Корзина
52 отзыва
+7-812-3319940
Контакты
ООО «МаксОйл»
Наличие документов
Знак Наличие документов означает, что компания загрузила свидетельство о государственной регистрации для подтверждения своего юридического статуса компании или индивидуального предпринимателя.
+7-812-331-99-40Многоканальный
+79052010550
+79219576581
+78123319940Офис\факс
Максим Гущин
РоссияЛенинградская областьСанкт-Петербургпр. Полюстровский, 59
366761804
piterskiy_brodyaga
+79052010550
+79052010550
Карта

Котельный мазут (жидкое топливо)

Котельный мазут (жидкое топливо)

Сырую нефть как котельное топливо не используют. Сырую нефть предварительно перерабатывают и получают различные топлива (бензин, керосин, лигроин) и масла.

Остаток от переработки сырой нефти — котельный мазут и является топливом для котлов.

 

Котельный мазут относится к высококалорийным топливам: Qнр = 38,3 МДж/кг (9150 ккал/кг).

По элементарному составу котельный мазут, характеризуется высоким содержанием углерода до 87%, водорода до 11,1%, кислорода и азота до 1%.

По содержанию серы SO2 нефть и мазут делят на два класса: малосернистые топлива с содержанием серы 1% и высокосернистые топлива — 2,5%.

Котельный мазут бывает маловязкий и высоковязкий с большим содержа­нием смолистых веществ и парафина. Вязкость мазута является важным эксплуатационным фактором, определяющим способность транспортировки, слива, перекачки и сжигания его. С повышением температуры вязкость мазута уменьшается, поэтому все операции с мазутом производят с подогревом.

Вязкость нефти и мазута обычно выражают в единицах услов­ной вязкости ВУ. Согласно ГОСТ условной вязкостью называют отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20°С. Это отношение выражается числом условных градусов.

В зависимости от вязкости котельный мазут бывает нескольких марок, раз­личающихся температурой застывания, которая всегда выше 0°С. Для наиболее вязких сортов мазута температура застывания — 25°С и выше, поэтому необходим предварительный подогрев такого мазута: при перекачке до 60 — 70°С, а при сжигании до 140°С.

Температурой вспышки мазута называют такую температуру, при которой пары его образуют с окружающим воздухом смесь, воспламеняющуюся при поднесении к ней огня.

При разогреве мазутов в открытых (без давления) емкостях в целях пожарной безопасности температура подогрева должна быть примерно на 10°С ниже температуры вспышки. В закрытых емкостях (змеевиках, трубах), находящихся под давлением, топливо можно подогревать мазут значительно выше температуры его вспышки.

Жидкое котельное топливо (топочный котельный мазут) по своему элемен­тарному составу мало отличается от сырой нефти. Мазут обычно содержит некоторое количество воды, увеличивающееся после вод­ных перевозок, а также при разогреве в цистернах острым паром. Согласно ГОСТ 10585 — 75 мазут подразделялся на шесть марок: Ф5, Ф12, М40, М100, М200 и МП, из них в стационарных котельных установках сжигают мазут трех марок — М40, М100 и М200. Характеристика котельного мазута разных марок приведена в таблице 11.

Таблица 11. Характеристика котельного мазута

Показатель

 

Марка мазута

 

 

малосернистый

 

 

высокосернистый

 

 

М-10

 

 

М100

 

 

М40

 

 

М100

 

 

М200

 

Условная вязкость, град:

при 80 С .......

Ø      100 С

 

Температура, С:

Вспышки...

Застывания .........

 

 

8

-

 

 

90

10

 

 

15,5

-

 

 

110

25

 

 

8

-

 

 

90

10

 

 

15,5

-

 

 

110

25

 

 

-

6,5-9,5

 

 

140

35

 

ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА.

ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ ЖИДКОГО ТОПЛИВА.

 

Топочные мазуты — остаточные продукты пере­работки нефти — поставляются в соответствии с ГОСТ. В стандарте предусмотрено три марки топли­ва: маловязкий мазут — 40 и высоковязкие мазуты — 100 и 200. Высоковязкий топочный мазут М-100 или М-200 применяется в котельных только при возможности непосредственной подачи с нефтеперера­батывающих заводов по трубопроводам, что является исключением. Требования, предъявляемые стандартом к топочным мазутам, приведены в табл. 10-4.

Основные свойства топочных мазутов, определяющие условия их применения в котельных установках: вяз­кость, температура застывания, содержание серы, влаж­ность, зольность, плотность, температура вспышки, низ­шая теплота сгорания.

Топочные мазуты характеризуются условной вяз­костью, обозначаемой ВУ. Индекс указывает, при какой температуре определяется вязкость. Маловязкие топ­лива типа солярового масла характеризуются ВУ50, т. е. условной вязкостью при 50 °С;

Таблица 10-4 Основные показатели топочных мазутов

Наименование показателей

 

Марка мазута

 

 

40

 

 

100

 

 

200

 

Вязкость условная, °ВУ (не более):

   при 80 °С ...........

