібито абсолютно чисті альтернативні джерела енергії. Вітрові, геотермальні та гідроелектростанції теж завдають шкоди навколишньому середовищу і часом чималий.
Для ТЕЦ перехід із вугілля на газ сприяє різкому скороченню обсягів викидів вуглекислого газу в атмосферу. Газ має більшу теплоту згоряння, ніж вугілля. Щоб отримати рівну кількість енергії, вугілля треба просто більше спалити. Газові електростанції більш ефективні по ККД: при тому самому кількості тепла, що виділяється при горінні, газова ТЕЦ дає більше електрики.
Внаслідок заміни вугільних потужностей на газові ТЕЦ дає зниження викидів СО 2 на 50–70%.
Газ – екологічно адекватне паливо.
Запаси газу - чи вистачить їх нашим дітям та онукам?
Часто можна прочитати, що запаси газу є вичерпними, але це не так. Газа вистачить не лише на наше століття. Газ не скінчиться ні за життя наших дітей, ні за життя їхніх онуків. За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, за існуючих темпів видобутку газу вже відкритих запасів цього палива вистачить на 130 років видобутку. Йдеться про запаси газу, видобуток яких можливий і економічно ефективний за існуючого рівня технологій. Обсяг газових запасів оцінюється у 400 трлн. кубометрів.
Запаси нетрадиційного газу (такого, як газ у щільних породах, сланцевий газ і вугільний метан) складаються ще не менше 380 трлн. кубометрів. У міру розвитку технологій їхній видобуток стає все більш реальним. Таким чином вже виявлених запасів газу вистачить приблизно на 250 років. У цьому постійно вдосконалюються методи розвідки, що дозволяє нарощувати запаси. До сьогоднішнього дня США, найбільший у світі споживач енергоносіїв, забезпечені запасами нетрадиційного газу на 100 років уперед. Аналогічні запаси газу має і другий найбільший споживач - Китай.
Газ – вирішення проблеми енергодефіциту у XXI столітті.
Порушення власниками або іншими законними власниками теплових електростанцій, що виробляють електричну, теплову енергію для споживачів, їх посадовими особами нормативів запасів палива, порядку створення та використання тепловими електростанціями запасів палива.
тягне за собою накладення адміністративного штрафу на посадових осіб у розмірі від тридцяти тисяч до п'ятдесяти тисяч рублів або дискваліфікацію на строк від вісімнадцяти місяців до трьох років; на юридичних - у розмірі вартості предмета адміністративного правопорушення на момент закінчення або припинення адміністративного правопорушення.
Примітка. Під вартістю предмета адміністративного правопорушення для цілей цієї статті розуміється вартість палива, запасів якого не вистачає для дотримання нормативу запасу палива на тепловій електростанції. При цьому зазначена вартість палива визначається виходячи з ціни такого палива, врахованої федеральним органом виконавчої влади, органом виконавчої влади суб'єкта Російської Федераціїу сфері державного регулювання цін (тарифів) при встановленні цін (тарифів) на електричну енергію (потужність) та (або) теплову енергію.
У разі, якщо зазначені ціни (тарифи) не підлягають державному регулюванню, ціна палива встановлюється виходячи з ринкової ціни даного виду палива, яка визначається відповідно до офіційних джерел інформації про ринкові ціни та (або) біржові котирування.
Систематизовано та узагальнено відомості про першу частину технологічного циклу теплової електростанції: підготовку різних видівпалива до спалювання, організації топкового процесу, отримання перегрітої пари в котельних установках різних конструкцій. Наведено особливості експлуатації парових котлів на різних видахорганічного палива. Враховуючи все зростаюче значення питань охорони навколишнього середовища, автори, використовуючи результати власних досліджень та досягнення вітчизняних та зарубіжних енергетиків, докладно розповідають про методи та конструкції апаратів, призначених для захисту атмосфери від токсичних та парникових газів, а також золових частинок, що викидаються в атмосферу. газами казанів. Посібник призначений для студентів енергетичних спеціальностей технічних вузів, інженерно-технічного персоналу інжинірингових компаній та теплових електростанцій, а також для слухачів курсів підвищення кваліфікації інженерів-теплотехніків.
