ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВОЗДУШНЫХ ТЕПЛООБМЕННИКОВ ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ПРИ РАБОТЕ КОТЛОВ НА ВЫСОКОСЕРНИСТОМ МАЗУТЕ Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

Эффективность применения газовоздушных теплообменников для утилизации теплоты дымовых газов при работе котлов на высокосернистом мазуте

см см о см

о ш т

X

<

т О X X

Бакиров Фёдор Гайфуллович,

д.т.н., профессор кафедры АТиТ Уфимского Государственного Авиационного Технического Университета, [email protected]

Ибрагимов Евгений Самимович,

к.т.н., доцент кафедры АТиТ Уфимского Государственного Авиационного Технического Университета, [email protected]

Определён экономический эффект от применения газовоздушных теплообменников для утилизации теплоты уходящих дымовых газов котла типа ТГМ-84 при работе на высокосернистом мазуте. Температура уходящих дымовых газов за счёт монтажа новых теплообменников уменьшается до значений меньших, чем температура конденсации паров серной кислоты, содержащихся в дымовых газах. При этом температура уходящих дымовых газов поддерживается выше минимально допустимой по условиям надёжной работы дымовых труб электростанции в соответствии с действующей в энергетике нормативной документации. Для обеспечения защиты ствола дымовой трубы при работе с минимально допустимой температурой дымовых газов рассмотрен вариант применения защитных покрытий. Предложена схема нейтрализации конденсата серной кислоты, выпадающего из дымовых газов при их охлаждении. За счёт утилизации теплоты уходящих дымовых газов происходит нагрев холодного воздуха, поступающего в существующие регенеративные воздухоподогреватели котла. Нагрев воздуха производится до температуры, исключающей низкотемпературную коррозию воздухоподогревателя, что создаёт дополнительный экономический эффект по мимо уменьшения потерь тепловой энергии с дымовыми газами. Рассмотренная конструкция теплообменников обеспечивает их аэродинамическое сопротивление, которое обеспечивает отсутствие необходимости замены существующих тягодутьевых устройств котла. Проведены расчёты экономии топлива за счёт утилизации тепловой энергии дымовых газов, увеличения затрат на собственные электрические нужды, затрат на реализацию рассмотренного технического решения с учётом в том числе затрат на реализацию мероприятий по защите окружающей среды и монтажа системы газоимпульсной очистки теплообменников. Выявлено, что рассмотренное техническое решение имеет привлекательный для инвестирования срок окупаемости при работе котла на высокосернистом мазуте. Простой срок окупаемости для котла типа ТГМ-84 при среднегодовой нагрузке 287 т/ч и наработке 5228 часов за год составил 2,63 года.

Ключевые слова: утилизация тепловой энергии дымовых газов, повышение эффективности топливоиспользования котлов электростанции при работе на высокосернистом мазуте.

Введение

Одним из возможных технических решений для повышения эффективности топливоиспользования на электрических станциях является утилизации тепловой энергии уходящих дымовых газов котельных агрегатов. Для утилизации тепловой энергии возможно применение газовоздушных рекуперативных теплообменников, обеспечивающих теплосъём от дымовых газов и нагрев за счёт этой тепловой энергии воздуха, направляемого далее в воздухоподогреватели котла. Такое техническое решение имеет как положительные, так и отрицательные стороны.

Актуальность темы исследования

Основной составляющей потерь тепловой энергии топлива для энергетических котлов являются потери теплоты с уходящими дымовыми газами. Поэтому, наибольший экономический эффект имеют мероприятия по реконструкции котлов с уменьшением данного вида потерь. Для утилизации теплоты уходящих дымовых газов можно использовать дополнительно монтируемые в газоходах котла теплообменники. Вместе с тем, при сжигании высокосернистых мазутов происходит, как загрязнение поверхностей нагрева котлов, особенно воздухоподогревателей, газоходов и дымовых труб, так и их повреждение в результате сернокислой коррозии при низкой температуре дымовых газов. Поэтому, монтаж теплообменников для уменьшения потерь тепловой энергии с уходящими дымовыми газами, хотя и обеспечивает уменьшение их температуры, но приводит к интенсификации процессов коррозии и росту повреждаемости поверхностей нагрева котла, газоходов и дымовой трубы. Поэтому, проведение исследования эффективности и сроков окупаемости инвестиций внедрения технического решения, позволяющего увеличить КПД котельного агрегата за счёт утилизации тепловой энергии уходящих дымовых газов и при этом обеспечить без-коррозионный режим работы его воздухоподогревателей, а так же защиту газоходов котла и дымовых труб от низкотемпературной коррозии, представляется актуальной задачей.