   при 100 °С .....    

Содержание воды, % (не более)   .  

Зольность, % (не более) ......

 

Содержание механических примесей, % (не более)

Содержание серы, % (не более)    .   .

 

 

 

Температура вспышки мазута при определе­нии в открытом

     тигле, °С (не ниже)

Температура застывания, °С (не выше)

Температура застывания мазута из

высокопарафинистых нефтей °С

Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо

(небраковочная), ккал/кг.............

 

Плотность мазута при 20 °С, г/см3 (не более)

 

8,0

-

2 0*

0,15**

 

1,0

0,5***   для

2 0***   для

3,5***   для

 

90

 

+ 10

+25

 

9700

9550

 

-

 

15,5

-

2 0*

0,15**

 

2,5

малосернис сернистого высоко-

 

110

 

+25

+42

 

9050

9500

 

1,015

 

 

-

6,5-9,5

1,0

0,3

 

2,5

того 

............

сернистого

 

140

 

+36

+42

 

9600

9450

 

-

 

* При водных перевозках и сливе с подогревом «открытым» паром не более 5%

** Из бакинских нефтей допускается до 0,5%.

*** Из арлано-чекмагушской, серноводской и бугурусланской нефтей — не бо­лее 4,3%.

' В числителе для малосернистого и сернистого топлива, в знаменателе для вы­сокосернистого топлива.

для топочных мазутов, текучесть которых при 50 °С недостаточна, вязкость определяется при температуре 80 или 100 °С и обозна­чается ВУ80 или ВУ100.Зависимость вязкости мазутов от температуры показана на номограмме ВТИ (рис. 10-6). Горизонтальными линиями с цифрами на номограм­ме обозначены значения рекомендуемой и предельно допустимой вязкости для насосов и форсунок разных типов, по которым может быть ориентировочно опреде­лена необходимая температура подогрева соответствую­щего топлива. Величина вязкости, определяющая ка­чество распыления в форсунках, а следовательно, и экономичность сжигания, а также продолжительность слива и гидравлическое сопротивление при перекачке по трубопроводам, имеет в эксплуатации важное значение.

Температура застывания мазутов марки 40 от 10-25°С, марки 100 от 25-42 °С. Верхние пределы относятся к мазутам из высокопарафинистых нефтей. Вблизи температуры застывания в мазутах образуется

Рис. 10-6. Номограмма для определения вязкости и тем­пературы мазута.

1 — предельная вязкость мазута для винтовых и шестеренчатых насосов;

2 — то же для поршневых и скальчатых насосов;

3 — то же для центробежных насосов производительностью 20—40 т/ч;

4 — то же для паровых форсунок;

5 — то же для воздушных вентиляторных форсунок;

6 — то же для воздушных компрессорных форсунок;

7 — то же для механических форсу­нок и рекомендуемая вязкость для паровых форсунок;

8 — ре­комендуемая вязкость мазута для воздушных и вентиляторных форсунок;

9 —то же для механических форсунок.

так называемая псевдокристаллическая структура, вы­зывающая понижение текучести и затруднение слива и перекачки (80—100°ВУ). Для мазута марки 100 это имеет место за 25—30 °С до температуры застывания. В некоторых мазутах формируются трудно расплавляе­мые твердые комки и зерна.

По количеству серы мазуты делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые с содержанием серы до 0,5, 2 и 3,5% соответственно. Содержание серы в мазутах зависит от исходной нефти, но значительно выше, чем в последней, так как сера концентрируется преимущественно в тяжелых остаточных продуктах. При пере­работке высокосернистых нефтей содержание серы в ма­зутах может доходить до 4,3%. Сера содержится в ма­зутах в активной и пассивной форме. Активная сера вызывает коррозию трубопроводов, подогревателей в ре­зервуарах, теплообменников и хвостовых поверхностей нагрева при температурах стенки металла последних ниже температуры точки росы.

 В мазутах, выпускаемых нефтеперерабатывающими заводами, содержатся, как правило, только следы воды. Значительное обводнение мазута происходит при перевозках и в особенности при подогреве открытым паром. При подогреве мазута открытым паром содержание влаги в мазуте резко возрастает, что не только вызывает потери пара и конденсата, но и ухудшает качество самого мазута. В результате снижается коэффициент полезного действия КПД котлоагрегатов и надежность работы котельной. При подогреве в от­крытых резервуарах вода, содержащаяся в мазуте, вызывает вспенивание.

Зольность мазутов марок 40 и 100 составляет от 0,10 до 0,15% (мазуты бакинских нефтеперерабатывающих заводов до 0,4%). Присутствие в золе щелочных и ще­лочноземельных металлов и ванадия снижает темпера­туру ее размягчения и приводит к образованию мине­ральных отложений на поверхностях нагрева. Увеличе­ние зольности мазута от 0,1 до 0,3% усиливает образование отложений в 2—3 раза, снижает экономичность и теплопроизводительность котлоагрегатов. Зольность топочных мазутов в 2—4 раза больше зольности исход­ной нефти.