* * *
Наведений ознайомлювальний фрагмент книги Котли теплових електростанцій та захист атмосфери (В. Р. Котлер, 2008)наданий нашим книжковим партнером-компанією ЛітРес.
Глава 2. Органічне паливо та особливості його використання на теплових електростанціях
2.1. Склад та основні характеристики органічного палива
Первинним джерелом енергії, яке використовується на теплових електростанціях, є викопне паливо органічного походження. Горючі речовини, що входять до складу палива, – вуглець С, водень Н та сірка S (за винятком невеликої частини сірки, що міститься у мінеральній масі палива – сульфатна сірка). Крім горючих речовин, до складу палива входять кисень О (підтримує горіння, але теплоти не виділяє) і азот N (не бере участь у реакціях горіння інертний газ). Кисень і азот іноді називають внутрішнім баластом палива, на відміну зовнішнього баласту, якого відносять золу і вологу.
Зола (позначається буквою «А») – це мінеральна частина палива, що включає оксиди кремнію, заліза, алюмінію, а також солі лужних та лужноземельних металів.
Волога палива (W) поділяється на зовнішню та гігроскопічну. При тривалому зберіганні твердого палива в сухому місці воно втрачає зовнішню вологу і стає повітряно-сухим.
Таким чином, якщо якусь кількість палива прийняти за 100%, то можна записати:
C r + H r + O r + N r + S л r + A r + W r = 100%. (2.1)
Індекс «r» у цьому рівнянні означає, що йдеться про робочу масу палива, отриманого на електростанції (за кордоном зазвичай говорять не «робоче», а «as receive», тобто «отримане» паливо).
Виключаючи з робочого складу всю вологу, можна отримати:
C d + H d + O d + N d + S л d + A d = 100%. (2.2)
Індекс "d" у цьому рівнянні означає "dry", тобто "на суху масу".
C daf + H daf + N daf + O daf + S л daf = 100%. (2.3)
Індекс «daf» у цьому рівнянні позначає паливо – «dry ash free», тобто «сухе та вільне від золи».
Сірка зі значком «л», що входить у наведені вище рівняння, по-перше, не включає сірку, що входить до складу золи, і, по-друге, складається з двох частин: сірки органічної і сірки колчеданной (Fe 2 S), яка присутня в деяких марках вугілля у помітній кількості.
Отже, можна розглядати ще й органічну масу палива, яка не містить сірки колчеданної:
C o + H o + O o N o + S o = 100%. (2.4)
Для перерахунку складу палива, величини виходу летких та теплоти згоряння з однієї маси палива на іншу необхідно скористатися коефіцієнтами перерахунку, наведеними у табл. 2.1.
Деякі особливості при перерахунку характеристик палива виникають при використанні сланців, що мають підвищений вміст карбонатів. Якщо для звичайних видів палива горюча маса – це різниця 100 – W r – А r , то при вмісті карбонатів більше 2 % необхідно вважати горючу масу за іншою формулою:
100−W r −A испр r −(СО 2) K ,
де А испр - зольність без урахування сульфатів, що утворилися при розкладанні карбонатів і з поправкою на згоряння сірки колчеданной, тобто
A испр r = A r −·(1−W r /100),
де S, S ст і S до - вміст сірки в лабораторній золі, сульфатної сірки в паливі та колчеданної сірки відповідно.
Горючими елементами палива, як зазначалося, є вуглець, водень і сірка. При повному згорянні з теоретично необхідною кількістю окислювача ці компоненти виділяють різну кількість теплоти:
С + О 2 = CO 2 - 8130 ккал/кг (34,04 МДж/кг);
2Н 2 + O 2 = 2Н 2 O − 29 100 ккал/кг (121,8 МДж/кг);
S + O 2 = SO 2 - 2600 ккал/кг (10,88 МДж/кг).