Обзор исследования авторов

Известны различные технические решения, обеспечивающие повышение эффективности использования энергии топлива за утилизации тепловой энергии уходящих дымовых газов котла [1, 6]. В работах [1, 2] авторами был выполнен анализ эффективности модернизации воздухоподогревателей котлов. В работах [3, 4] приведены данные анализа эффективности применения контактных водонагревателей различного типа для

охлаждения дымовых газов. Анализ эффективности применения рекуперативных теплообменников в этих работах не проводился. В работе [5] приведены результаты исследований по выбору оптимальной конструкции водоохлаждаемых теплообменников, обеспечивающих приемлимые для потенциального инвестора сроки окупаемости инвестиций. Но расчётные исследования были проведены не для газовоздушных, а для водоохла-ждаемых теплообменников с оребрёнными поверхностями нагрева при работе только на природном газе. Выбор оптимальной конструкции теплообменников и определение показателей эффективности инвестиционного проекта по монтажу газовоздушных теплообменников при работе на жидком топливе не проводился. В работе [6] выполнен анализ эффективности монтажа в газоходах котла дополнительных рекуперативных газовоздушных теплообменников при работе на жидком и газообразном топливе. Но оптимальные размеры теплообменников были определены для случая работы котла на газовом топливе. Что было связано с тем, что авторы проводили исследование эффективности монтажа теплообменников для электростанции, где в основном работа котла производилась на газовом топливе. Не разработаны мероприятия и не учтены затраты на: защиту дымовых труб от коррозионных повреждений при уменьшении температуры дымовых газов; нейтрализацию серной кислоты, конденсирующейся в газоходах котла и дымовой трубе и их защиту от сернокислой коррозии; а так же на оснащение газоимпульсной очисткой теплообменников.

Научная новизна

Новизна данной работы заключается:

A) В определении размеров газовоздушных теплообменников с горизонтальным расположением гладко-трубных пучков, обеспечивающих при работе котла типа ТГМ-84 на высокосернистом мазуте:

- возможность монтажа в существующий газоход котла;

- аэродинамические сопротивления, как по стороне дымовых газов, так и по стороне воздуха, обеспечивающие возможность работы котла после монтажа теплообменников с существующими тягодутьевыми устройствами;

- понижение температуры уходящих дымовых газов после теплообменников ниже точки конденсации паров серной кислоты, содержащейся в дымовых газах, но выше минимально допустимой по условиям безопасной работы дымовых труб электростанции (не менее 100 0С) в соответствии с действующей в энергетике нормативной документации [7] при всех возможных режимах работы котла.

Б) Разработке принципиальной схемы нейтрализации серной кислоты, образующейся при сжигании высокосернистого мазута и конденсирующейся в дымовой трубе при уменьшении температуры дымовых газов ниже температуры её насыщения.

B) В расчёте необходимых капиталовложений для реализации рассматриваемого технического решения и определении срока их окупаемости при монтаже новых теплообменников на одном из котлов электростанции, внедрения схемы нейтрализации конденсата серной кислоты на этом котле и выполнению мероприятий по защите дымовой трубы электростанции, к которой подключён котёл, от коррозионных повреждений.