Плотность топочных мазутов, измеряемая при 20 °С, мало отличается от плотности воды. Плотность мазута может изменяться в пределах 950—1050 кг/м3. Из-за малого отличия плот­ности мазутов и воды отделение воды от мазута путем есте­ственного отстоя почти исключено. Максимальная плот­ность мазута М100, установленная стандартом, составляет 1015 кг/м3.

Температура вспышки мазутов колеблется в преде­лах 90—170°С, для мазута 100 должна быть по стан­дарту не ниже 110 С.

Низшая теплота сгорания обезвоженного мазута Qр=  9 500 — 9 800 ккал/кг, при влажности Wр = 5°/0 низшая теплота сгорания топлива марки 40 Qр = 9 140 – 9 330 ккал/кг, марки 100    9 050 – 9 250 ккал/кг.  Меньшие величины относятся к высоковязким, большие к маловязким мазутам.

 

Основными источниками потерь мазута, а также свя­занных с его применением потерь тепла в условиях котельных установок являются:

  • разогрев мазута в железнодорожных цистернах «от­крытым» паром; на 1 т мазута расходуется до 100 кг пара, обводнение мазута при этом достигает 10%. По данным ВТИ [Л. 11] сжигание мазута с такой влаж­ностью приводит к перерасходу около 0,75%; сухого мазута за счет тепла, идущего на испарение влаги, и до­полнительного расхода энергии на тягу; кроме того, снижается надежность работы котельной;
  • удлинение времени разогрева и слива железнодорож­ных цистерн сверх минимально необходимого вызывает увеличение расхода пара за счет потерь в окружающую среду; при температуре наружного воздуха — 10°С и подогреве мазута 100 в цистерне емкостью 50 м3 от 0 до 60 °С средняя потеря тепла в окружающую среду равна 30 500 ккал/ч, что соответствует 20% часового расхода тепла на разогрев мазута в цистерне. Причи­нами удлинения времени разогрева чаще всего являют­ся недостаточное давление пара перед вводом в цистер­ну, значительная конденсация пара в подводящем паропроводе, неумелое обслуживание устройств для ра­зогрева и слива мазута из цистерн;
  • хранение мазута в открытых емкостях, вызывающее дополнительное обводнение атмосферными осадками и увеличенные потери от испарения; открытые лотки для слива мазута, вызывающие потери тепла;
  • недостаточный подогрев мазута перед сжиганием, не обеспечивающий снижения вязкости до нормальной величины (рис. 10-6), что ухудшает распыление топлива форсунками и влечет рост потерь тепла от механической и химической неполноты сгорания;
  • неудовлетворительное состояние или отсутствие тепловой изоляции стальных наземных резервуаров, паро- и мазутопроводов, что вызывает значительные потери тепла в окружающую среду;

 

  • отсутствие присадок, необходимых при сжигании сернистых мазутов (содержание серы более, для уменьшения образования плотных отложений на поверх­ностях нагрева, в мазутопроводах, подогревателях и облегчения, их чистки, донных отложений в резервуарах и для защиты хвостовых частей агрегатов котлов от низко­температурной коррозии.

 

Нормы потерь топочного мазута при приеме и хранении приведены в табл. 10-5.

Таблица 10-5 Нормы потерь топочного котельного мазута при приеме и хранении

Перевозки мазута в железнодорожных цистернах (в процентах от пе­ревозимого количества) ..................0,040

Прием мазута из железнодорожных цистерн, автоцистерн, нефтеналив­ных судов, резервуаров (в процентах от  принятого   количе­ства):

из железнодорожных и автоцистерн в заглубленные желе­зобетонные и наземные металлические резервуары .. 0,021

из барж и танкеров в заглубленные железобетонные и на­земные металлические резервуары ...........0,006

Хранение мазута в резервуарных емкостях (1 кг на 1 м2 поверхности испарения в месяц):

резервуары заглубленные, железобетонные ........0,003

резервуары наземные, металлические..........0,006

Примечание. Для вертикальных наземных цилиндрических резер­вуаров поверхность испарения принимается по калибровочной таблице ниж­него пояса, а для заглубленных вертикальных резервуаров — по калибровоч­ной таблице на 0,8 высоты взлива независимо от фактической степени запол­нения.

Для горизонтальных цилиндрических наземных и заглубленных резер­вуаров поверхность испарения вычисляется исходя из заполнения резервуара на 0,75 высоты взлива независимо от фактической степени заполнения по формуле F=0,865 · d · l, где d — диаметр корпуса резервуара для хранения мазута; l — длина цилин­дрической части резервуара для мазута; 0,865 — постоянный коэффициент.

