Оптимизация термодинамических характеристик процесса горения газообразного топлива метанового ряда переменного состава для наземных энергоустановок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Сайфуллин Эмиль Ринатович

• Сайфуллин Эмиль Ринатович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Сайфуллин Эмиль Ринатович

Введение

Глава 1 Проблема оптимизации процесса горения УВТ переменного

состава в теплоэнергетических установках

1.1 Актуальность использования альтернативных видов топлива в энергетике

1.2 Существующие проблемы сжигания попутного нефтяного газа

1.3 Анализ имеющихся способов оптимизации сжигания углеводородного топлива непостоянного состава в котлоагрегатах

1.4 Выводы по главе 1, постановка цели и задач диссертационной работы

Глава 2 Квазистационарная модель оптимизации процесса горения углеводородного топлива метанового ряда переменного состава

2.1 Базовые соотношения

2.2 Влияние изменения состава топлива на тепловой эффект процесса горения

2.3 Кратковременное одноразовое изменение удельной теплоты сгорания

2.4 Расчет оптимальных режимов горения при кратковременных одноразовых изменениях удельной теплоты сгорания топлива

2.5 Длительное непрерывное изменение удельной теплоты сгорания топлива

2.6 Расчет оптимальных режимов горения при длительных непрерывных изменениях удельной теплоты сгорания топлива

2.7 Выводы по главе

Глава 3 Анализ влияния изменений удельной теплоты сгорания топлива на термодинамические характеристики парового котла ДЕ

3.1 Общая характеристика объекта исследования

3.2 Влияние изменения состава топлива на первоначально оптимальный режим работы котла

3.3 Определение условий оптимального режима работы котла в зависимости от состава топлива

3.4 Выводы по главе

Глава 4 Разработка способа оптимизации термодинамических

характеристик водогрейных и паровых котлов

4.1 Расчет возможных неоптимальных начальных режимов

4.2 Алгоритм оптимизации начального режима горения топлива с постоянной удельной теплотой сгорания

4.3 Экспериментальная апробация алгоритма стабилизации тепловыделения с постоянной теплотой сгорания топлива

4.4 Алгоритм оптимизации термодинамических характеристик водогрейных и паровых котлов в случае изменения удельной теплоты сгорания топлива

4.5 Блок-схема, реализующая предложенный алгоритм

4.6 Математическое моделирование оптимизации процесса горения в котле ДЕ 10-14 согласно разработанному алгоритму

4.7 Выводы по главе

Глава 5 Апробация разработанного способа оптимизации горения в

промышленных условиях

5.1 Анализ условий работы действующего котла ДЕ 10-14 до реализации разработанного способа

5.2 Оптимизация процесса сжигания очищенного попутного нефтяного газа переменного состава в котле ДЕ

5.3 Результаты промышленных испытаний

5.3.1 Оценка экономической эффективности реализации

разработанного способа

5.4 Выводы по главе

Заключение

Список использованных источников информации

Приложение

Приложение

Приложение

Приложение

Приложение

Приложение

Приложение

Введение

В энергетической стратегии России на период до 2030 года приоритетным направлением развития энергетики является снижение удельных затрат топлива при производстве и потреблении энергоресурсов за счет применения энергосберегающих технологий и оборудования. Одним из направлений снижения потребления традиционных энергоресурсов является использование альтернативных или вторичных энергоресурсов (ВЭР), таких как биогаз, синтез газ и газообразные промышленные отходы. В частности, для Российской Федерации актуально использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Одним из перспективных направлений рационального использования вторичных энергоресурсов является их использование в качестве топлива для выработки тепловой и электрической энергии.

Однако в некоторых вторичных энергоресурсах могут содержаться сера, азот, гелий, конденсаты и другие примеси. Данные примеси после сжигания могут образовать токсичные вещества, выбрасываемые в атмосферу, балластировать процесс горения и способствовать коррозии топочной камеры. В этих случаях требуется их предварительная очистка от примесей в сочетании с очисткой продуктов сгорания. Существует ряд химических, плаз-мохимических, абсорбционных, каталитических и других методов очистки газа. Перспективным, как показали работы Глебова Г.А., Павлова Г.И., Ларионова В.М., Кулагина А.Ю., является разработка устройств, использующих пульсационный режим горения.

Если эта проблема решена, возникает другая, связанная с непостоянством углеводородного состава указанных выше топлив. Исследования, выполненные Бетинской О.А., Зуевой О.А., Клещевниковым А.М., Гурьяновым А.И., Kayadelen H.K., Sayad P., Cala, O.M., Richards G.A., показали, что изменение состава топлива и, как следствие, изменение его теплофизических свойств может привести к операционным (срыв пламени, обратная вспышка, самовоспламенение, местный перегрев) и экологическим рискам.

Таким образом, использование очищенных от примесей газообразных ВЭР в качестве топлива связанно с необходимостью решить задачи по оптимизации процессов, определяющих режим работы действующих промышленных установок, в частности паровых и водогрейных котлов.

В любом действующем котле при изменении состава топлива, в первую очередь, необходимо решить вопрос о стабилизации пламени. Если после изменения состава топлива горелочное устройство работает стабильно, необходимо оптимизировать термодинамические процессы в котле, то есть обеспечить заданную скорость тепловыделения в топке и теплосодержание теплоносителя при минимальном расходе и полном сгорании топлива.

Имеющиеся способы оптимизации работы котла, основанные на контроле состава уходящих газов, расчете термического КПД, измерении температуры горения, несовершенны. Общими недостатками этих способов являются: высокая трудоемкость, необходимость создания сложных измерительных систем и главное - отсутствие возможности оперативно реагировать на случайные изменения состава сжигаемого топлива. Такая ситуация является следствием недостаточной изученности термодинамических характеристик процесса горения углеводородного топлива (УВТ) в периоды изменения его состава, отсутствия научно обоснованных способов стабилизации теплового эффекта горения и теплового потока, передаваемого теплоносителю. Все вышеизложенное свидетельствует об актуальности темы диссертационной работы.

Цель работы: разработка способа оптимизации термодинамических характеристик наземных энергетических установок, использующих углеводородное топливо метанового ряда переменного состава.

Предмет исследования: скорость тепловыделения процесса горения в случае изменения удельной теплоты сгорания (УТС) топлива из-за непостоянства его состава; количество теплоты, передаваемое потоком продуктов сгорания теплоносителю.

Объект исследования: паровой котел ДЕ

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести обзор и анализ научно-технической и патентно-лицензионной литературы по теме диссертационной работы.

2. Провести анализ влияния изменений УТС топлива на первоначально оптимальный режим горения.

3. Определить условия, позволяющие восстановить начальный режим горения после кратковременного одноразового изменения УТС топлива.

4. Определить условия, которые дают возможность сохранять оптимальный режим горения в течение длительных непрерывных изменений УТС топлива.

5. Провести анализ влияния изменений УТС топлива на термодинамические характеристики парового котла.

6. Разработать способ (алгоритм и функциональную блок-схему) оптимизации термодинамических характеристик водогрейных и паровых котлов.

7. Провести математическое моделирование алгоритма оптимизации термодинамических процессов.

8. Провести апробацию разработанного способа оптимизации работы котла в промышленных условиях.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Получены новые соотношения, описывающие в квазистационарном приближении влияние изменения состава топлива на полноту его сгорания и скорость тепловыделения.

2. Разработан новый алгоритм изменений расходов топлива и воздуха, основанный на анализе изменения выходной температуры теплоносителя, позволяющий восстановить начальный оптимальный режим горения после кратковременного одноразового и длительного непрерывного изменения УТС топлива.

3. Впервые исследованы неустановившиеся термодинамические процессы в паровых котлах средней мощности, в случае изменения состава УВТ метанового ряда.

4. Разработан новый способ оптимизации термодинамических характеристик паровых и водогрейных котлов при сжигании УВТ переменного состава, на что получен патент на изобретение РФ №

Методы исследования. Анализ влияния изменения состава топлива на процесс горения УВТ метанового ряда проводился в квазистационарном приближении с использованием аналитических методов и соотношений теории топочных процессов. Для анализа термодинамических процессов в паровом котле применялся нормативный метод теплового расчета режимов работы котельных установок.

Достоверность результатов обеспечивается использованием апробированных методов расчета, сходимостью результатов с данными, полученными другими авторами, непротиворечивостью полученных результатов фундаментальным положениям теории горения, подтверждением основных выводов работы результатами промышленных испытаний.

На защиту выносится:

1. Квазистационарная модель стабилизации скорости тепловыделения при горении смеси УВТ метанового ряда и воздухом с обеспечением полного сгорания топлива в случае кратковременных и длительных изменениях его УТС.

2. Результаты анализа термодинамических характеристик парового котла при сжигании очищенного ПНГ переменного состава.

3. Способ оптимизации термодинамических характеристик паровых и водогрейных котлов при сжигании УВТ переменного состава.