Теоретическая часть

Вновь монтируемые теплообменники устанавливаются в существующих газоходах котла (рис. 1). Все котлы теплоэлектроцентрали имели два газохода, два дутьевых вентилятора, два регенеративных воздухоподогревателя и два дымососа (сторона А и сторона Б котла), поэтому всего на котёл монтировалось два газовоздушных теплообменника в каждом из газоходов. Воздух в каждый из теплообменников подаётся от напорного патрубка дутьевого вентилятора соответствующей стороны котла (рис. 2). Нагретый за счёт теплосъёма от уходящих дымовых газов котла в теплообменниках воздух возвращается в существующие воздуховоды котла и далее направляется в регенеративные воздухоподогреватели (РВП) соответствующей стороны котла. Таким образом, часть тепловой энергии уходящих дымовых газов используется для внесения дополнительной тепловой энергии в котёл вместе с нагретым воздухом, что повышает его КПД. Воздух в теплообменниках проходит внутри трубного пучка, дымовые газы поперечно омывают трубный пучок с внешней стороны.

Рис.1. Газоход котла по одной стороне после реконструкции: 1 - существующий регенеративный воздухоподогреватель, 2 - существующий дымосос, 3 - существующий газоход к дымовой трубе, 4 -вновь монтируемый газовоздушный теплообменник, 5 - место подключения к теплообменнику вновь монтируемого воздуховода с одной из сторон теплообменника. Воздуховоды не показаны, чтобы не загромождать рисунок.

Рис. 2 Схематично изображена ось (выделена красным цветом) одного из вновь монтируемых воздуховодов от дутьевого вентилятора к планируемому месту установки нового теплообменника по одной стороне котла.

Каждый из теплообменников выполнен из алюминиевых сплавов с одним ходом теплоносителей, как по стороне воздуха, так и по стороне дымовых газов. Трубный пучок теплообменника состоит из 2924 труб с диаметром

X X

о

го А с.

X

го т

о

м о м м

см см о см

о ш т

X

<

т О X X

45Х1,3. Поперечный шаг между трубами 69 мм, продольный шаг 50 мм. Шаги между трубами выбраны с целью обеспечения возможности очистки труб от отложений при сжигании мазута. Габаритные размеры трубного пучка теплообменника 4671Х4941Х2195 мм. Масса трубного пучка 6,46 т. Размеры сечения воздуховодов 2300X2195 мм.

Расчётный анализ эффективности рассматриваемого технического решения был выполнен для котла типа ТГМ-84 для минимального, среднегодового и номинального режима работы в соответствии с его фактическими энергетическими характеристиками. В таблице 1 приведены температуры уходящих дымовых газов котла и воздуха на входе в котёл до проведения реконструкции.

Таблица 1

Температуры дымовых газов и воздуха на входе и выходе РВП при работе на жидком топливе (высокосернистый ма-

Показатель Номинальная нагрузка Среднегодовая нагрузка Минимальная нагрузка

Температура воздуха на входе в котёл, 0С 27 27 27

Температура дымовых газов уходящих в дымовую трубу после РВП, 0С 177 163 158

Таблица 2

Температуры дымовых газов и воздуха на входе и выходе вновь установленных теплообменников и РВП при работе на жидком топливе (высокосернистый мазут) после рекон-

Показатель Номинальная Среднегодо- Минималь-

нагрузка вая нагрузка ная нагрузка

Температура воздуха перед ТО, 0С 27 27 27

Температура воз- 104,6 99 96

духа после ТО перед РВП, 0С

Температура ды- 178 171

мовых газов после 195

РВП перед вновь

установленными ТО, 0С

Температура дымо- 123 111 107

вых газов уходящих

в дымовую трубу

после вновь установленных ТО, 0С

Таким образом, до установки новых газовоздушных теплообменников имелся значительный энергетический потенциал энергосбережения, так как даже при работе на минимальной нагрузке температура уходящих дымовых газов на 58 0С выше минимально допустимой по условиям безопасной работы дымовых труб электростанций. Кроме того, температура дымовых газов на входе в котёл значительно ниже, чем требуемая по правилам технической эксплуатации электрических станций 70 0С. Это требует включения в работу паровых калориферов котла для нагрева воздуха за счёт тепловой энергии пара из отборов турбин. Вместе с тем, низкотемпературная коррозия элементов воздухоподогревателя при таком режиме работы не исключается, что при работе котла на высокосернистом мазуте приводит к

необходимости периодической замены набивки РВП. При монтаже новых газовоздушных теплообменников за счёт теплосъёма от уходящих дымовых газов повышается температура воздуха перед РВП, что приводит к увеличению температуры его набивки, за счёт чего уменьшается скорость её сернокислой коррозии. В таблице 2 приведены результаты расчёта температур дымовых газов и воздуха до и после вновь смонтированных теплообменников (ТО) после реконструкции газоходов и воздуховодов при различных нагрузках котла.