Нормы для заглубленных железобетонных резервуаров распространяются на резервуары с заcыпкой от 0,2 м и выше над верхом кровли и временно — па заглубленные горизонтальные металлические резервуары с засыпкой от 0,3 м и выше над верхней образующей. Нормы потерь топочного мазута одинаковы в весенне-летний и осенне-зимний периоды.

Нормы путевых потерь мазута при перевозках в железнодорожных ци­стернах принимаются независимо от расстояния и периода года.

 

 

РАЦИОНАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКЛАДОВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА

 

Устройство и эксплуатация складов жидкого топлива котельных должны обеспечивать:

§ минимальный расход тепла на подогрев мазута при разгрузке из цистерн, хранении и подаче в котельную, при соблюдении требуемой вязкости топлива;

§ быстрый и полный слив мазута из разгружаемых цистерн, что важно как в отношении уменьшения про­стоя транспортных средств, так и для сбережения топ­лива и тепла на подогрев;

§ исключение или уменьшение обводнения мазута при сливе и хранении;

§ подготовку мазута — подогрев и фильтрацию, а для сернистого топлива и химическую обработку — добавку жидких присадок.

В состав установки для снабжения котельной топоч­ным мазутом входят сооружения и устройства для приема и хранения топлива, подготовки и подачи его в котельную. Устройство для приема топочных мазутов из железнодорожных цистерн состоит из эстакады для обслуживания узла разогрева у сливаемых цистерн, междурельсового сливного лотка, снабженного паровой рубашкой, и лотков, ведущих в подземные резервуары - хранилища. При наземных резервуарах в состав уст­ройства добавляется заглубленная «нулевая» емкость, из которой топливо перекачивается насосами в храни­лище. Для котельных рассматриваемого в настоящей работе типа применяют установки с двумя подземными резервуарами емкостью по 50, 100, 250, 500 и 1 000 ми двумя наземными резервуарами емкостью по 200, 400 и 1 000 м3 по типовым проектам Сантехпроекта. Подо­грев массы мазута в резервуарах циркуляционный, го­рячим мазутом и местный. Оборудование для подготов­ки и подачи мазута в котельную размещено в насосной. В зависимости от расхода мазута применяют насосные производительностью 3,25; 6,5; 11 м3/ч, а также 2X11 и 2X22 м3/ч.

Принципиальная схема трубопроводов мазутонасосной для установки с подземными резервуарами показана на рис. 10-7.

В состав основного оборудования входят насосы / подачи мазута в котельную, насосы циркуляционно-греющего контура, подогреватели мазута 3,фильтры грубой очистки 4, фильтры тонкой очистки 5. Вспомога­тельное оборудование насосной — охладитель конденсата и дренажные насосы 7.

Для предотвращения твердых отложений и пробок в мазутопроводах необходимо поддерживать постоянную циркуляцию в контуре подачи топлива в котельную и температуру, зависящую от вязкости мазута и типа Применяемых форсунок (см. рис. 10-6). Регулирование температуры и давления мазута должно быть автома­тизировано.

Жидкое топливо может применяться в котельных в качестве основного — в течение всего периода работы, резервного — в течение длительного периода (зимние месяцы), аварийного — при непродолжительном прекра­щении подачи основного топлива (газа) и в качестве растопочного — при камерном сжигании твердого топ­лива. Требования к устройству складов мазута котельных установок в зависимости от назначения жидкого топлива и местных условий изложены в нормативных документах [Л. 3, 4].

Для быстрого и безостаточного слива топочных ма­зутов из железнодорожных цистерн требуется снижение вязкости мазутов, что достигается подогревом до темпера­туры, обеспечивающей текучесть мазутного топлива (табл. 10-6).

 

 

Рис. 10-7. Принципиальная схема мазутонасосной с циркуляцион­ным разогревом для подземных мазутных резервуаров.

 

На рисунке 135 изображена схема наземного мазутохранилища.

Таблица 10-6. Рекомендуемая температура подогрева топочных мазутов, °С

Место подогрева

 

Мазут марки

 

 

40

 

 

100

 

 

200

 

В железнодорожных цистернах перед сливом ....

В приемной (промежуточной) емкости  и в хранилищах ....

Перед форсунками разных типов ....

 

30

40—60

60

60—80

См. рис.

70—90

10-60

 

 

Примечания:

1.   Для сернистых мазутов 40 и 100 температура разогрева в топливохранилищах и приемной емкости 70 — 80 °С.

2.    В открытом баке во избежание вспенивания температура разогрева мазута должна быть не более 90 °С.

3.   Температура  разогрева солярного масла  перед   сливом из железнодорожных  цистерн  10—15 °С.

Для экономии топлива и тепла необходима замена разогрева мазута в железнодорожных цистернах «от­крытым» паром другими методами разогрева. Наиболее целесообразна доставка топочных мазутов в цистернах, оборудованных паровыми рубашками в сливном при­боре и в нижней части бака. Конструкция таких цистерн разработана ЦНИИ МПС.