Слід враховувати, що вуглець становить більшість робочої маси палива: у твердому паливі його частка дорівнює 50–75 % (залежно від віку вугілля), а мазутах – 83–85 %. Водню в паливі менше, але він відрізняється дуже високою теплотою згоряння. Якщо продукти його згоряння сконденсувати (тобто враховувати не нижчу, а найвищу теплоту згоряння), виділена теплота становитиме навіть не 121,8, а 144,4 МДж/кг.
Сірку відрізняє невисока теплота згоряння, та й кількість її, як правило, невелика. Отже, сірка не є істотною цінністю як горючий елемент, а ось проблеми, пов'язані з наявністю SO 2 у продуктах згоряння, – дуже суттєві.
Таблиця 2.1 Коефіцієнти перерахунку показників палива
Все вищесказане відноситься в основному до твердого та рідкого палива. Газ, на відміну їх, – механічна суміш кількох компонентів. У природному газі більшості родовищ основною складовою є метан - СН 4, кількість якого коливається від 85 до 96%. Крім метану, у складі природного газу зазвичай є більш важкі вуглеводні: етан С 2 Н 6 , пропан С 3 Н 8 бутан С 4 Н 10 та ін Газ деяких родовищ, крім вуглеводнів, містить і інші горючі компоненти: водень Н 2 і оксид вуглецю СО. З негорючих компонентів складу газу входять азот N 2 і діоксид вуглецю CO 2 .
Основною характеристикою будь-якого виду органічного палива є його теплота згоряння, тобто кількість теплоти, що виділяється при повному згорянні одиниці маси (для твердого та рідкого палива) або одиниці об'єму (для газу). У розрахунках найчастіше використовують нижчу теплоту згоряння(Q i r) – кількість теплоти, що утворилася під час спалювання 1 кг вугілля чи мазуту, а при спалюванні газоподібного палива – 1 м 3 цього газу. При цьому передбачається, що продукти спалювання залишилися у газоподібному стані. Іноді використовують іншу теплотехнічну характеристику. найвищу теплоту згоряння(Q s r), але при цьому в тексті обов'язково уточнюють, що йдеться саме про Q s r (або HHV – higher heating value,на відміну від LНV – lower heating value -нижчої теплоти згоряння). Вища теплота згоряння завжди більша, ніж нижча, тому що вона враховує додаткову кількість теплоти, що виділяється при конденсації водяної пари та охолодженні всіх продуктів згоряння до вихідної температури.
Перерахунок нижчої теплоти згоряння на вищу (і навпаки) виконується за наступною залежністю:
Q i r = Q s r − 6(W r + 9Н r), ккал/кг (2.5)
Q i r = Q s r − 25,12 (W r + 9Н r), кДж/кг. (2.5 а)
Інші характеристики палив, що відрізняються своїм агрегатним станом, зручніше розглядати окремо для твердого, рідкого та газоподібного палива.
2.2. Тверде топливо
Тверде паливо включає насамперед різні вугілля (антрацит, кам'яні та бурі вугілля), а також торф, сланці та деякі види відходів (як промислових, так і твердих побутових відходів – ТПВ). До цього виду палива належить одне з відновлюваних джерел енергії – біопаливо, тобто деревина, відходи лісозаготівлі, деревопереробки, целюлозно-паперового та сільськогосподарського виробництва.
Переважним видом палива для теплових електростанцій є марки вугілля. У Росії міцно встановилося розподіл вугілля на бурі (наймолодші), кам'яні та антрацити (старі вугілля з максимальним ступенем вуглефікації).
Бурі вугілля діляться за максимальною вологоємністю (з розрахунку на беззольну масу W af max) на 3 групи: 1Б (W af max > 50 %), 2Б (30 ≤ W af max ≤ 50) та ЗБ (W af max< 30 %). Бурые угли отличают высокий выход летучих (V daf >40%), неспеклий коксовий залишок і висока гігроскопічність. У цьому вугіллі менше (проти кам'яним вугіллям) вуглецю і більше кисню. При сушінні на повітрі буре вугілля втрачає механічну міцність і розтріскуються. Їх недоліком є і підвищена схильність до самозаймання під час зберігання складі.