Температура набивки воздухоподогревателя была рассчитана в соответствии с методикой, приведённой в [8]. Наименьшее значение температуры набивки РВП было при минимальной нагрузке котла и составило 137 0С. В соответствии с [8], для полного исключения возможности коррозии при работе котла с нормальными (нормативными) избытками воздуха температура набивки РВП должна быть не ниже 125 0С. Таким образом, при температуре набивки 137 0С коррозия набивки воздухоподогревателя после монтажа газовоздушных теплообменников исключается. Представляет интерес анализ увеличения интенсивности коррозионных повреждений дымовой трубы при уменьшении температуры дымовых газов после монтажа новых теплообменников. В работе [9] приведены результаты исследования изменения температуры дымовых газов по высоте дымовой трубы при различных значениях температур наружного воздуха, температур на входе в дымовую трубу, расходе природного газа котлов, подключённых к дымовой трубе. Результаты исследования представлены авторами [9] в виде номограммы, позволяющей определять величину уменьшения температуры дымовых газов на выходе из дымовой трубы в зависимости от режима работы котла и температуры наружного воздуха для дымовой трубы высотой 180 метров. Используя данные, приведённые в [9], была рассчитана величина охлаждения температуры дымовых газов от входа в дымовую трубу высотой 180 метров до выхода из её устья. Расчёт был выполнен с допущением, что данные, приведённые в [9], могут быть распространены на режимы работы котла при сжигании мазута. Наименьшая температура дымовых газов в дымовой трубе была при режиме, когда к дымовой трубе был подключён только один работающий котёл, работающий на минимальной нагрузке с расходом мазута 19,8 тонн условного топлива в час (т.у.т./ч). В этом режиме работы температура на выходе котла (входе в дымовую трубу) равна 107 0С, а уменьшение температуры дымовых газов по высоте дымовой трубы 13 0С. Таким образом, расчётная величина температуры дымовых газов на выходе из дымовой трубы равна 94 0С.

Температура конденсации водяных паров в дымовых газах при избытке воздуха 1,583 составляет около 52 0С [3]. Таким образом, расчётная температура конденсации паров водяного пара в дымовой трубе ниже, чем расчётная температура уходящих дымовых газов во всех исследованных режимах работы после установки дополнительных теплообменников. Конденсации паров воды в дымовой трубе не произойдёт. При этом температура дымовых газов в дымовой трубе существенно меньше, чем температура конденсации паров серной кислоты, содержащихся в дымовых газах. Таким образом, в дымовой трубе после установки новых теплообменников будет осаждаться концентрированная серная кислота. Поэтому, для возможности реализации на практике рассматриваемого технического решения необходимо провести мероприятия с целью защиты дымовых труб от сернокислой коррозии. Кроме

того, необходимо обеспечить отвод конденсата паров серной кислоты, конденсирующегося из дымовых газов, и его утилизацию. Для защиты дымовых труб, можно использовать специально разработанные для этих целей защитные покрытия. В данной работе для расчёта затрат использованы данные о защитных покрытиях, приведённые в [10]. Для возможности оценки затрат на утилизацию конденсата серной кислоты необходимо определить скорость его образования. Расчёт количества образующейся серной кислоты при сжигании мазута с содержанием серы 3,5 % был выполнен в соответствии с данными, приведёнными в [8], [11], [12], При работе на номинальной нагрузке расход топлива на котёл составлял 28,51 тонн в час. Расчётное количество образующейся серной кислоты на этом режиме работы равно 0,1 т/ч. Для расчёта срока окупаемости рассматриваемого технического решения было принято, что вся образовавшаяся в дымовых газах серная кислота выпадет в дымовой трубе. Для нейтрализации образовавшейся серной кислоты предлагается применить технологию, применяемую на электростанциях, сжигающих мазут, для обезвреживания промывочных вод регенеративных воздухоподогревателей. По данным [12] наиболее целесообразный путь обезвреживания промывочных вод заключается в связывании биологически агрессивных веществ щелочными реагентами с переводом в нерастворимое состояние. После отстаивания вода сбрасывается в открытый водоём. При применении этой технологии для нейтрализации конденсата серной кислоты, выпавшей в дымовой трубе с расходом 0,1 т/ч, необходимое теоретическое количество едкого натра будет составлять 0,0388 т/ч. Схема установки нейтрализации конденсата серной кислоты приведена на рисунке 3. Конденсат паров серной кислоты, выпавший из дымовых газов в дымовой трубе, стекает в приёмную ёмкость 1, установленную у основания дымовой трубы. Для уменьшения загрязнения конденсата отложениями летучей золы и твёрдых продуктов неполного сгорания мазута, над приёмкой ёмкостью устанавливается сетчатый фильтр 2. Из приёмной ёмкости при помощи насоса