Безостаточный слив мазута из 60-тонной цистерны, снабженной па­ровой рубашкой, обеспечивается за 4 часа вместо 10—14 часов, удельный расход пара на слив мазута уменьшается в среднем в 2 раза, исключается обводнение мазутного топлива, соответственно на 5—10% увеличивается полезная емкость мазутохранилищ, исключается трудоемкая ручная зачистка цистерн от остатков мазута, значительно повышается про­изводительность и улучшаются условия труда по разгрузке топли­ва. По расчетам Теплоэлектропроекта затраты на внедрение цистерн, оборудованных паровыми рубашками, окупятся примерно за полтора года [Л. 11].

В научно-исследовательских организациях и на пред­приятиях разрабатываются и другие экономичные мето­ды разогрева мазута для слива из железнодорожных цистерн.

Виброподогреватели мазута позволяют примерно в 20 раз увеличить коэффициент теплоотдачи по сравнению с коэффициентом для неподвижной поверхности. Продолжительность разогрева мазута на 60 °С в цистерне 50 м3 составляет 3,5 ч, тепловая мощность около 0,4 Гкал/ч, мощность парового привода 4,8 кет, поверхность нагрева подогревателя 5,65 м2, скорость вибрации 0,83 м/сек [Л. 43].

На ГРЭС-1 Ленэнерго разработан и внедрен разогрев мазута методом электроиндукционных потерь. Основное достоинство метода — исключение обводнения мазута, сокращение времени слива до 4—6 часов, исключение тяжелого труда по ручной зачистке. Элек­трическая мощность установки — 160 кВт.

Разрабатываются также установки для разогрева цистерн про­качкой горячего мазута, при помощи инфракрасных лучей и др.

До возможности систематического получения топоч­ных мазутов в специализированных цистернах с паро­выми рубашками и при отсутствии других устройств целесообразно применять для разогрева мазута перед сливом взамен «открытого» пара переносные змеевиковые подогреватели системы Гластовецкого и Чекмарева, состоящие из трех секций, соединяемых при помощи шлангов.

Поверхность нагрева подогревателя, применяемого для цистерн емкостью 50—25 м3, составляет 23,1 м2, вес 228 кг. Подогреватели изготовляют из стальных или дюралюминиевых труб. В качестве теплоносителя при­меняют сухой насыщенный или слабо перегретый (до 200 °С) пар давлением 6—8 кгс/см2.

Основные недостатки переносных змеевиковых подо­гревателей: значительный вес и громоздкость, затруд­няющие обслуживание, большая продолжительность разогрева, необходимость зачистки цистерны после сли­ва. Существенные преимущества таких подогревателей перед разогревом «открытым» паром: исключение об­воднения мазута, экономия топлива.

Некоторое ускорение разогрева «открытым» паром достигается путем применения пара повышенных пара­метров — давлением до 6—8 кгс/см2, лучше слегка пере­гретого, до 200°С. Хорошая тепловая изоляция подводя­щих паропроводов и правильно организованный дренаж способствуют уменьшению обводнения мазута и ускоре­нию разогрева.

Потери мазута во время слива из цистерн сокраща­ются при замене переносных лотков на стационарные междурельсовые, как это принято в действующих типо­вых проектах установок для мазутоснабжения котельных (Сантехпроект, 1967 г.). Потери тепла сокращаются при закрытых крышками сливных лотках, что способствует также ускорению слива топлива. Давление пара в ру­башке обогреваемого междурельсового лотка не должно превышать 2 кгс/см2. Использование паровых рубашек или встроенных змеевиков, которыми оборудована часть цистерн, должно быть обязательным при разогреве ма­зута перед сливом.

Наиболее распространенный до последних лет способ разогрева мазута в резервуарах при помощи паровых змеевиковых или секционных подогревателей обладает крупными недостатками, к числу которых относятся низ­кая эффективность передачи тепла высоковязкому ма­зуту из-за осаждения на трубах карбоидов и других загрязнений, что обусловливает большой расход металла на создание развитой поверхности нагрева подогревате­лей, почти полное отсутствие отстоя воды при подогреве высоковязких мазутов из-за незначительной разницы плотности топлива и воды, выключение части поверхно­сти нагрева змеевиков или секций донными отложения­ми, обводнение мазута в результате коррозии и наруше­ния плотности многочисленных соединений труб, слож­ность проведения ремонтных работ. Эти недостатки способа подогрева непосредственно влияют на качество подготовки мазутов для сжигания, увеличивают потери топлива, затрудняют эксплуатацию котельных.

В мазутных хозяйствах котельных, в которых еще со­хранился способ разогрева мазута в резервуарах при помощи змеевиковых или секционных подогревателей, целесообразно заменить его на циркуляционный, разра­ботанный проф. Геллером (Л. 43).