4. Результаты промышленной апробации разработанного способа на паровом котле ДЕ 10-14, использующем ПНГ.

Теоретическая и практическая значимость:

Результаты аналитических расчетов расширяют существующее представление о неустановившихся термодинамических процессах, в частности, при горении УВТ, состав которого изменяется с течением времени. Апробированный и запатентованный способ оптимизации процесса горения послужит основой для разработки автоматизированных систем контроля и обеспечения оптимальной работы других действующих паровых и водогрейных котлов.

Реализация результатов работы.

Разработанный способ оптимизации процесса горения УВТ переменного состава был апробирован на паровом котле ДЕ 10-14, принадлежащем ОАО «Татнефть» (Республика Татарстан).

Основные положения и результаты работы используются при проведении практических и лабораторных занятий, при выполнении выпускных квалификационных работ студентов кафедры «Техническая физика и энергетика» (Казанский федеральный университет), кафедры «Промышленная теплоэнергетика» (Казанский государственный энергетический университет), кафедры «Теплотехника и энергетическое машиностроение» (Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева -КАИ).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Всероссийских и международных научно-технических конференциях, съездах, семинарах: Всероссийском съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики (КФУ, г. Казань, 2015), X школе-семинаре молодых ученых и специалистов академика В.Е. Алемасова «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении» (КазНЦ РАН, г. Казань, 2016), международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (МЭИ, г. Москва, 2017), международной конференции «Современные проблемы теплофизики и энергетики» (МЭИ, г. Москва, 2017), международных научно-технических конференциях «Низко-

температурная плазма в процессах нанесения функциональных покрытий» (г. Казань, 2014-2017 гг.), XVIII международном симпозиуме «Энергоресур-соэффективность и энергосбережение» (г. Казань, 2018), научно-техническом семинаре кафедры «Техническая физика и энергетика» (КФУ, г. Казань, 2018), научно-техническом семинаре кафедры «Теплотехника и энергетическое машиностроение» (КНИТУ-КАИ, г. Казань, 2018).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 15 печатных работах, из них 5 статей в журналах, индексируемых международными базами данных SCOPUS и Web of Science, 2 статьи в журналах, входящих в перечень ВАК, 1 патент на изобретение и 7 публикаций в материалах Всероссийских и международных научных конференций.

Личный вклад автора. Результаты, представленные в диссертации и отраженные в публикациях, получены при непосредственном участии соискателя.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 01.04.14 «Теплофизика и теоретическая теплотехника». Полученные в работе научные результаты соответствуют п. 3 «Исследование термодинамических процессов и циклов применительно к установкам производства и преобразования энергии», п. 4 «Экспериментальные и теоретические исследования процессов взаимодействия интенсивных потоков энергии с веществом», п. 7 «Экспериментальные и теоретические исследования процессов совместного переноса тепла и массы в бинарных и многокомпонентных смесях веществ, включая химически реагирующие смеси» Паспорта специальности.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка использованных источников информации и приложения. Работа содержит 136 страниц машинописного текста, 36 рисунков, 9 таблиц и 6 приложений на 7 страницах. В приложении размещены результаты расчетов, патент на изобретение и др. материалы. Список использованных источников информации включает 102 наименования.

Краткое содержание работы:

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация термодинамических характеристик процесса горения газообразного топлива метанового ряда переменного состава для наземных энергоустановок»

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы и приведена её общая характеристика.

Первая глава посвящена анализу проблемы оптимизации процесса горения УВТ переменного состава, в частности, попутного нефтяного газа, в теплоэнергетических установках. Показано, что термодинамические характеристики процесса горения топлива, состав которого изменяется с течением времени, изучены недостаточно, а существующие способы оптимизации процесса горения недостаточно эффективны. В конце главы сформулирована цель и перечислены задачи исследования.

Во второй главе представлена квазистационарная модель стабилизации скорости тепловыделения при горении смеси УВТ метанового ряда и воздуха с обеспечением полного сгорания топлива в случае кратковременных и длительных изменениях его УТС.

В третьей главе представлены результаты анализа влияния изменений УТС топлива на термодинамические характеристики паровых котлов.

В четвертой главе, на основании полученных в предыдущей главе результатов, сформулирован алгоритм оптимизации процесса горения УВТ переменного состава, в частности ПНГ, в паровых и водогрейных котлах. Разработана блок-схема реализации полученного алгоритма.

В пятой главе представлены результаты промышленной апробации разработанного способа оптимизации в паровом котле ДЕ 10-14, принадлежащем ОАО «Татнефть» (Республика Татарстан).

В заключении сформулированы основные результаты и выводы диссертационной работы.

Данная диссертационная работа выполнена на кафедре «Техническая физика и энергетика» ФГАОУ ВО «Казанский федеральный университет» при финансовой поддержке стипендии Президента Российской Федерации молодым ученым и аспирантам (Конкурс СП-2018).

Глава 1 Проблема оптимизации процесса горения УВТ переменного состава

в теплоэнергетических установках

1.1 Актуальность использования альтернативных видов топлива в энергетике

Согласно Указу Президента Российской Федерации № 899 от 07.07.2011 г., одним из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники является «Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика», а одной из критических технологий Российской Федерации развития является «Технологии энергоэффективного производства и преобразования энергии на органическом топливе» [1]. Также в Энергетической стратегии России на период до 2030 года приоритетным направлением развития энергетики является снижение удельных затрат топлива при производстве и потреблении энергоресурсов за счет применения энергосберегающих технологий и оборудования [2]. Увеличение темпа потребления электроэнергии и сокращение запасов традиционных полезных ископаемых [3] вызывают интерес к использованию альтернативных видов топлива в энергетике, таких как биогаз, синтез газ, доменный газ и отходы различных производств. Для Российской Федерации, как нефтедобывающей страны, актуально использование отходов нефтегазовой отрасли. При добыче, транспортировке и переработке нефти и её продуктов образуются и/или выделяются попутные газы. Данные газообразные отходы в основном утилизируются на факельных установках, что негативно отражается на экологии [4]. Кроме того, такой способ утилизации не позволяет использовать выделяющуюся тепловую энергию.

В 2009 году Правительством Российской Федерации принято постановление № 7 от 8 января «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», в котором заложено требование по доведению уровня рационального использования попутного газа до 95% [5-8]. В США также отмечают важность рационального использования углеводородных от-

ходов. Агентство по охране окружающей среды США, начиная с 2008 г., рассматривает любой газ, сгенерированный на нефтеперерабатывающем заводе, в качестве топлива [9].

В России, наряду с увеличением объемов добычи нефти, происходит постоянное наращивание объемов добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) (см. рис. 1.1) [10].

млрд. м3

»-

80 70 (О 50 40 30 20 10

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20Ю 201 2® 2013 20М 20(5 20№

Рисунок 1.1 - Добыча и сжигание ПНГ в России

Согласно данным отчета Аналитического центра при правительстве РФ за 2016 г. от общего объема ПНГ, добытого в 2016 г., порядка 14 % было сожжено факельным путем, т.е. использовано нерационально [11]. Однако, в действительности объем сжигаемого ПНГ на факельных установках намного больше, ввиду противоречивости и ненадежности данных. Согласно данным Всемирного банка, расчетный объем сжигания ПНГ на факельных установках, основанный на спутниковых данных, составляет 62 % [12-14]. Из-за сжигания ПНГ в атмосферу попадает свыше 500 тыс. тонн вредных выбросов [15]. Таким образом, проблема рационального использования газообразных углеводородных отходов является не только технической, но и экологической [16-20].

В настоящее время используют следующие способы рационального использования ПНГ [21-27]:

Сжигание

1. Переработка на газоперерабатывающем заводе [28, 29].

2. Закачка в продуктивный пласт (сайклинг-процесс, «газлифт») [30].

3. Переработка ПНГ по технологии GTL (gas to liquid) [31] или его сжижение LPG (liquefied petroleum gas) [32].

4. Закачка во временные подземные хранилища [33, 34].

5. Использование ПНГ в качестве альтернативного топлива для выработки электрической и тепловой энергии в энергетических установках.

1.2 Существующие проблемы сжигания попутного нефтяного газа

Самый распространенный в России вид топлива, используемый в энергетике - природный газ [35]. В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом органического топлива. Основную часть природного газа составляет метан (CH4) [36]. Перед поступлением природного газа на объекты энергетики он проходит предварительную подготовку: выделение инертных газов и конденсата, очистку от механических примесей и сероводорода и осушку. Предварительная подготовка природного газа выравнивает состав газа, доводя содержание в нем метана до 98 % [37-40].

В отличие от традиционного топлива, содержание компонентов в попутном нефтяном газе может меняться в больших пределах, в зависимости от источника, времени и стадии разработки конкретного месторождения [41-43] (см. табл. 1.1).