3 загрязнённый золой конденсат паров серной кислоты перекачивается в резервуар сбора загрязнённого конденсата

4 для его дальнейшего отстаивания и нейтрализации. В резервуар сбора конденсата серной кислоты при помощи насоса дозатора 5 подаётся едкий натр.

и

Рис. 3. Схема установки нейтрализации конденсата серной кислоты: 1 - приёмная ёмкость. 2 - фильтр, 3 - насос перекачки конденсата серной кислоты, 4 - резервуар сбора загрязнённого конденсата серной кислоты и его нейтрализации, 5 -насос дозатор едкого натрия, 6 -насос перекачки сернокислого натрия, 7 - ёмкость временного хранения сернокислого натрия, 8 - насос перекачки сбросной воды в отмывочную ёмкость 9, 10 - трубопровод подачи сырой воды, 11 - трубопровод отвода отмывочной воды на шламонакопитель, 12- насос перекачки отмывочной воды в шламонакопитель.

Образовавшийся на дне резервуара осадок в виде соли сернокислого натра и твёрдых отложений при помощи насоса 6 откачивается из резервуара и перегружается в ёмкость временного хранения концентрированного раствора сернокислого натрия 7 для дальнейшей утилизации (или реализации, как товарного продукта). При расходе серной кислоты 0,1 т/ч количество образовавшегося сернокислого натрия будет составлять 0,102 т/ч. Для удаления воды, образовавшейся при нейтрализации серной кислоты, резервуар снабжён другим насосом 8. При помощи насоса 8 загрязнённая золой вода направляется в отмывочную ёмкость 9. В отмывочную ёмкость подаётся по трубопроводу 10 сырая вода. Из отмывочной ёмкости 9 от-мывочная вода отводится по трубопроводу 11 при помощи насоса 12 на шламонакопитель. В данной работе расход отмывочной воды принят равным расходам, применяемым для проведения операций по отмывке РВП котлов, который составляет 100 - 150 т/ч [12]. Данного расхода воды достаточно для обеспечения концентрации отмывочных вод РВП существующих котлов до уровня, при котором возможен их сброс в шламонакопитель [12].

Одной из поставленных задач при проведении исследования была разработка конструкции теплообменника и воздуховодов, обеспечивающих аэродинамическое сопротивление, обеспечивающее возможность работы котла с существующими тягодутьевыми устройствами. Максимальная величина аэродинамических сопротивлений соответствовала режиму работы котла при номинальной нагрузке. По стороне воздуха суммарное аэродинамическое сопротивление вновь смонтированных воздуховодов и теплообменника составила 190 мм в ст. По стороне дымовых газов сопротивление теплообменника с диффузором и конфузором составило 29 мм в ст. Увеличение аэродинамического сопротивления по воздушной стороне имело значительную величину. Но было допустимым для рассматриваемого котла, благодаря наличию большого запаса по напору существующих дутьевых вентиляторов котла. При работе котла на мазуте после проведённой реконструкции паровые калориферы для подогрева воздуха будут отключены, что вызовет разгрузку теплофикационного отбора турбин и уменьшение их электрической мощности. При сохранении прежнего диспетчерского графика электрической мощности электростанции произойдёт замещение мощности, выработанной по теплофикационному циклу, на мощность, выработанную по конденсационному циклу. Если диспетчерский график останется без изменений, то уменьшение теплофикационной мощности из-за монтажа теплообменников составило 0,441 МВт. На ту же величину увеличилась конденсационная мощность турбин, что вызвало увеличение сжигания топлива 296 т.у.т. за год работы котла. Увеличение нагрузки тягодутьевых машин котла из-за увеличения аэродинамических сопротивлений тракта дымовых газов и воздушного тракта привело к увеличению затрат на электрические собственные нужды электростанции. Поэтому, итоговый экономический эффект от монтажа новых теплообменников определялся наличием как положительных, так и отрицательных факторов. Результаты расчёта эффекта от реконструкции приведены в таблице 3.