В последние годы циркуляционный способ разогрева мазута, обладающий многими преимуществами, получа­ет все более широкое распространение. Затраты на ре­конструкцию мазутного хозяйства окупаются в короткий срок за счет улучшения качества подготовки топлива, его экономии при сжигании, повышения надежности экс­плуатации, удешевления очистки и ремонта резервуаров для хранения мазута. Циркуляционный подогрев резервуаров для хранения мазута осуществляется подачей топлива насосом из нижней части хранилища через внешний подогреватель к насадкам, расположенным в хранилище. Турбулентные затопленные струи горячего мазута, выбрасываемые из насадков, обеспечивают бы­строе и эффективное перемешивание, однородный состав и равномерную температуру топлива, препятствуют отложению карбоидов.

В качестве внешних подогревателей применяются трубчатые секционные конструкции. Относительно высо­кие скорости мазута в трубчатых подогревателях обес­печивают благоприятные условия теплопередачи от греющего теплоносителя к мазуту и длительную работу без образования отложений.

В современных Типовых установках для снабжения мазутом котельных нашли применение подогреватели мазута ПМ-25-6 и ПМ-40-15, изготовляемые таганрогским заводом «Красный котельщик».

Хорошо зарекомендовали себя секционные подогрева­тели мазута конструкции ПКБ Башкирэнерго. Каждая секция такого подогревателя мазута состоит из пучка труб диаметром 38x3 мм, заключенного в кожух диаметром 219х6 мм. Удельная поверхность нагрева этого подогревателя, от­несенная к 1 тподогреваемого мазута, благодаря высо­кому коэффициенту теплопередачи и рациональной ком­поновке трубных пучков в 2,5 раза, а вес металла в 6 раз меньше, чем у широко распространенных подогревате­лей мазута типа «труба в трубе».

Благодаря возможному быстрому повышению темпе­ратуры массы мазута в резервуаре циркуляционный по­догрев позволяет уменьшить температуру мазута при его хранении, что сокращает расход тепла на подогрев и уменьшает потери топлива от испарения. Местный подогрев мазута внутри резервуара выполняют при этом только в зоне всасывающей трубы.

При хранении топочных мазутов, представляющих со­бой сложные многофазные смеси органических и неорганических соединений, на днище и стенках резервуаров образуются большие отложения — осадки. Толщина слоя осадков зависит от промежутка времени между за­чистками, способа разогрева мазута в резервуаре, осо­бенностей топлива и может достигать высоты 1 м. Ма­зутные осадки могут снизить полезную емкость резер­вуаров на 20—25% и, кроме того, значительно ухудшают подогрев топлива вследствие заиливания подогреватель­ных устройств. Наиболее подвержены отложениям ре­зервуары, оборудованные паровыми змеевиками. При циркуляционном способе подогрева, обеспечивающем ин­тенсивное перемешивание топлива в придонных слоях, образование отложений значительно меньше (табл. 10-7). Только одно это преимущество диктует целесообразность замены змеевикового подогрева в существующих мазут­ных хозяйствах циркуляционным.

Таблица 10-7. Количество осадков в мазутных резервуарах (по данным ОРГРЭС и Согозморниипроекта)

 

Показатели

 

Рижская ТЭЦ             

Клинцовская ТЭЦ                                      

Грозненская ТЭЦ-2

 

 

Станционный номер или индекс резервуара

 

 

А

 

     Б                 

1

2

53

54

 

55

 

 

Тип резервуара ......

 

 

Емкость, м3    .......

 

Диаметр резервуара, м   .  .

 

 

Способ подогрева мазута в резервуаре

 

 

Количество осадков в ре­зервуаре, м3   ......

 

Толщина слоя осадков, м

 

Объем резервуара, занимае­мый осадками, %

 

 

Продолжительность накоп­ления осадков, лет.

 

Железобетонный

Стальной

 

640

14,25

 

640

14,25

 

500

12,5

 

500

12,5

 

622

8,55

 

627

8,59

 

627

8,59

 

 
 
 

Змеевиковый

 

Змеевиковый и циркуляционный

 

Змеевиковый

 

Циркуляционный

 

 
 

105

 

0,65

 

16,5

 

 

9

 

95

 

0,58

 

14,5

 

 

9

 

94

 

0,80

 

23,5

 

 

8

 

103

 

0,88

 

25,6

 

 

11

 

10

 

0,16—0,50

 

1,6

 

 

12

 

48

 

0,71—1,0

 

7,7

 

 

12

 

22

 

0,35—0,44

 

3,5

 

 

12

 

 
                   

 

Ручные способы очистки резервуаров и цистерн от отложений с применением средств малой механизации, все еще применяемые в эксплуатации, не освобождают от тяжелого физического труда, являются трудоемкими и дорогостоя­щими. Механизированные способы зачистки резервуаров и цистерн от осадков мазута с применением моющих препаратов МЛ, используемые на морском и речном флоте и в дру­гих отраслях народного хозяйства, основаны на гидрав­лическом размыве отложений струей 0,5-1%-ного вод­ного раствора моющего препарата МЛ-2 с добавкой 5—10% поваренной соли и химическом воздействии на остатки мазута. В результате такой обработки высоко­вязкие отложения приобретают достаточную подвижность и удаляются тем или иным способом из резервуаров.