Класифікація кам'яного вугілля заснована на величині виходу летючих на горючу масу, тобто V daf %. Якщо залишити осторонь коксівне вугілля, використовувані, головним чином, у металургійному виробництві, всі енергетичні вугілля можна розташувати за рівнем зниження V daf: Д – длиннопламенные; ДГ – довгопламенно-газові; Г – газові (групи 1Г та 2Г); слабоспікання (групи 1CC, 2СС і ЗСС); худі (групи 1T та 2Т). Худий вугілля 1-ї групи має V daf більше 12%, а 2Т - від 8 до 12%. Замикають цей ряд антрацити (групи 1А, 2А та ЗА). Усі вони мають вихід летючих на пальне менше 8 %, але групи 1–3 відрізняються різною величиною об'ємного виходу летких речовин.
Наведена вище класифікація не враховує кам'яне вугілля, яке зазнало окислення в природних умовах, у період формування вугільних родовищ. Окислене вугілля відрізняють знижена вища теплота згоряння на суху та беззольну масу (Q s daf), а також втрата спекаемості. Розрізняють І групу окиснення (зниження Q s daf на 10 %) та ІІ групу (зниження Q s daf на 25 %). Так, наприклад, довгопламенне вугілля Талліннського родовища (Кузбас) має найвищу теплоту згоряння Q s daf = 31,82 МДж/кг. Окислене вугілля того ж родовища ДРОК-I (довгополум'яне, рядове, окислене I групи) – до 27,42 МДж/кг, а ще більш окислене – ДРОК-II – лише 25,04 МДж/кг.
Ще одна важлива характеристика кам'яного вугілля – розмір шматків. Вугілля, що надійшло на електростанцію, за цим показником ділиться на наступні класи:
плита (П – від 100 до 200 чи 300 мм);
великий (До – 50–100 мм);
горіх (О – 25–50 мм);
дрібний (М - 13-25 мм);
насіння (С - 6-13 мм);
штиб (Ш - 0-6 мм);
рядовий (Р - 0-200 або 300 мм).
Верхня межа 300 мм поширюється лише на вугільні розрізи, тобто підприємства з відкритим способом видобутку.
Іноді на теплові електростанціїнадходить вугілля не прямо від видобувного підприємства, а після збагачувальних фабрик. При збагаченні вугілля мокрим і сухим способами розрізняють такі продукти збагачення: малозольный концентрат, високозольный промпродукт, відсіви дрібних класів, шлам, і навіть породу і «хвости», видалені у відвал. З урахуванням цього можна з маркування вугілля, що надходить на ТЕС, представити деякі характеристики палива, дуже важливі як для надійності паливоподачі в межах ТЕС, так і для спалювання в котельному цеху. Наприклад, ГСШ - газове вугілля з розмірами "насіння" і "штиб", а ГРОКII - це теж газове вугілля, але "пересічний", 2-ї групи окисленості.
Помітну роль організації топкового процесу грають властивості мінеральної частини. Умовно можна мінеральну частину вугілля поділити на три групи:
– мінерали, занесені у пласт палива внаслідок геологічних перетворень у процесі його освіти;
– мінерали прилеглих до пласту палива гірських порід, занесені у паливо за його видобутку;
– мінерали, пов'язані з органічною частиною палива або що утворюються при її розкладанні у процесі вуглеутворення.
Остання група мінералів називається внутрішньою золою; вона рівномірно розподілена по органічній масі палива. Перша група мінералів, залежно від рівномірності їхнього розподілу по паливу, може бути джерелом як внутрішньої, так і зовнішньої золи. Друга група мінералів відноситься до зовнішньої золи.