В нефтяном пласте ПНГ может располагаться в газообразном свободном состоянии над нефтью и растворенным в самой нефти. Составы ПНГ в свободном и растворенном виде могут сильно отличаться. Также, в зависимости от стадии разработки месторождения, изменяются условия его добычи и параметры самого газа. Это приводит к тому, что состав ПНГ из одного месторождения колеблется в широких диапазонах [44].

Таблица 1.1 - Диапазоны изменения основных компонентов ПНГ отечественных месторождений

Компонент СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 N2 Не СО2 Н2Б

Ср. содержание, % 40-80 4-20 4-18 2-10 1-5 0-40 0-15 0-2 0-7

Отличие состава попутных нефтяных газов заключается в наличии, помимо метана (СНД других газов в его составе: этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и паров более тяжелых углеводородов. Также в составе ПНГ могут присутствовать различные примеси: сероводород (Н2Б), меркаптаны (RSH), азот (N2), углекислый газ (С02), гелий (Не), аргон (Аг) и пр. Использование неочищенного УВТ может привести к негативным последствиям: образованию нагара, возникновению отложений, коррозии металлов, закупорке проходных сечений и т.д.

По мере возрастания балластирующих компонентов ПНГ С02, Не) сужаются концентрационные пределы воспламенения, возникает вероятность угасания пламени, увеличиваются тепловые потери с уходящими газами [4547]. Существует ряд апробированных способов очистки углеводородных газов от балластирующих примесей [48, 49].

Наличие сероводорода в ПНГ вызывает химическую и электрохимическую коррозию металлов, что уменьшает срок службы энергоустановки и приводит к операционным рискам. В процессе горения сероводорода образуются оксиды серы, негативно влияющие на экологию и здоровье человека. Однако в настоящее время существует множество плазмохимических, абсорбционных, адсорбционных, каталитических и микробиологических способов очистки ПНГ от сероводорода [50-57]. В настоящее время отечественная промышленность располагает коррозионностойкими жаропрочными сплавами, что также позволяет решать проблему коррозии [60].

ПНГ, как и любой другой газ, применяемый в энергетике, подвергают очистке от механических примесей, чаще в вихревых камерах [58, 59].

Попутный нефтяной газ имеет высокую теплотворную способность,

3 3

которая меняется в пределах от 37673 кДж/м до 62788 кДж/м из-за нестабильности его состава [61]. Данные изменения приводят к нарушению стабильности теплового эффекта процесса горения, что может привести к последствиям, которые присущи процессу сжигания любого УВТ переменного состава.

Исследования влияния состава углеводородных газов на их теплофизи-ческие характеристики и процесс горения были проведены в работах [62, 63]. В работах было показано, что изменение состава газа оказывает влияние на температуру горения, скорость горения, УТС, состав продуктов сгорания. В результате данных изменений нарушается стабильность работы теплоэнергетической установки [64-66]: возникает вероятность срыва пламени (уход пламени вглубь топочного пространства), обратной вспышки (распространение пламени внутрь горелки), неустойчивости горения (пульсации давления), самовоспламенения (возгорание газовоздушной смеси в смесеобразователь-ном пространстве), локального перегрева поверхностей.

Наличие тяжелых углеводородов (С5+) в составе ПНГ может также привести к переходу процесса горения в пульсационный режим, сопровождающийся появлением автоколебаний термогазодинамических параметров. На резонансных частотах собственных колебаний происходит разрушение элементов камеры сгорания. С увеличением углеродного числа алканового ряда уменьшается октановое число топлива, что также может привести к детонации топлива в энергетических установках с компрессией. Извлечение тяжелых углеводородов или их конверсия в более легкие углеводородные фракции позволяет решить данные проблемы [67].

Одним из направлений решения проблемы стабилизации пламени является создание специальных энергетических установок для сжигания УВТ переменного состава: утилизационных камер сгорания [68-70], теплоэнергетических установок на основе пульсирующего горения [71-73].

Также исследования показывают [74-77], что уменьшить влияние изменения состава УВТ на стабильность пламени можно с помощью изменения характеристик топлива и воздуха (плотность, температура, давление) перед их поступлением в камеру сгорания. Данный способ позволяет регулировать параметры топлива и процесса горения, не останавливая теплоэнергетическую установку.

В работе [78] рассмотрено влияние изменения состава топлива на образование N0 При изменении состава топлива могут образовываться области горения с повышенной температурой, что способствует образованию КОх. Также, помимо температурного влияния, изменение состава влияет на химические процессы, происходящие при горении. Эти процессы могут вызывать образование К2О, и дальнейшее образование N0

1.3 Анализ имеющихся способов оптимизации сжигания УВТ непостоянного состава в котлоагрегатах

В работе [79] авторами описаны рекомендации по переводу газотурбинной установки Е 70/8 РД на сжигание ПНГ. Проблему непостоянства состава авторы предложили решить простым и тривиальным способом - выбором среднего соотношения «топливо-воздух» для всего диапазона изменения УТС топлива. Тем самым авторы предполагают повысить устойчивость работы установки в случае изменения его состава, минимизировав отклонения основных параметров процесса горения от выбранного режима. Авторами приведены стехиометрические соотношения «топливо-воздух» и оптимальные расходы для широкого диапазона изменения УТС ПНГ, однако для применения этих данных на практике необходим непрерывный контроль УТС ПНГ.

В статье [80] была проведена оценка математических моделей расчета эффективности горения газообразных отходов нефтехимических производств в котлоагрегатах при изменении его состава. Описанные в работе основные

математические модели, предназначаются для расчета процесса горения газов, состоящих в основном из метана. Однако при расчете топлива переменного состава эффективность математических моделей снижается.

Действующие теплоэнергетические установки, в частности, паровые и водогрейные котлы, работают, исходя из составленной «режимной карты», которая составляется на определенную УТС топлива [81, 82]. УТС топлива задается поставщиком газа и считается постоянной. Реальный состав топлива переменный во времени. Приборами непрерывного анализа состава топлива котельные не оснащены. Эти изменения приводят к нарушению оптимального режима работы действующих котлов.

Условия оптимальности процесса горения:

1. Требуемая скорость тепловыделения.

2. Полное сгорание топлива.

3. Минимальный расход топлива.

Анализ патентной литературы показывает, что существуют различные способы оптимизации, управления и контроля процесса сжигания топлива в теплоэнергетических установках:

1. Способ автоматической оптимизации процесса горения в котле, основанный на регулировании расхода воздуха с целью устранения оксида углерода и поддержания оптимальной концентрации кислорода в продуктах сгорания (см. рис. 1.2) [83]. Недостатком способа является наличие дополнительных операций: отбора газа, его охлаждения и анализа. Анализ осуществляют с помощью прибора - газоанализатора, что существенно усложняет и удорожает способ. Также существенным недостатком способа является необходимость предварительного задания оптимального количества кислорода в дымовых газах, что практически невозможно в случае использования топлив переменного состава.

Рисунок 1.2 - Нахождение оптимального коэффициента избытка воздуха по составу уходящих газов

2. Способ автоматической оптимизации процесса горения в топке парового котла. В данном способе оптимизацию процесса горения осуществляют по тепловому КПД котлоагрегата, который определяют по тепловому балансу: тепловому потоку, поступающему в теплообменные устройства котла и тепла, поступившему в топку. Способ осуществляют путем измерения характеризующих КПД котла параметров и соотношения «топливо-воздух», определения отклонений измеренных сигналов от заданных значений, последующего изменения с помощью корректирующего регулятора расхода воздуха по сумме этих отклонений и осуществления экстремального регулирования [84].

В качестве характеризующих КПД котла параметров используют: поступающий из топки в циркуляционный контур барабанного котла текущий тепловой поток; вносимый в топку котла с топливом текущий тепловой поток; корреляционное измерение временного сдвига указанных тепловых по-

токов; синхронизированное отношение указанных тепловых потоков. Определяют корреляцию указанного отношения с расходом воздуха, по которой осуществляют экстремальное регулирование. По данному способу для оптимизации горения: 1 - измеряют расход топлива, 2 - измеряют расход воздуха, 3 - определяют соотношение «топливо-воздух», 4 - измеряют текущий тепловой поток, поступающий из топки в циркуляционный контур барабанного котла, 5 - измеряют текущий тепловой поток, вносимый в топку котла с топливом, 6 - выполняют корреляционное измерение временного сдвига указанных тепловых потоков, 7 - синхронизируют отношение указанных тепловых потоков, 8 - определяют отклонения измеренных тепловых потоков от своих заданных значений, 9 - вычисляют текущие значение КПД и его отклонение от среднего значения, 10 - определяют корреляцию текущего расхода воздуха с текущими отклонениями КПД и теплового потока, вносимого топливом в топку котла, от соответствующих средних значений, 11 - по результатам действий осуществляют экстремальное регулирование воздуха с выходом котло-агрегата на максимальное значение КПД. Итого - для оптимизации горения осуществляют 11 операций (действий), на выполнение которых нередко затрачивают время, превышающее продолжительность процессов изменения свойств используемого топлива. Таким образом, основным недостатком данного способа является его большая трудоемкость и инерционность во времени. Также не представляется возможным обеспечить стабильную теплопро-изводительность топливосжигающего устройства путем регулирования расхода воздуха без корректировки расхода топлива и оптимизировать процесс сжигания топлива с изменяющимися теплотехническими характеристиками [84].