X X

о

го А с.

X

го т

о

м о м м

Таблица 3

Величина эффекта от реконструкции газовоздушного

CS CS

о

CS

о ш m

X

<

m О X X

Наименование показателя Значение показателя

Увеличение КПД котла «брутто», % 2,81

Уменьшение количества сжигаемого топлива из-за уменьшения потерь тепловой энергии с уходящими дымовыми газами, т.у.т. 4117

Увеличение количества сжигаемого топлива из-за увеличения величины конденсационной составляющей мощности турбин, т.у.т. 296

Итоговое уменьшение количества сжигаемого топлива, т.у.т. 3821

Увеличение потребляемой мощности двух дутьевых вентиляторов, кВт 276,88

Увеличение потребляемой мощности двух дымососов, кВт 112

Увеличение электрических собственных нужд на ТДУ, тыс. кВт ч 2033

Увеличение потребляемой мощности на привод насосов схемы утилизации конденсата серной кислоты, кВт 41,12

Увеличение электрических собственных нужд на привод насосов схемы утилизации конденсата серной кислоты, тыс. кВт ч 215

Увеличение электрических собственных нужд суммарное, тыс. кВт ч 2248

Наименование затрат Затраты на весь котёл, тыс. руб.

1 Суммарные затраты на строительство воздуховодов, изготовление и монтаж теплообменников и системы их газоимпульсной очистки, защиту дымовой трубы 60119

2 Из них затраты на изготовление теплообменников (без монтажа) 17330

3 Затраты на проект монтажа воздуховодов и теплообменников (сумма п.4+п. 5+п.6+п.7+п.8) 3270

4 Базовая цена проекта монтажа воздуховодов и теплообменника (3,7% от п. 1) 2224

5 Разработка обоснования инвестиций (20 % от стоимости п. 4) 444

6 Декларация строительных инвестиций (15 % от п. 4) 334

7 Комплектация оборудованием (10 % от п. 4) 222

8 Сбор исходных данных (2 % от п. 4) 45

9 Затраты на разработку рабочей,технологической и эксплуатационной документации 856

10 Прочие расходы (приняты 5 % от суммы п.1+п.3+п.9) 3212

11 Итого общие затраты (п.1+п.3+п.9+п.10) 67457

Так как набивка РВП после монтажа теплообменников работает при температурах, исключающих её коррозионное повреждения, то появляется дополнительный экономический эффект от уменьшения ремонтных затрат. В расчёт экономического эффекта принят срок службы набивки РВП до износа равным 2 года для «холодного» слоя и 5 лет для «горячего» слоя. Величина эффекта в денежном выражении зависит так же от цен на топливо и электроэнергию, которые различны для разных регионов России. В данной статье расчёт выполнен для стоимости покупки электроэнергии на собственные нужды - 1 руб. 48 коп./кВт ч. Стоимость мазута -12834 руб./т.у.т. Результаты расчёта показателей эффективности проекта в стоимостном выражении за год работы и простой срок окупаемости приведены в таблице 5.

Таблица 5

Расчётные показатели эффективности проекта в стои-

Практическая значимость

Для принятия решения о целесообразности финансирования рассматриваемого технического решения необходимо определить инвестиционные показатели реализации проекта. В рамках данной работы был выполнен оценочный расчёт капиталовложений, эффект в денежном выражении и определён простой срок окупаемости.