Ще одна важлива деталь: кількість золи, одержуваної при повному спалюванні вугілля, не дорівнює кількості мінеральних домішок, що містяться у вугіллі. Справа в тому, що до складу мінеральної частини входять глинисті мінерали, слюди, карбонати, сульфати та інші речовини. При нагріванні глинистих мінералів і слюд у топці спочатку відбувається втрата кристалізаційної води (до 500-600 ° С), потім руйнується початкові кристалічні грати і утворюються вторинні мінерали (мулліт, шпинель та ін.). За подальшого підвищення температури (понад 1100 °С) починається плавлення. Ще раніше, в діапазоні температур 400-900 ° С, розкладаються карбонати і утворюються тугоплавкі оксиди. При температурах 700-800 ° С в окисному середовищі повністю вигоряє пірит. Всі ці процеси при горінні палива призводять до значної зміни складу та маси мінеральних домішок. Отже, правильніше вважати, що зола – твердий продукт реакцій мінеральної частини палива, що утворюється під час спалювання цього палива.
Численні дослідження показали, що при спалюванні кам'яного вугілля мінеральна маса зазвичай виявляється більшою, ніж зольність, а для малозольного бурого вугілля – менше.
Для загальної оцінкихімічних властивостей золи запроваджено поняття «кислого» та «основного» складу шлаку. Поведінка золи в топці значною мірою визначає величина відношення оксидів кислотного характеру до основних:
З огляду на це вираз золи вугілля Донбасу, більшої частини Кузнецького, Підмосковного, Екібастузького та деяких інших басейнів відносять до кислих. Вугілля Кансько-Ачинського басейну, торф, сланці мають золу, яка відноситься до основних.<1,0). Состав золы оказывает большое влияние на шлакующие свойства твердых видов топлива.
2.3. Газоподібне паливо
У разі Російської Федерації газоподібне паливо – це насамперед природний газ, оскільки частку Росії припадає майже третину всіх розвіданих запасів газу. Як уже зазначалося, газоподібне паливо – суміш горючих і негорючих газів, що містять невелику кількість домішок у вигляді водяної пари та пилу. Крім природного газу, на електростанції можуть поставлятися попутні та промислові гази: доменний, коксовий, синтез-газ.
Теплота згоряння окремих газів та їх масова щільність наведені у табл. 2.2.
Таблиця 2.2. Теплота згоряння та щільність газів
*Значення щільності дано при 0° С і 101,3 кПа.
Основна частина газу – метан, частка якого у різних родовищах становить від 84 до 98 %. Значно менше у природному газі більш важких граничних та ненасичених вуглеводнів. Є родовища з помітним вмістом токсичного і корозійно-активного сірководню H 2 S. У Росії їх належать, наприклад, Оренбурзьке і Астраханское родовища. Використання такого газу на електростанціях можливе лише після його очищення на газопереробних заводах.
Попутні (нафтопромислові) гази складаються з метану та інших складових. У цих газах значно менше СН 4 , але кількість важких вуглеводнів становить вже десятки відсотків. Кількість та якість попутного газу залежать від складу сирої нафти та її стабілізації на місці видобутку (тільки стабілізована нафта вважається підготовленою для подальшого транспортування трубопроводами або танкерами).
Середні характеристики попутних газів деяких родовищ Російської Федерації наведено у табл. 2.3.
Таблиця 2.3. Склад та щільність попутних газів
Таблиця 2.4. Склад та щільність промислових газів
Крім природних та попутних газів, у промисловості іноді використовують різні штучні гази. На підприємствах металургійної промисловості (доменне виробництво та коксові печі) утворюється велика кількість низькокалорійного доменного газу (Q ir = 4,0÷5,0 МДж/м 3 ) та середньокалорійного коксового газу (Q ir = 17÷19 МДж/м 3), містить Н 2 , СН 4 , СО та інші горючі газоподібні компоненти (табл. 2.4). Перед використанням у котлах доменний та коксовий газ мають бути очищені від пилу.