3. Способ автоматического управления и контроля котлоагрегата [85]. Данный способ осуществляется путем измерения сигналов по расходу топлива и воздуха, которые вводятся в контроллер, при этом в процессе горения с помощью датчиков непрерывно измеряют содержание окиси углерода и кислорода, давление топлива и давление воздуха и совместно с предварительно

измеренным соотношением расхода воздуха и топлива контроллер формирует сигнал для управления вентилятором. Датчики, измеряющие содержание окиси углерода и кислорода, устанавливают непосредственно в газовом тракте дымохода котлоагрегата. Измеряют разрежение в дымовом тракте, с учетом которого формируют упомянутый сигнал на управляющий блок в виде частотного преобразователя для плавного управления дымососом и вентилятором, который постоянно поддерживает содержание окиси углерода СО в дымовых газах в количестве 0,1-0,2% и (или) кислорода 02. Недостатками способа являются достаточно низкие эксплуатационные характеристики, низкая надежность системы, необходимость непрерывного контроля состава уходящих газов.

4. Способ оптимизации процесса горения топлива [86]. Способ основан на измерении, контроле и регулировании температурных параметров в горящем факеле. Измерение температуры в факеле осуществляют бесконтактно. Далее определяют точку с максимальной температурой вдоль продольной оси факела. В дальнейшем варьируют количество подаваемого на сжигание воздуха до достижения максимальной температуры в выбранной точке, и цикл повторяют в случае изменения условий сжигания или состава топлива. Способ позволяет повысить эффективность использования топлива, упростить регулирование процессом горения топлива, снизить погрешность измерения и уменьшить содержание окиси углерода в отходящих газах (см. рис. 1.3).

Данный способ не рассчитан на оптимизацию сжигания топлива переменного состава, так как при изменении УТС топлива необходимо регулировать не только расход воздуха, но и расход топлива. Также недостатками способа являются: использование дополнительного оборудования, низкая эффективность при больших размерах факела и его неустойчивости.

Температура факела, "С , Ж

3 10 -

о 5 10 15

Расход воздуха, кг/с Рисунок 1.3 - Зависимость температуры факела от расхода воздуха

Общими недостатками перечисленных способов оптимизации, управления и контроля процесса сжигания топлив в энергетических установках являются: высокая трудоемкость, конструктивная сложность и главное - отсутствие возможности оперативно реагировать на случайные изменения состава сжигаемого топлива.

1.4 Выводы по главе 1, постановка цели и задач диссертационной работы

Обзор и анализ научно - технической и патентно-лицензионной литературы показал, что оптимизация процессов сжигания УВТ переменного состава, в частности, очищенного ПНГ в тепловых энергетических установках -актуальная научно-техническая задача. Применительно к действующим паровым и водогрейным котлам эта задача, в первую очередь, заключается в оптимизации термодинамических процессов, то есть обеспечении заданной скорости тепловыделения в топке и теплосодержания теплоносителя при минимальном расходе и полном сгорании топлива. Имеющиеся способы опти-

мизации работы теплоэнергетических установок несовершенны. Процессы горения УВТ переменного состава с изменяющимися во времени теплофизи-ческими характеристиками исследованы недостаточно.

На основе обзора и анализа научно-технической и патентно-лицензионной литературы были поставлены цель и задачи исследования.

Целью диссертационной работы является: разработка способа оптимизации термодинамических характеристик наземных энергетических установок, использующих углеводородное топливо метанового ряда переменного состава.

Задачи диссертационной работы:

1. Провести обзор и анализ научно-технической и патентно-лицензионной литературы по теме диссертационной работы.

2. Провести анализ влияния изменений УТС топлива на первоначально оптимальный режим горения.

3. Определить условия, позволяющие восстановить начальный режим горения после кратковременного одноразового изменения УТС топлива.

4. Определить условия, которые дают возможность сохранять оптимальный режим горения в течение длительных непрерывных изменений УТС топлива.

5. Провести анализ влияния изменений УТС топлива на термодинамические характеристики парового котла.

6. Разработать способ (алгоритм и функциональную блок-схему) оптимизации термодинамических характеристик водогрейных и паровых котлов.

7. Провести математическое моделирование алгоритма оптимизации термодинамических процессов.

8. Провести апробацию разработанного способа оптимизации работы котла в промышленных условиях.

Глава 2 Квазистационарная модель оптимизации процесса горения УВТ метанового ряда переменного состава

В данной главе рассмотрены базовые соотношения теории топочного процесса, проведена оценка влияния кратковременного и длительного изменения состава топлива на тепловой эффект процесса горения смеси газообразного УВТ метанового ряда с атмосферным воздухом в произвольном топочном объеме.

2.1 Базовые соотношения

В теории топочных процессов [87] основные теплофизические характеристики УВТ метанового ряда связывают с «углеродным числом» n, величина которого равна среднему взвешенному числу атомов углерода в смеси:

л 1CH4 + 2C2 H б + 3СзН8 + 4C4 H10 +...

100 - (CO2 + N2 ) .

Метановый ряд газообразного топлива характеризуется общей формулой молекул CnH2n+2. Все объемные характеристики этого ряда приобретают линейную зависимость от углеродного числа п. Тогда теплота сгорания единицы объема топлива q и теоретический объем воздуха g, необходимый для полного сгорания единицы объема топлива, определяются как функции углеродного числа п:

q = 7050 n + 2500 = kxn + k2; (2.1)

g = 7,13 n + 2,28 = k3n + k. (2.2)

Пусть топливо имеет постоянную во времени теплоту сгорания q0. При полном сгорании топлива с расходом скорость тепловыделения равна:

00= ЧоОг.о, (2.3)

а необходимый для этого расход воздуха равен:

= 80ог.0. (24)

Также важной характеристикой процесса горения является коэффициент избытка воздуха а, определяемый как отношение используемого количества воздуха к его количеству, необходимому для полного сгорания:

а = 8 ф/ 8 о-

Тогда а = 1 соответствует полному сгоранию топлива, т.е. при оптимальном соотношении «топливо-воздух», а < 1 - «недожогу» топлива, т.е. недостатку воздуха, а > 1 - полному сгоранию топлива, но при избыточном количестве воздуха.

Для оптимального горения должны выполняться следующие основные требования:

1. В результате сжигания топлива в единицу времени должно выделяться некоторое заданное количество теплоты.

2. В результате горения топливо должно сгорать полностью.

3. Заданное количество теплоты должно обеспечиваться сжиганием минимального расхода топлива.

Предположим, что при непрерывном сжигании топлива с постоянной УТС в некоторый момент времени из-за колебаний состава топлива его УТС начинает изменяться. Как данные изменения влияют на скорость тепловыделения и полноту сгорания топлива, а также, какие должны быть изменения расходов топлива и воздуха, чтобы выполнялись ранее сформулированные

основные требования оптимального горения, будет рассмотрено в п.п. 2.22.6.

2.2 Влияние изменения состава топлива на тепловой эффект процесса горения

В качестве примера рассмотрим случай полного сгорания топлива с уг-

-5

леродным числом п = 1,8 и расходом топлива О/ = 250 м /с. УТС данного топлива будет равной:

^ = 7050п + 2500 = 15190 ккал/м3 = 63555 кДж/м3.

Необходимое удельное количество воздуха для полного сжигания:

8 = 7,13и + 2,28 = 15,114 м3/м3.

Коэффициент избытка воздуха:

а = 8ф/8 0 =1-

Скорость тепловыделения:

0 = двг = 15888 МДж/с.

В данном случае процесс горения будет оптимальным, температура горения максимальной (см. рис. 2.1) [87].

Рисунок 2.1 - Зависимость температуры горения X, °С от коэффициента избытка воздуха а

Рассмотрим случай изменения состава топлива и, как следствие, углеродного числа на п = 1,7 при неизменных расходах топлива и воздуха. УТС данного топлива будет равной:

q2 = 7050« + 2500 = 14485 ккал/м3 = 60605 кДж/м3.

Необходимое удельное количество воздуха для полного сжигания:

g2 = 7,13« + 2,28 = 14,401 м3/м3

Так как расход воздуха остался неизменным, появится избыток воздуха, и коэффициент избытка воздуха увеличится:

а = 8 ф § 0 = 1,05.

В данном случае топливо будет сгорать полностью, с избыточным количеством воздуха. Скорость тепловыделения уменьшится ввиду уменьшения УТС топлива:

0 = двг = 15151 МДж/с.

Температура горения значительно уменьшается, согласно рис. 2.1.