Составляющие затрат на реализацию рассматриваемого технического решения приведены в таблице 4.

Таблица 4

Наименование показателя Значение показателя

Уменьшение потребления топлива 49039

Уменьшение затрат на замену набивки 6382

Увеличение затрат электроэнергии на собственные нужды 3327

Увеличение затрат на едкий натр 26422

Суммарный эффект за год 25671

Затраты на реализацию проекта 67457

Простой срок окупаемости, лет 2,63

Выводы

1. Реконструкция газоходов и воздуховодов котла с монтажом газовоздушных теплообменников при работе котлов на высокосернистом мазуте обеспечивает, как значительную величину экономии топлива, так и защиту воздухоподогревателей котла от сернокислой коррозии.

2. Монтаж дополнительных теплообменников приводит к необходимости внедрения мероприятий по защите от коррозионных повреждений ствола дымовой трубы и нейтрализации образующегося конденсата серной кислоты.

3. Несмотря на значительную величину капитальных вложений, рассматриваемое техническое решение имеет быстрый срок окупаемости 2,63 года.

Литература

I.Storm S., DeCaprio M.[Recent Regenerative Airheater Improvements at HECo Kahe Point, Oahu], [Electric Power Conference], 2011, pp. 10-12.

2. Storm S., Guffre J. [Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization], [POWERGEN Europe], 2010, pp.1-18.

3. Аронов И.З. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа / И.З. Аронов. - 2-е изд., пере-раб. и доп. - М.:Недра, 1974. - 280 с.

4. Соснин Ю.П. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели /Ю.П. Соснин, Е.Н. Бухаркин. - 4-еизд., испр. и доп. - М.:Стройиздат, 1988. - 375 с.

5. Бакиров Ф.Г., Ибрагимов Е.С. Выбор оптимальной конструкции газоводоохлаждаемого теплообменника для утилизации теплоты дымовых газов энергетического котла// Инновации и инвестиции. - 2022, №1, С. 122-127.

6. F. Bakirov and E. Ibragimov [Air Heat Exchanger When Operating a Steam Boiler on Gaz and Liquid Fuel], [International Conference on Automatics and Energy (ICAE

2021), Journal of Physics: Conference Series 2096 (2021) 012011, IOP Publishing, doi:10.1088/1742-6596/2096/1/012011], 2021, pp. 1-10.

7. РД 153-34.1-21.523-99. Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях. - М.: ОРГРЭС, 2000. - 30 с.

8. Тепловой расчёт котла (нормативный метод). - 3 - е изд., перераб. и доп. - СПб.: НПО ЦКТИ, 1998 г. - 256 с.

9. Musteata V.T., Butenko N.A., Varenik A.M. [Research of the temperature field and technical condition of the chimney on CHP-1 Kishinev], [International conference, Energy of Moldova - 2012, Regional aspects of development], 2012, pp.135-140.

10. ООО ТД "Дегидрол". Ремонт и защита от коррозии дымовых труб. https://degidrol.ru/nachalo-podbora/styki-treschiny-razrushenie-betona/kislotnaya-korrozia/remont-dymovyh-trub.html/ (дата обращения 30.10.2022 г.).

11. Цирульников, Л.М. Защита газомазутных котлов от сернокислой коррозии / Л.М. Цирульников, З.И. Геллер. - Ташкент: Фан, 1974. - 147 с.

12. Сжигание высокосернистого мазута на электростанциях / Н.И. Верховский, Г.К. Красноселов, Е.В. Ма-шилов, Л.М. Цирульников. - М.: Энергия, 1970. - 447 с.

Efficincy of application of gaz-air heat exchangers for utilization of flue

gaz heat during operation of boilers on high-sulfur fuel oil Bakirov F.G., Ibragimov E.S.

Ufa State Aviation Technical University

JEL classification: C10, C50, C60, C61, C80, C87, C90

Referenses

1. Storm S., DeCaprio M. [Recent Regenerative Airheater Improvements at

HECO Kahe Point, Oahu], [Electric Power Conference], 2011, pp. 1012.