У деяких країнах, не настільки багатих на природний газ, як Росія, існує ціла галузь промисловості, зайнята виробництвом генераторних газів, часто званих синтез-газами. Розроблено методи та створено обладнання для отримання зручного під час використання у побуті палива шляхом газифікації твердих органічних палив: вугілля, сланців, торфу, деревини. При використанні як окислювач звичайного повітря отримують низькокалорійний газ (3÷5 МДж/м 3 ), а газифікація на кисневому дутті дозволяє отримати середньокалорійний газ з Q i r = 16÷17 МДж/м 3 . Такий газ, на відміну від низькокалорійного, можна використовувати не лише на місці одержання, а й транспортувати на певну відстань. Склад генераторного газу визначається вихідним паливом та технологією його газифікації.
Проте в умовах російської дійсності, за порівняно низьких цін на природний газ, всі види генераторного газу виявляються неконкурентоспроможними порівняно з природним газом. Проте в деяких випадках (при відсутності поблизу об'єкта газових магістралей або необхідності утилізувати відходи виробництва, що містять органічні речовини), практикують встановлення газифікаторів з повітряним або пароповітряним дуттям для отримання газової суміші, що містить Н 2 , СО і невелику кількість вуглеводнів, що дозволяє забезпечити газоподібним паливом опалювальні котли з автоматизованими пальниками та високим ККД.
У другій половині минулого століття у промисловому масштабі було налагоджено виробництво ЗПГ – зрідженого газу. Це фактично новий вид палива, який на першій та останній стадіях свого існування є газом, але при транспортуванні та зберіганні веде себе як рідке паливо (забезпечуючи цим широкий ринок для реалізації на величезних територіях, куди неможливо або недоцільно тягнути газову магістраль). Виходить ЗПГ шляхом зрідження природного газу за рахунок охолодження його до температури нижче – 160 °С. Після регазифікації дома споживання ЗПГ не втрачає властивостей, притаманних звичайного газу. При тиску 0,6 МПа, яке є робочим при транспортуванні та зберіганні ЗПГ, його густина становить 385 кг/м 3 . Зрозуміло, що за такої температури зберігати і перевозити ЗПГ доводиться у спеціальних (кріогенних) ємностях. Вартість таких установок досить висока, проте ціна зрідженого природного газу істотно нижча за вартість аналогічного продукту – зрідженого вуглеводневого газу, більш відомого під назвою пропан-бутанової суміші.
Сировиною для отримання пропан-бутанових сумішей, які широко використовуються поки що тільки в житлово-побутовому секторі, є, головним чином, попутний газ нафтовидобутку. Інше джерело зрідженого газу - нафтопереробні заводи (НПЗ), на які надходить сира нафта, що містить зріджені нафтові гази. У процесі дистиляції вони вловлюються, причому їх вихід становить 2–3 % обсягу нафти, що переробляється. Теплота згоряння цього палива та інші його характеристики залежать від співвідношення між вмістом бутану та пропану.
2.4. Рідке паливо
Рідке паливо – це, як правило, продукт переробки сирої нафти (хоча в деяких країнах освоєно технологію отримання рідкого палива з вугілля, сланців або інших органічних речовин). Сира нафта є сумішшю органічних сполук, а також деякої кількості сірчистих та азотних сполук, парафінів та смол. Після переробки сирої нафти на НПЗ виходять легкі сорти палива: бензин, гас та дизельне паливо. Ці види палива використовуються, головним чином, на транспорті, в комунально-побутовому секторі та двигунах внутрішнього згоряння різних промислових підприємств.
Потім на НПЗ отримують топкові мазути, які є важкими крекінг-залишками або сумішами крекінг-залишків з мазутами прямої перегонки. Крім високої в'язкості та плюсової температури застигання, у топкових мазутах допускається більш високий вміст механічних домішок, сірки та води. Топкові мазути надходять на теплові електростанції та великі котли промислових котелень. При цьому більша частина мінеральних домішок, що містяться у вихідній нафті, концентрується саме у мазуті.