Рассмотрим другой случай изменения состава топлива и, как следствие, углеродного числа на п = 1,9 при неизменных расходах топлива и воздуха.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сайфуллин Эмиль Ринатович, 2019 год

- — ■

--'

0,9

1 1,1 1,2 Коэффициент избытка воздуха

1,3

0,8

1,4

♦ Температура воды ■ СО А 02

Рисунок 4.7 - Зависимость температуры воды на выходе из теплообменных устройств от концентрации кислорода (О2) и оксида углерода (СО)

Результаты проведенных экспериментов показали, что максимальная температура теплоносителя соответствует коэффициенту избытка воздуха, близкому к точке пересечения кривых содержания СО и О2 в уходящих газах. Как известно [85], для котлов режим горения при таких условиях считается оптимальным.

Тем самым, результаты экспериментального моделирования подтвердили устойчивую зависимость максимума температуры теплоносителя с оптимальным режимом горения, что позволяет сделать вывод о возможности оптимизации термодинамических характеристик процесса горения по характеру и величине изменения выходной температуры теплоносителя, относительно максимального значения.

4.4 Алгоритм оптимизации термодинамических характеристик водогрейных и паровых котлов в случае изменения удельной теплоты сгорания топлива

После того, как будет достигнут оптимальный начальный режим горения и заданная теплопроизводительность котла, управление котлом осуществляется согласно алгоритму, который зависит от характера изменения температуры теплоносителя на выходе [99, 100]. На основании данного алгоритма разработан и запатентован способ автоматической оптимизации процесса сжигания топлива переменного состава [101]. Оптимизация осуществляется в соответствии со следующей функциональной схемой (см. рис. 4.8). На рис. 4.8 обозначены: 1 - теплоэнергетическая установка с теплообменным аппаратом; 2 - устройство автоматической регулировки расхода топлива; 3 -расходомер топлива; 4 - устройство автоматической регулировки расхода воздуха; 5 - датчик температуры теплоносителя на входе теплообменника; 6 - датчик температуры теплоносителя на выходе теплообменника; 7 - компьютер.

В процессе работы котла, использующего топливо переменного состава, возможны следующие случаи:

Случай 1. Уменьшение УТС топлива.

Случай 2. Увеличение УТС топлива.

Случай 3. Постоянство УТС топлива.

Показания датчика температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6, непрерывно поступают в компьютер 7, где производится сравнение

Рисунок 4.8 - Функциональная схема системы оптимизации процесса горения

Уменьшение выходной температуры теплоносителя при постоянном расходе топлива и воздуха означает снижение УТС топлива (Случай 1). Это следует из результатов, полученных в Главе 2. Согласно разработанному алгоритму [101], при снижении выходной температуры теплоносителя на заданную контрольную величину, например - на 3 0С, превышающую точность измерения этой температуры, компьютер 7 подает устройству автоматической регулировки расхода топлива 2 команду на плавное непрерывное увеличение расхода топлива в возрастающем с течением времени темпе, например, в течение первой минуты на 1% относительно начальной величины, второй минуты - на 2%, третьей минуты - на 3% и т.д. Когда темп увеличения расхода топлива превышает темп снижения УТС, начинается рост выходной температуры теплоносителя, что фиксируется датчиком 6 и сигнал передается компьютеру 7. Со временем выходная температура теплоносителя достигает заданного потребителем значения. От компьютера 7 на устройство автоматической регулировки расхода топлива 2 идет команда на прекращение увеличения расхода топлива. Расход топлива стабилизируют при продолжающемся снижении УТС. Если датчик 6 вновь фиксирует снижение темпера-

туры теплоносителя на заданную контрольную величину, компьютер 7 подает устройству автоматической регулировки расхода топлива 2 сигнал на повторное увеличение расхода топлива в возрастающем с течением времени темпе. В результате регистрируемая датчиком температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 выходная температура теплоносителя принимает значения, достаточно близкие к заданному начальному значению. Такой процесс синхронизации увеличения расхода топлива с уменьшением УТС осуществляют в течение всего времени снижения УТС топлива [101].

Если в период постоянства расхода топлива регистрируемое датчиком температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 текущее значение выходной температуры теплоносителя не опускается до контрольного значения, значит, снижение УТС топлива завершилось. Получив такую информацию, компьютер 7 и управляемые им устройство автоматической регулировки подачи топлива 2 и устройство регулировки подачи воздуха 4, осуществляют действия, соответствующие завершающему этапу оптимизации процесса горения, согласно алгоритму оптимизации начального режима горения, описанному ранее [101].

Если после оптимизации начального режима горения датчик температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 регистрирует постоянство выходной температуры теплоносителя, то для компьютера 7 эта информация - не однозначна [99-101]. Поэтому компьютер 7 подает устройству 2 команду сократить расход топлива на заданную величину, например, на 2% относительно начального значения, в течение одной минуты. Если датчик температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 фиксирует уменьшение температуры теплоносителя на выходе теплообменника, то по команде компьютера 7 устройство автоматической регулировки подачи топлива 2, возвращает сохранившееся в памяти компьютера значение расхода топлива, восстанавливая оптимальный процесс сжигания топлива с постоянной теплотой сгорания (Случай 3). Такой процесс контроля оптимальности процесса сжигания топлива в автоматическом режиме периодически выполняют тече-

Если после контрольного снижения расхода топлива при постоянной подаче воздуха датчик температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 не фиксирует снижение выходной температуры теплоносителя, то компьютер 7, получив от датчика температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 такую информацию, идентифицирует её, как начало повышения УТС топлива (Случай 2) [99-101]. Для устранения нарастающего недожога компьютер 7 подает устройству автоматической регулировки подачи топлива 2 команду на непрерывное уменьшение расхода топлива в возрастающем с течением времени темпе, например, в течение первой минуты на 1% относительно начальной величины подачи топлива, второй минуты - на 2%, третьей минуты - на 3% и т.д. Устройство регулировки подачи воздуха 4, управляемое компьютером 7, расход воздуха сохраняет неизменным. С течением времени темп сокращения расхода топлива превышает темп повышения УТС и фиксируемая датчиком температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6, температура теплоносителя на выходе теплообменника начинает уменьшаться. Когда температура теплоносителя снизится до заданного контрольного значения, по команде компьютера 7 устройство автоматической регулировки подачи топлива 2 прекращает снижение расхода топлива [101].

Из-за продолжающегося увеличения УТС топлива температура теплоносителя на выходе теплообменника повысится до заданного потребителем значения, что фиксируется датчиком температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6 и сообщается компьютеру 7. По команде компьютера 7 устройство автоматической регулировки подачи топлива 2 начинает повторно снижать расход топлива в возрастающем с течением времени темпе. Таким образом, осуществляется синхронизация темпа снижения расхода топлива с темпом повышения УТС в течение всего времени её изменения [101].

Если в период постоянства расхода топлива и воздуха текущее значение температуры на выходе теплообменника в течение заданного промежут-

ка времени не достигает заданной величины, это означает, что рост УТС топлива завершился. Получив от датчика температуры теплоносителя на выходе теплообменника 6, такой сигнал, компьютер 7 осуществляет завершающий этап оптимизации процесса сжигания топлива путем взаимосвязанных изменений расходов топлива и воздуха, также как в случае оптимизации начального режима горения [101].

Процесс оптимизации осуществляют непрерывно в течение всего времени эксплуатации теплоэнергетической установки.

4.5 Блок-схема, реализующая предложенный алгоритм

Для создания программного обеспечения, необходимого для реализации разработанного алгоритма, предлагается следующая блок-схема (см. рис. 4.9), где Т - текущая температура, Тз - заданная температура, Хинер - время тепловой инерции котла, - расход топлива в настоящий момент времени т = I, О^-предыдущий расход топлива (в момент времени т = I -1), С - шаг изменения расходов, 1 - переменная цикла [102].

Блок №1 начинает работать в случае снижения температуры теплоносителя, что характеризует снижение УТС топлива. В этом случае необходимо начать постепенное увеличение подачи топлива, пока температура теплоносителя не станет прежней. После этого программа возвращается к начальному этапу работы.

Блок №2 работает, когда температура теплоносителя возрастает или не изменяется, что характеризует оптимальный режим горения или увеличение УТС топлива. Проверка осуществляется по изменению температуры теплоносителя после однократного уменьшения подачи топлива. Резкое снижение температуры указывает на оптимальный режим горения, необходимо вернуться к предыдущему значению расхода топлива, восстанавливая оптимальный режим. Постоянство температуры указывает на недожог, необходимо продолжать дальнейшее снижение расхода топлива, до того момента, пока

температура не начет снижаться, и вернуть, предыдущее значение расхода топлива. Далее программа возвращается к начальному режиму и проводит проверку заново.