Значительным преимуществом применения моющих препаратов является избавление от тяжелого физическо­го труда, исключение предварительной пропарки резер­вуаров. Эмульсионный метод очистки резервуаров ши­роко освещен в специальной литературе [Л. 37, 43].

При подготовке к сжиганию сернистых мазутов с содержанием серы более 0,5% приходится считаться с необходимостью предотвращения низкотемпературной кор­розии хвостовых поверхностей нагрева котлов (экономайзеров).

Основная часть серы топлива образует при сгорании сернистый ангидрид SО2 и только около 1% серы — сер­ный ангидрид SО3, при соединении которого с водяными парами получается серная кислота. Однако даже незна­чительное количество паров серной кислоты в продуктах сгорания вызывает резкое возрастание температуры точ­ки росы. По данным ОРГРЭС, при сжигании башкирских мазутов, имеющих содержание серы до 4%, темпе­ратура точки росы доходит до 148—152 °С. Поверхности нагрева котлов, температура стенки которых ниже тем­пературы точки росы, подвергаются интенсивной корро­зии при конденсации на них паров серной кислоты.

За последние годы на ряде электростанций изучалось влияние различных присадок, нейтрализующих коррози­онное воздействие продуктов сгорания сернистых мазу­тов. Применялись твердые присадки: порошкообразные магнезит, доломит, известковая пушонка, вводимые в га­зоходы котлов при помощи сжатого воздуха. Эти при­садки (расход около 0,25% от количества сжигаемого топлива) не дают существенного снижения температуры точки росы дымовых газов, а применение их удорожает и усложняет эксплуатацию котельных. Более эффектив­ным по сравнению с твердыми присадками является ввод в газоходы газообразного аммиака (0,06—0,08% веса сжигаемого топлива). Однако в условиях рассматривае­мых котельных наиболее эффективным средством борьбы с коррозией и обеспечения чистки хвостовых поверхно­стей нагрева (экономайзеров) являются жидкие присадки, предложенные Всесоюзным научно-исследовательским институтом неф­тяной промышленности (ВНИИ НП). Руководящие ука­зания по их применению разработаны ЦКТИ.

Присадки ВНИИНП-104, ВНИИНП-106 уменьшают отложения нагара и коррозию поверхностей нагрева ко­тельных агрегатов, коксование мазутных форсунок. От­ложения становятся рыхлыми, что облегчает их удале­ние. Применение присадок способствует также уменьше­нию загрязнений мазутопроводов, подогревателей, образованию уплотненных донных отложений в резер­вуарах и цистернах.

Подача присадок в мазут производится насосом-дозатором в количеству 2 кг на 1 т сливаемого мазута. Установка для приема и ввода жидких присадок в мазут состоит из приемного колодца, подземных стальных резервуаров и насосной, оборудованной двумя насосами-дозаторами НД-1000/10 производительностью до 1 т/ч, насосом РЗ-30 и паровыми подогревателями контура циркуляции и подогрева присадок. В зависимости от условий доставки присадок применяется установка с тремя резервуарами емкостью по 25 м3 при получении присадок в железнодорожных цистернах или с тремя резервуарами по 5 м3 при получении присадок в автомобильных цистернах. Типовой проект установки для приема и ввода жидких присадок в мазут был разработан Латгипропромом совместно с ЦКТИ в 1969 г. (проект № 903-2-4). Жидкая присадка ВНИИНП-106 изготовляется фенольным заводом Укрглавкокса в Донецкой области.

Оптимальные условия применения жидких присадок — достаточные температура подогрева и время контакта, а также хорошее перемешивание с мазутом, что должно быть обусловлено местной инструкцией по эксплуатации.

Для снижения расхода тепла на мазутное хозяйство целесооб­разно применение так называемого «холодного хранения» мазута. Опытами, проведенными проффессором Геллером, установлено, что пуск системы циркуляционного подогрева вполне надежен при темпера­туре мазута марки 100, равной 30—35 °С, а мазута марки 40 — 25—30 °С. При таком хранении обязательным условием надежного включения системы и быстрого повышения температуры мазута является попутный подогрев всасывающих и напорных мазутопроводов по всей их длине, исключающий образование пробок застывшего ма­зута. Для определения времени включения циркуляционного подо­грева необходимо контролировать температуру мазута в резервуаре, для чего устанавливают термопару (температурный датчик).