2. Storm S., Guffre J. [Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization], [POWER-GEN Europe], 2010, pp.1-18.

3. Aronov I.Z. Contact Heating of Water by Natural Gas Combustion Products.

2nd ed., revisedand enlarged ed. -- M.: Subsoil, 1974. -280 p.

4. SosninYu.P.,Bukharkin E.N. Contact High-efficiency Gas Water Heaters.4nd ed., revisedandenlarged ed. M.:Stroyizdat, 1988.-375 p.

5. Bakirov F.G, Ibragimov E. S. Choosing the optimal design of a gas water

cooled heat exchanger for utilization of the flue gas heat of an energy boiler// Innovation and investment], -2022, no. 1, pp. 122-127.

6. F. Bakirov and E. Ibragimov [Air Heat Exchanger When Operating a Steam

Boiler on Gaz and Liquid Fuel], [International Conference on Automatics and Energy (ICAE 2021), Journal of Physics: Conference Series 2096 (2021) 012011, IOP Publishing, doi:10.1088/1742-6596/2096/1/012011], 2021, pp. 1-10.

7. RD 153-34.1-21.523-99. Instructions of operatingfor reinforced concrete

and brick chimneys and flue-gas ducts in thermal power plants].M. : ORGRES, 2000. 30 p.

8. "Thermal calculation of boilers (standard method)", 3nd ed., (1998), NPO

CKTI, SPb, Russia.

9. Musteata V.T., Butenko N.A., Varenik A.M. [Research of the temperature

field and technical condition of the chimney on CHP-1 Kishinev], [International conference, Energy of Moldova 2012, Regional aspects of development], 2012, pp.135-140.

LLC TD "Dehydrol". Repair and corrosion protection of chimneys. https://degidrol.ru/nachalo-podbora/styki-treschiny-razrushenie-betona/kislotnaya-korrozia/remont-dymovyh-trub.html/ (accessed

30.10.2022).

L. Tsirulnikov and Z. Geller, (1974), Protection of gas-oil boilers from sulfuric acid corrosion, Fan, Tashkent, Uzbekistan. 12. N. Verkhovsky, G. Krasnoselov, E. Mashilov and L. Tsirulnikov, (1970), Combustion of high-sulfur fuel oil at power plants, Energiya, M., Russia.

10.

11

The economic effect of the use of gas-air heat exchangers for the utilization of the heat of the outgoing flue gases of the boiler type TGM-84 when working on high-sulfur fuel oil is determined. The temperature of the outgoing flue gases due to the installation of new heat exchangers is reduced to values lower than the condensation temperature of sulfuric acid vapors contained in the flue gases. At the same time, the temperature of the outgoing flue gases is maintained above the minimum permissible under the conditions of reliable operation of the chimneys of the power plant in accordance with the regulatory documentation in force in the energy sector. To ensure the protection of the chimney trunk when working with the minimum permissible flue gas temperature, the option of using protective coatings is considered. The scheme of neutralization of sulfuric acid condensate falling out of flue gases during their cooling is proposed. Due to the utilization of the heat of the outgoing flue gases, the cold air entering the existing regenerative air heaters of the boiler is heated. The air is heated to a temperature that excludes low-temperature corrosion of the air heater, which creates an additional economic effect by reducing the loss of thermal energy with flue gases. The considered design of the heat exchangers ensures their low aerodynamic drag, which ensures that there is no need to replace the existing draft devices of the boiler. Calculations of fuel economy due to utilization of thermal energy of flue gases, increased costs for own electrical needs, costs for the implementation of the considered technical solution, taking into account, among other things, the costs of implementing measures to protect the environment and installation of a system of gas-pulse cleaning of heat exchangers. It is revealed that the considered technical solution has an attractive payback period for investment when the boiler is running on high-sulfur fuel oil. The simple payback period for a TGM-84 type boiler with an average annual load of 287 t/h and an operating time of 5,228 hours per year was 2.6 years.

Key words: utilization of thermal energy of flue gases, increasing the efficiency of fuel use of power plant boilers when working on high-sulfur fuel oil.

X X О го А С.

X

го m

о

м о м м