Рисунок 4.9 - Блок-схема алгоритма оптимизации процесса горения УВТ в паровых котлах в случае непрерывного длительного изменения состава топлива

4.6 Математическое моделирование оптимизации термодинамических параметров котла ДЕ 10-14 согласно разработанному алгоритму, в случае изменения удельной теплоты сгорания топлива

В качестве примера длительного уменьшения УТС возьмем линейную

-5

функцию с темпом снижения 500 кДж/мин м (см. рис. 4.10). Время тепловой

-5

инерции котла тти = 1 мин, энтальпия воды на входе в котел Нв = 508 кДж/ м ,

-5

заданная энтальпия насыщенного пара на выходе из котла Нп = 2770 кДж/м , что соответствует температуре насыщенного пара 172,1 °С, требуемая паро-

-5

производительность Б = 6097 кг/ч, начальный расход топлива 0/= 276,5 м /ч, КПД брутто п = 0,931.

Рисунок 4.10 - Уменьшение УТС топлива по времени т

В момент времени т = 0 мин УТС топлива начала снижаться. Дальнейший анализ будет производиться в квазистационарном приближении, это значит, что в интервале времени, равному времени тепловой инерции котла, энтальпия пара остается постоянной. В конце интервала энтальпия скачком

принимает значение, соответствующее УТС топлива, которая была в начале интервала, то есть Нп(т) считается функцией от Qнр(т - тти).

В момент времени т = 1 мин энтальпия пара на выходе не изменится. В момент времени т = 2 мин энтальпия пара снизится из-за снижения УТС топлива:

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 152,9 °С. Следуя алгоритму, при снижении температуры пара на выходе из котла, необходимо начать увеличение расхода топлива, например, на 1 %:

В следующий момент времени т = 3 мин энтальпия пара принимать значение:

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 153,8 °С. Так как температура пара на выходе не достигла требуемого значения, следуя алгоритму, необходимо увеличить расход топлива на большее значение, например, на 2 %:

+ Ив = 2749,639 кДж/кг.

ег(т2) = 1,01- ег) = 1,01- 276,510 = 279,275 м3/ч.

+ Нв = 2750,733 кДж/кг.

Ог (г3) = 1,02 - Ог (г2) = 1,02 - 279,275 = 284,86 м3 /ч.

(т (т )?

Н т ) = /V \ 3 I + н = 2773,839 кДж/кг.

п( 4) В-100 в ' Д

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 176,3 °С. Но, так как расход воздуха остался прежним, то, согласно формуле (2.5), количество сгораемого топлива пропорционально имеющемуся количеству воздуха. Тем самым регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Согласно алгоритму, необходимо завершить увеличение расхода топлива и стабилизировать его.

В следующий момент времени т = 5 мин энтальпия пара будет принимать значение:

т ) = 0/ (тЖ Ы?! + = 2752,09 кДж/кг.

п( 5) В -100 в ,

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 155 °С. Следуя алгоритму, при повторном, после стабилизации, снижении температуры пара на выходе из котла, необходимо увеличить расход топлива на то же значение 2%:

0/(т) = 1,02 - 0/(т) = 1,02 - 284,86 = 290,557 м3/ч.

В следующий момент времени т = 6 мин энтальпия пара будет принимать значение:

^ ^ В-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 177,3 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Согласно алгоритму, необходимо завершить увеличение расхода топлива и стабилизировать его.

Дальнейшие действия алгоритма аналогичны предыдущим действиям по регулированию расхода топлива в ходе снижения УТС топлива (см. табл. 1, прил. 2).

В следующий момент времени т = 13 мин энтальпия пара будет принимать значение:

Ог (г12 Юр (г12 Н (гп) = А 12^н ^ 1 + Н = 2795,826 кДж/кг. п( 13) В-100 8 , Д

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 208,5 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Сохранение значения температуры пара за установленный промежуток времени означает, что продолжительное снижение УТС топлива завершилось. Согласно алгоритму, необходимо начать оптимизацию для достижения требуемой температуры пара с минимальным расходом топлива. Для этого необходимо однократно снизить расход топлива на меньшее значение, например, на 0,5%:

Ог (г13) = 1,02 - Ог (г12) = 0,995 - 308,342 = 306,8 м3 /ч.

Ог (т )0Т (т)? нп(т4) = а 13^" ^ 1 + Н = 2784,386 кДж/кг.

п( 14) В-100 в ,

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 189,3 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Сохранение температуры пара после снижения расхода топлива означает, что котел работает с избытком топлива. Тогда, согласно алгоритму, необходимо уменьшить расход топлива на то же значение 0,5%:

Ог(т14) = 1,02 - Ог(т13) = 0,995 - 306,8 = 305,266 м3/ч.

В следующий момент времени т = 15 мин энтальпия пара будет принимать значение:

(т14 )Ор (т4)?

Н (т) = /К + н = 2773,004 кДж/кг.

А 157 В-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 175,3 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Сохранение температуры пара после снижения расхода топлива означает, что котел работает с избытком топлива. Тогда, согласно алгоритму, необходимо уменьшить расход топлива на то же значение 0,5%:

Ог (т15 ) = 1,02 - Ог (т14) = 0,995 - 305,266 = 303,74 м3 /ч.

н ( ) = /V 15^н I ^ / + н = 2761,679 кДж/кг. п( 16) В -100 8 , Д

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 163,8 °С. Снижение температуры пара после сокращения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что предыдущее значение расхода топлива было близко к оптимальному. Для более точной оптимизации необходимо повысить расход топлива на меньшее значение, например, на 0,25 %:

(Г16) = 1,02 - (г15) = 1,0025 - 303,74 = 304,5 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 17 мин энтальпия пара будет принимать значение:

(^ Юр (^

н ( ) = Л 16^1 хьп + н = 2767,314 кДж/кг. А 177 В-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 169,3 °С. Для достижения оптимального режима необходимо увеличить расход топлива на то же значение 0,25%:

0/ (г16) = 1,02 - 0/(г15) = 1,0025 - 304,499 = 305,26 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 18 мин энтальпия пара будет принимать значение:

(т7 Юр т)? ( ) = л м^пУм)! + н = 2772,962 кДж/кг.

и ( 18) В-100 8 , кД

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 175,2 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Достижение требуемой температуры означает, что достигнуто близкое к оптимальному значение расхода топлива. Для более точной оптимизации необходимо уменьшить расход топлива на меньшее значение, например, на 0,125 %:

О (т18) = 0,99875 - Ог (т17) = 0,99875 - 304,499 = 304,879 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 19 мин энтальпия пара будет с принимать значение:

О (т (т)?

Н т) = л + н = 2770,131 кДж/кг.

п (19) в-100 8 , кД

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 172,2 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Достижение требуемой температуры означает, что достигнуто близкое к оптимальному значение расхода топлива.

Для более точной оптимизации необходимо уменьшить расход топлива на меньшее значение, например, на 0,125 %:

О (т19) = 0,99875 - Ог (т18) = 0,99875 - 304,879 = 304,498 м3/ч.

Gf (r19 )Qp (г19 )л H ( ) = л 19Л4Л + H 2767,303 кДж/кг.

й( 20) D-100 8 , кД

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 169,3 °С. Снижение температуры пара после сокращения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что предыдущее значение расхода топлива было близко к оптимальному.

Для завершения процесса оптимизации необходимо вернуть предыдущее значение расхода топлива.

О (т20) = 0,99875 - Сг (т19) = 1,00125 - 304,498 = 304,879 м3/ч.

В следующий момент времени т = 21 мин энтальпия пара будет принимать значение:

Gf (г20 )Qp (г20 H ( ) = Л 2°^Hv mj/ +н = 2770,131 кДж/кг. й ( 21) D -100 8 , Д

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 172,2 °С. Процесс оптимизации завершен.

Результаты математического моделирования оптимизации процесса горения, согласно разработанному алгоритму, при длительном уменьшении УТС показаны на рис. 4.11 и рис. 4.12.

Рисунок 4.11 - Изменение температуры пара на выходе из котла от времени при длительном уменьшении УТС

Рисунок 4.12 - Изменение расхода топлива от времени при длительном уменьшении УТС

В качестве примера длительного увеличения УТС возьмем линейную

-5

функцию с темпом снижения 500 кДж/мин м (см. рис. 4.13). Время тепловой

-5

инерции котла тти = 1 мин, энтальпия воды на входе в котел Нв = 508 кДж/ м ,

производительность Б = 6097 кг/ч, начальный расход топлива О/ = 276,5 м /ч, КПД брутто п = 0,931.

Рисунок 4.13 - Увеличение УТС топлива по времени

В момент времени т = 0 мин УТС топлива начала повышаться. Так же, как и в случае понижения УТС топлива, используется квазистационарное приближение.

В момент времени т = 1 мин энтальпия пара на выходе не изменится.

В момент времени т = 2 мин расчетная энтальпия пара повысится из-за увеличения УТС топлива:

ня (^2)=-7

Б ■ 100

= 2791,861 кДж/кг.