 

Список нефтеперерабатывающих предприятий России

НПЗ Контролирующий акционер Мощности по переработке (млн.тонн) Глубина переработки, (д.ед.) Федеральный округ↓ Субъект РФ↓ Год ввода в эксплуатацию↓
КиришиНОС Сургутнефтегаз 22 0.75 Северо-Западный ФО Ленинградская область 1966
Омский НПЗ Газпром нефть 19.5 0.85 Сибирский ФО Омская область 1955
Лукойл-НОРСИ Лукойл 19 0.66 Приволжский ФО Нижегородская область 1956
Рязанская НПК ТНК-ВР 15 0.72 Центральный ФО Рязанская область 1960
ЯрославНОС Славнефть 13.5 0.7 Центральный ФО Ярославская область 1961
Пермский НПЗ Лукойл 12.4 0.88 Приволжский ФО Пермская область 1958
Московский НПЗ МНГК (38 %), Газпром нефть (33 %), Татнефть 12.2 0.68 Центральный ФО Московская область 1938
Волгоградский НПЗ Лукойл 11 0.84 Южный ФО Волгоградская область 1957
Ангарская НХК Роснефть 11 н.д. Сибирский ФО Иркутская область 1955
Новокуйбышевский НПЗ Роснефть 9.6 н.д. Приволжский ФО Самарская область 1946
Уфимский НПЗ АФК «Система» 9.6 0.71 Приволжский ФО Республика Башкортостан 1938
Уфанефтехим АФК «Система» 9.5 0.8 Приволжский ФО Республика Башкортостан 1957
Салаватнефтеоргсинтез Газпром 9.1 0.81 Приволжский ФО Республика Башкортостан 1952
Сызранский НПЗ Роснефть 8.9 н.д. Приволжский ФО Самарская область 1959
Нижнекамский НПЗ ТАИФ (33 %) 8 0.7 Приволжский ФО Республика Татарстан 1980
Комсомольский НПЗ Роснефть 7.3 0.6 Дальневосточный ФО Хабаровский край 1942
Ново-Уфимский НПЗ (Новойл) АФК «Система» 7.1 0.8 Приволжский ФО Республика Башкортостан 1951
Куйбышевский НПЗ Роснефть 7 н.д. Приволжский ФО Самарская область 1943
Ачинский НПЗ Роснефть 7 0.66 Сибирский ФО Красноярский край 1981
Орскнефтеоргсинтез РуссНефть 6.6 0.55 Приволжский ФО Оренбургская область 1935
Саратовский НПЗ ТНК-ВР 6.5 0.69 Приволжский ФО Саратовская область 1934
Туапсинский НПЗ Роснефть 5.2 0.56 Южный ФО Краснодарский край 1949
Хабаровский НПЗ НК Альянс 4.4 0.61 Дальневосточный ФО Хабаровский край 1936
Сургутский ЗСК Газпром 4 н.д. Уральский ФО ХМАО-Югра 1985
Афипский НПЗ НефтеГазИндустрия 3.7 н.д. Южный ФО Краснодарский край 1964
Астраханский ГПЗ Газпром 3.3 н.д. Южный ФО Астраханская область 1981
Ухтинский НПЗ Лукойл 3.2 0.71 Северо-Западный ФО Республика Коми 1933
Новошахтинский НПЗ Юг Руси 2.5 0.9 Южный ФО Ростовская область 2009
Краснодарский НПЗ РуссНефть 2.2 н.д. Южный ФО Краснодарский край 1911
Марийский НПЗ Артур Перепелкин, Алексей Милеев, Николай Хватов и Сергей Корендович 1.3 н.д. Приволжский ФО Республика Марий Эл 1998
Антипинский НПЗ н.д. 2.75 0.55 Уральский ФО Тюменская область 2006

 

                    

Владельцы нефтеперерабатывающих предприятий

Нефтеперерабатывающая промышленность в России в большой степени консолидирована. Около 90% мощностей по переработке нефти находится под контролем 10 вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК).

Контролирующий акционер Число предприятий Мощности по переработке (млн.тонн)
Роснефть 7 56
Лукойл 4 45.6
АФК "Система"/Башнефть 3 26.2
Сургутнефтегаз 1 22
ТНК-ВР 2 21.5
Газпром нефть 1 19.5
Газпром 3 16.4
Славнефть 1 13.5
РуссНефть 2 8.8
НК Альянс 1 4.4
Прочие 5 27.7
Итого 30 261.6

 

Утилизация обводненных мазутов и нефтешламов становится прибыльной.

 

Топочные мазуты — остаточные продукты пере­работки нефти — поставляются в соответствии с ГОСТ. В стандарте предусмотрено три марки топли­ва: маловязкий мазут — 40 и высоковязкие мазуты—100 и 200. Последний применяется в котельных только при возможности непосредственной подачи с нефтеперера­батывающих заводов по трубопроводам, что является исключением. Требования, предъявляемые стандартом к топочным мазутам, приведены в табл. 10-4.

vkontakte facebook twitter

© 1998-2010 Сергей Осетров.

Предыдущие статьи