Відповідно до Російських стандартів на електростанції поставляються мазути марок 40 і 100. Марка в даному випадку визначається граничною в'язкістю мазуту за температури 80 °С. Для мазуту марки 40 вона не повинна перевищувати 8,0 градусів умовної в'язкості (°ВУ), а для мазуту марки 100 – 15,5 °ВУ. форсунки (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Діаграма «В'язкість – температура» для рідкого палива
За вмістом сірки мазути поділяються на малосірчисті (S r ≤0,5 %), сірчисті (до 2,0 % сірки) та високосірчисті (до 3,5 % сірки). Рівень сірчистості залежить головним чином від вмісту сірки у вихідній нафті: при її переробці від 70 до 90 % сірчистих сполук переходить у мазут, створюючи тим самим серйозні труднощі для експлуатаційного персоналу ТЕС.
З інших характеристик мазуту істотне значення мають зольність, вологість і щільність мазуту.
Зольність, як і у випадку із сірчистістю, залежить від вмісту мінеральних домішок у вихідній нафті. При її переробці ці домішки концентруються головним чином у мазуті. Тим не менш, золовий залишок при спалюванні мазуту настільки малий, що золоочищення димових газів на мазутних котлах, як правило, не потрібне. Особливістю золи мазуту є наявність у ній ванадію. У перерахунку на п'ятиокис ванадію V 2 Про 5 цей компонент, що становить велику цінність для промисловості, може досягати 50% при спалюванні високосірчистих мазутів.
При згорянні мазуту частина компонентів золи зганяється, а потім конденсується на конвективних поверхнях нагрівання. На ці первинні відкладення осаджуються тверді або розплавлені частинки золи, а також сажові та коксові частинки, створюючи міцні забруднення, що прилипають до труб. Трудновидалені відкладення, що містять оксиди ванадію, нікелю, заліза і натрію, погіршують теплопередачу, порушують температурний режим і підвищують аеродинамічний опір конвективних поверхонь нагріву. На поверхнях нагрівання з температурою металу нижче точки роси утворюється плівка сірчаної кислоти, яку також осаджуються тверді частинки золи і коксу.
Вологість мазуту, що відвантажується споживачеві, зазвичай не перевищує 1,5–2 %. Але в процесі зливу мазуту з цистерн та зберігання його в мазутних резервуарах вологість мазуту збільшується за рахунок пари, яка використовується для підтримки потрібної температури (докладніше див. в гл. 3).
Щільність мазуту зазвичай оцінюється відношенням фактичної густини до густини води при температурі 20 °С. При підвищенні температури відносна щільність мазутів зменшується і може бути розрахована за формулою
де ρ t і ρ 20 – відносні щільності мазуту за фактичної температури t і за 20 °З, β – коефіцієнт об'ємного розширення за підвищення температури мазуту на 1 °З. Більшість мазутів β = (5,1÷5,3)·10 -4 .
Ще дві характеристики мазуту цікаві при експлуатації мазутного господарства: температура застигання і температура спалаху. Перша – це температура, за якої мазут загусає настільки, що у пробірці, нахиленій на 45°, поверхня мазуту залишається нерухомою протягом 1 хв. Для мазутів марки 40 максимальна температура застигання становить +10 °З, а мазуту марки 100, з підвищеним вмістом парафінів, температура застигання підвищується до 25 °З.
Температурою спалахуназивають температуру, за якої пари мазуту в суміші з повітрям спалахують при контакті з відкритим полум'ям. У різних марок мазуту температура спалаху змінюється у широкому діапазоні. Мазути, які містять парафінів, мають температуру спалаху від 135 до 234 °З, а температура спалаху парафінистих мазутів близька до 60 °З. При виборі схеми підігріву мазуту слід враховувати температуру спалаху, щоб уникнути пожежонебезпечної ситуації.
Архаров Ю.М.
Енергетична стратегія Росії на період до 2020 р. ставить за мету не просто нарощування енергетичного потенціалу країни, а й освоєння екологічно чистих, безпечних, надійних та економічно прийнятних способів виробництва електроенергії.
Одним із шляхів вирішення цього завдання є розширення масштабів застосування відновлюваних джерел енергії (ВІЕ) та безпаливних технологій.