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 200,7 °С. Но, так как расход воздуха остался прежним, то, согласно формуле

(2.5), количество сгораемого топлива пропорционально имеющемуся количеству воздуха. Тем самым регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Постоянство выходной температуры пара не дает однозначной информации. Согласно алгоритму, необходимо сократить расход топлива, например, на 1%:

В момент времени т = 3 мин расчетная энтальпия пара принимать значение:

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 197,5 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Постоянство выходной температуры пара после сокращения расхода топлива указывает на недожог топлива. Согласно алгоритму, необходимо сократить расход топлива на большее значение, например, на 2%:

В момент времени т = 4 мин расчетная энтальпия пара будет принимать значение:

Ог (т) = 0,99 - Ог (т) = 0,99 - 276,509 = 273,745 м3 /ч.

+ Нв = 2789,923 кДж/кг.

Ог(т) = 0,99 - Ог(т) = 0,98 - 273,745 = 268,269 м3/ч.

f Нв = 2764,767 кДж/кг.

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 166,7 °С. Снижение выходной температуры пара после сокращения расхода топлива означает, что темп сокращения расхода топлива превысил темп увеличения УТС. Согласно алгоритму, необходимо завершить сокращение расхода топлива и стабилизировать его.

В момент времени т = 5 мин расчетная энтальпия пара будет принимать значение:

(т Ж (т )л

н (т ) = Л 4>! + н = 2785,249 кДж/кг.

^ В-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 190,5 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Достижение требуемой температуры пара на выходе не дает однозначной информации. Согласно алгоритму, необходимо уменьшить расход топлива на то же значение 2%:

Ог(т) = 0,98 - Ог(т) = 0,98 - 268,269 = 262,904 м3/ч.

В момент времени т = 6 мин расчетная энтальпия пара будет принимать значение:

(т Ж (т )Л

н (_ ) = 5Л + = 2759,776 кДж/кг.

^ 6) В-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 162 °С. Снижение выходной температуры пара после сокращения расхода топлива означает, что темп сокращения расхода топлива превысил темп уве-

личения УТС. Согласно алгоритму, необходимо завершить сокращение расхода топлива и стабилизировать его.

Дальнейшие действия алгоритма аналогичны предыдущим действиям по регулированию расхода топлива в ходе увеличения УТС топлива (см. табл. 1, прил. 3).

В следующий момент времени т = 12 мин энтальпия пара будет принимать значение:

Gf (ти )Qp (гп

н ( ) = /v 11A¿„V пл + = 2766,994 кДж/кг. ^ 12' D -100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 169 °С. Сохранение значения температуры пара ниже требуемой за установленный промежуток времени означает, что продолжительное увеличение УТС топлива завершилось. Согласно алгоритму, необходимо начать оптимизацию для достижения требуемой температуры пара с минимальным расходом топлива. Для этого необходимо однократно повысить расход топлива с большей точностью, например, на 0,5%:

0/ (г12) = 1,005 ■ 0/ (гп) = 1,005 ■ 252,493 = 253,756 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 13 мин энтальпия пара будет принимать значение:

О, (г12 Юр (г12 Нп (^) = л 12^нК + Ив = 2778,289 кДж/кг.

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 181,5 °C. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °C. Достижение требуемой температуры пара после увеличения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что достигнуто значение расхода топлива близкое к оптимальному. Для более точной оптимизации необходимо сократить расход топлива с большей точностью, например, на 0,25%:

Gf (г13 ) = 0,9975 • Gf (гХ2 ) = 0,9975 • 253,756 = 253,121 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 14 мин энтальпия пара будет принимать значение:

Gf (г13 )Qp (г13 H (г14) = /V 13^н V 137 / + H = 2772,613 кДж/кг. ^ 14 D-100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 174,9 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Сохранение требуемой температуры пара после сокращения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что котел работает с избытком топлива. Тогда, согласно алгоритму, необходимо уменьшить расход топлива на то же значение 0,25%:

0/ (т14) = 0,9975 - (т13) = 0,9975 - 253,121 = 252,489 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 15 мин энтальпия пара будет принимать значение:

ог (г14 )Ор (г14 )л Н ( ) = л 14^Н1 + Н = 2766,952 кДж/кг. А 157 Б 100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 169 °С. Снижение температуры пара означает, что предыдущее значение расхода топлива было близко к оптимальному. Для более точной оптимизации необходимо увеличить расход топлива с большей точностью, например, на 0,125%:

Ог (г15) = 1,00125 ■ Ог (г14) = 1,00125 ■ 252,489 = 252,804 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 16 мин энтальпия пара будет принимать значение:

О, (г15 )ар (г15

Н (г16) = л + Н = 2769,775 кДж/кг.

А 167 Б 100 8

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 171,9 °С. Сохранение пониженной температуры пара после увеличения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что котел работает с избытком воздуха. Тогда, согласно алгоритму, необходимо увеличить расход топлива на то же значение 0,125%:

Ог (г16) = 1,00125 ■ Ог (г16) = 1,00125 ■ 252,804 = 253,120 м3 /ч.

В следующий момент времени т = 17 мин энтальпия пара будет принимать значение:

Данная энтальпия соответствует температуре насыщенного пара 174,9 °С. Регистрируемая датчиком температура будет равна 172,1 °С. Достижение требуемой температуры пара после увеличения расхода топлива в процессе оптимизации означает, что достигнуто значение расхода топлива, близкое к оптимальному.

Результаты математического моделирования оптимизации процесса горения, согласно разработанному алгоритму, при длительном увеличении УТС показаны на рис. 4.14 и рис. 4.15.

Дальнейшие действия алгоритма аналогичны предыдущим действиям по оптимизации расхода топлива (см. табл. 1, прил. 3).

Рисунок 4.14 - Изменение температуры пара на выходе из котла от времени при длительном увеличении УТС

280 275 270

265

т

5 260

250 245 -240

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Т, МИН

Рисунок 4.15 - Изменение расхода топлива от времени при длительном увеличении УТС

4.7 Выводы по главе 4

1. Результаты экспериментального моделирования подтвердили устойчивую зависимость максимума температуры теплоносителя с оптимальным режимом горения, что позволяет сделать вывод о возможности оптимизации термодинамических характеристик процесса горения по характеру и величине изменения выходной температуры теплоносителя, относительно максимального значения.

2. Разработан новый способ (алгоритм и функциональная схема) оптимизации процесса горения УВТ переменного состава, в частности ПНГ, в паровых и водогрейных котлах, на что получен патент на изобретение РФ №2647940.

3. Разработана блок-схема реализации разработанного алгоритма (см. рис. 4.9).

4. Математическое моделирование показало, что при непрерывном случайном уменьшении (или увеличении) УТС ПНГ, вызванном колебанием его состава, стабилизация работы парового котла ДЕ 10-14 с заданным теп-

ловым режимом осуществляется дискретными увеличениями (или уменьшениями) расхода топлива на величину, позволяющую поддерживать температуру пара в заданном контрольном диапазоне.

Глава 5 Апробация разработанного способа оптимизации термодинамических параметров наземных энергетических установок в промышленных условиях

Данная глава посвящена апробации разработанного способа на действующем паровом котле ДЕ 10-14. Описаны условия работы парового котла до модернизации, приводится описание созданной принципиальной и электрической системы внедрения разработанного способа и результаты его апробации.

5.1 Анализ условий работы действующего котла ДЕ 10-14 до реализации разработанного способа

Апробация результатов работы была проведена на паровом котле ДЕ 10-14 в котельной ООО «Тепло-энергосервис» (п. Кичуй, Республика Татарстан). Котлоагрегат работает на попутном нефтяном газе, поставляемым Ки-чуйским нефтеперерабатывающим заводом. За время работы котла происходили отклонения УТС ПНГ от значения, указанного в его «Режимной карте»

Л

- 52 000 кДж/м (см. рис. 1, прил. 4). УТС топлива изменялась от 44 000 до

-5

54 400 кДж/м . Это было видно и по внешним признакам: периодически происходило большое сажеобразование, что указывало на явный недожог. Существующая система регулирования котла (см. рис. 5.1) касалась только повышения безопасности процесса выработки тепловой энергии. Она не позволяла снизить удельный расход топлива, поддерживать полноту сгорания топлива и постоянство состава уходящих газов. Оптимальное соотношение «топливо-воздух» существующая система обеспечить не могла.

Процесс работы котла до внедрения разработанного способа (см. рис. 1, рис. 2, прил. 5) контролировался компьютером и контроллером путем ввода оператором исходных параметров по мощности котла. Дымосос автоматически поддерживал заданное оператором разряжение. Регулирование процес-

заданного в «Режимной карте» УТС ПНГ - 52 000 кДж/м .