Особливо важливим для Росії ВІЕ є деревне паливо, запаси якого величезні та відновлювані.
Для регіонів, що мають значні лісові масиви та не мають будь-яких природних запасів традиційного палива (газ, нафту, вугілля та ін.), розвиток регіональної енергетики на базі наявних запасів деревного палива відкриває широкі перспективи економічного зростання та забезпечення регіональної енергетичної незалежності.
Поява такої регіональної енергетики, що спирається на власні лісові ресурси та «безпаливні» технології (детандер-генератори, гідроенергетика, спалювання сміття тощо), дозволяє створити механізми стримування зростання тарифів на електроенергію та тепло. Крім того, це дає можливість знизити витрати Регіону на закупівлю паливно-енергетичних ресурсів за його межами, спрямувати кошти, що вивільнилися, для поповнення бюджету; створити ефективні інтегровані виробництва та нові робочі місця в регіоні, розширивши відповідно базу оподаткування.
В екологічному плані теплоелектричні станції (ТЕС) на деревному паливі мають значні переваги перед традиційними ТЕС на вугіллі, газі, мазуті та ін.
По-перше: деревне паливо – відновлюване. Якщо використовувати не тільки відходи деревопереробки, а пряме рубання лісу на паливо для ТЕС, то за рахунок дотримання певного циклу посадки-зростання лісу (10-40 років) можна отримати замкнуту екоенергетичну систему, що забезпечує електроенергією регіони.
По-друге: при спалюванні деревного палива утворюється стільки ж СО2, скільки витрачається для зростання дерев. Таким чином, дотримується нульовий баланс по СО2, що не збільшує викид парникових газів (СО2).
По-третє: при спалюванні деревного палива в атмосферу викидається в 100 разів менше двоокису сірки та в 2-3 рази – окису азоту. Причому величина цих викидів залежить від виду деревини, якості котельної установки та досконалості використовуваного паросилового циклу генерації електроенергії.
Отже, ці показники можуть бути покращені у процесі розвитку технології.
У четвертих: утворена при спалюванні деревного палива деревна зола є найціннішим добривом, яке може використовуватися для інтенсивного відтворення лісу та розвитку агрокомплексів на базі ТЕС на деревному паливі.
По-п'яте: на основі ТЕС на деревному паливі організуються інтегровані виробництва переробки деревини з отриманням різних товарів. У цьому ефективність згаданих виробництв значно вище, оскільки використовувана у яких електроенергія і тепло значно дешеві.
По-шосте: досягається енергетична безпека регіону, оскільки запаси лісового відновлюваного палива часто перевищують потреби регіону в електроенергії (3-5 разів). Крім того, можуть бути виконані спеціальні посадки лісу для забезпечення ТЕС паливом, а також використання відходів сільгоспвиробництв, сміття, осушеного мулу з очисних споруд населених пунктів, сільгосп- та промпідприємств.
У сьомих: економічна ефективність проектів ТЕС на деревному паливі, що сьогодні на рівні ефективності звичайних теплових електростанцій на вугіллі (800-1000 дол./кВт). Проте, вона може бути суттєво покращена (до 500-600 дол./кВт) при реалізації конкретного проекту за рахунок зменшення вартості деревного палива, мінімізації транспортних витрат на його доставку, застосування прогресивних технологій рубки та вивезення лісу, високоефективного технологічного циклу генерації електроенергії та тепла та створення інтегрованих з основним технологічним процесом отримання ел. енергії допоміжних виробництв лісопереробки, тепличних господарств, використання технології виробництва гумусу за допомогою каліфорнійських та дощових хробаків та ін.
Таким чином, реалізація технології ТЕС на деревному паливі в регіоні (наприклад, у Калузькій області) з великими запасами дров'яного лісу є надзвичайно вигідною для регіону.
Це дозволяє суттєво підвищити енергетичну безпеку регіону, дати значний імпульс розвитку економіки, зокрема сільського господарства, лісопереробки, лісокористування.
| завантажити безкоштовно Теплові електростанції на деревному паливі, Архаров Ю.М.,