Рисунок 5.1 - Принципиальная схема котлоагрегата и системы регулирования теплопроизводительности

На рис. 5.1 обозначены: 1 - котел; 2 - горелка; 3 - электрозадвижка; 4 -измеритель давления топлива; 5 - измеритель объемного расхода топлива; 6 - измеритель температуры газа; 7 - корректор; 8 - шибер; 9 - расходомер теплоносителя; 10, 11 - преобразователи давления; 12, 13 - термодатчики подающей и питательной воды; 14 - тепловычислитель; 15 - персональный компьютер.

Имеющийся алгоритм управления - следующий:

- в паропроводе поддерживается постоянное давление пара, необходимое потребителю;

- при снижении или увеличении давления в паропроводе оператор получает информацию на дисплей, что давление отклонилось от требуемого, т. е. произошло увеличение или уменьшение потребления;

- программа через контроллер выдает команду на газовую электрозадвижку - уменьшить или увеличить подачу газа, в зависимости от установленной мощности котла;

- далее контроллер по встроенной программе дает команду дутьевому вентилятору на увеличение или уменьшение подачи воздуха, согласно пропорции, указанной в режимной карте;

- далее дымосос по установленной программе поддерживает разряжение, указанное в компьютере.

Процесс отлаживался до следующего изменения давления в паропроводе.

Процесс не учитывал изменение других внешних условий, отсутствовал контроль отходящих газов по О2 и СО. Использовался ручной режим управления работой котла с элементами автоматики, процесс горения регулировался строго по режимной карте.

В результате, имеющаяся система управления не в состоянии реагировать на частое и резкое изменение состава попутного нефтяного газа.

5.2 Оптимизация процесса сжигания очищенного попутного нефтяного газа переменного состава в котле ДЕ 10-14

Оптимизация процесса горения при работе котельной, которая в качестве основного топлива использует ПНГ с изменяющейся УТС, должна отвечать следующим требованиям:

- обеспечение полного сжигания поступающего топлива, при выработке заданного количества пара с требуемым давлением или температурой независимо от его УТС;

- поддержание постоянного давления или температуры пара в паропроводе и минимального удельного расхода топлива.

Обследование показало, что на котле была установлена часть приборов и оборудования, которые могут быть использованы для системы регулирования работы котла:

1. Счетчик газа СГ-800 (погрешность до 0,1 %) в комплекте с термосопротивлением Метран 65 и датчиком давления Метран 274-2.

2. Счетчик пара Крохне с датчиком давления Метран 276-02 и термосопротивлением Метран (погрешность до 0,10075 %).

3. Счетчик питательной воды КМ-5 в комплекте с термосопротивлением и датчиком давления Метран.

4. Воздушный вентилятор и дымосос обеспечены вариаторами, позволяющими плавно регулировать обороты (мощность) нагнетателя воздуха и дымососа.

5. Управление газовой задвижкой и вариаторами происходит через контроллер Директ 205.

С учетом технических и режимных характеристик котла, алгоритма и функциональной схемы реализации способа на котле было установлено следующее дополнительное оборудование:

1. Контролер для управления воздушным вентилятором, дымососом и газовой задвижкой и переключатели для перехода в автоматический или ручной режим работы.

2. Корректор газа СПГ 763.2 (погрешность до 0,05 %).

3. Тепловычеслитель CGN 961.2 (погрешность до 0,05 %)

4. Блок питания АПС 81.22.

5. Датчик температуры ТСП 100П (3 штуки).

6. Датчик давления МИДА-ДА-0.16 МПа.

7. Бокс 22М (для установки СПГ, ТСП, блока питания).

8. Кабель 5 и 7 жильный - 100 м.

Для исполнения поставленной задачи была разработана функциональная схема системы управления работой котла (см. рис. 5.2).

Рисунок 5.2 - Схема системы управления работой котла согласно разработанному способу

На схеме (см. рис. 5.2) представлены:

- котел с конвективной частью, барабаном и встроенной горелкой;

- экономайзер (водоподогреватель);

- ПЛК 154-220.А.М - программируемый логический контролер с максимальной погрешностью измерений до 0,5 %. Предназначен для управления процессом горения газа и диспетчеризации текущих параметров процесса с помощью проводных средств, используя встроенные интерфейсы Ethernet, RS-232, RS-485;

- магистрали подачи газа, воздуха, питательной воды, отходящих газов, пара;

- на магистрали отходящих газов расположен дымосос. Он создает разрежение в дымоотводящей магистрали, улучшая процесс движения дымовых газов по газоходу;

- на магистрали подачи воздуха расположен дутьевой вентилятор. Он предназначен для создания искусственной (механической) тяги для преодоления суммарных сопротивлений в магистралях котельной установки. При-

менение комбинированной тяги с использованием дымососа и дутьевого вентилятора позволяет максимально использовать положительные стороны обеих систем.

Цифрами обозначены:

1. Частотный преобразователь, предназначенный для регулирования числа оборотов дутьевого вентилятора и дымососа.

2. Датчик температуры вырабатываемого котлом пара (ДТС 035-50М В2.80, класс допуска В, погрешность измерений 1,15 %, время тепловой инерции не более 10 сек).

3. Счетчик вырабатываемого котлом пара.

4. Датчик давления пара, вырабатываемого котлом.

5. Датчики разрежения. Предназначены для постоянного и равномерного преобразования перепада давления разряжения газов в унифицированный токовый сигнал. На схеме представлены три датчика. Один - в топке котла, два - в магистрали отходящих газов перед и после экономайзера. Расположение датчика в топке котла обусловлено необходимостью контроля разряжения и управления режимом работы дымососа. Датчики на магистрали отходящих газов сигнализируют о работоспособности экономайзера. Падение значения разрежения на выходе из экономайзера показывает на его неисправность и необходимость дополнительной продувки.

6. Датчик температуры, поступающей в котел питательной воды.

7. Электрическая задвижка газовой магистрали.

8. Датчик давления газа.

9. Счетчик газа СГ-800 (точность измерения до 0,1 %).

10. Датчик температуры газа (ДТС 035-50М В2.100, класс допуска В, погрешность измерений 1 ,15 %, время тепловой инерции не более 10 сек).

11. Счетчик расхода питательной воды.

12. Датчики температуры отходящих газов.

Относительная погрешность измерения расхода газа составляет ±0,65 %, температуры пара ±2,7075 %.

Рисунок 5.3 - Электрическая схема внедренной системы регулирования

Предварительно был разработан имитационный контрольно-измерительный комплекс и проведена его апробация в лабораторных условиях (см. рис. 5.4).

5.3 Результаты промышленных испытаний

Были проведены испытания котла в автоматическом режиме и составлен акт испытаний (см. рис. 1, прил. 6). Испытания котлоагрегата ДЕ 10-14 на Кичуйской котельной были выполнены на двух режимах работы с автоматическим регулированием соотношения «топливо-воздух».

Результаты испытаний основываются на показаниях поверенных приборов: счетчика газа СПГ (максимальная погрешность измерения до 0,05%) и счетчика тепла СПТ (максимальная погрешность измерения до 0,05%). Автоматическое регулирование производилось с использованием контролера ПЛК 154 «Овен» (максимальная погрешность измерения до 0,5%).

Во время проведения испытаний (см. рис. 5.5) удельный расход газа

-5 -5

сократился на режиме 1 - на 32,5% (с 109,6 м /Гкал до 74 м /Гкал), режиме 2

-5 -5

- на 16,9% (с 104,8 м /Гкал до 87 м /Гкал) с сохранением требуемой паро-производительности и давления пара.

Было установлено, что эффективность системы автоматического регулирования процессом горения растет с увеличением мощности котлоагрегата (в процессе испытаний мощность изменялась от 1 до 1,7 Гкал/час).

С учетом полученных результатов, при работе котла по разработанному способу, экономия газа составила в среднем 24,7 % при изменениях УТС ПНГ на 19,1 %.

Рисунок 5.5 - Результаты промышленных испытаний разработанной системы в автоматическом режиме

5.3.1 Оценка экономической эффективности реализации разработанного способа

В штатном режиме работы удельный расход газа в кубометрах составляет 109-121,4 м3/Гкал.

Принимая, что котел используется эффективно при нагрузке 80% мощности, при этом он вырабатывает 5,2 Гкал/час тепла (согласно режимной карте), получаем расход газа:

вг = 121,4 • 5,2 = 631,28 м3/час = 454521,6 м3/мес.

Исходя из того, что котел работает 10 месяцев в году, с учетом 2 месяцев плановых ремонтных, расход газа в год будет следующим:

Ог = 4545216 м3/год.

за 10 месяцев может составить 24,7 % или 1 122 668 м .

-5

При стоимости попутного нефтяного газа 1,8 руб. за 1 м газа, экономия может составить 2 020 803 руб. в год.

5.4 Выводы по главе 5

1. На основании разработанного способа была разработана функциональная схема системы регулирования процесса горения в котле (см. рис. 5.2). Разработанная система была апробирована в имитационном режиме в лабораторных условиях (см. рис. 5.4).

2. Были проведены промышленные испытания системы регулирования расходов топлива и воздуха, основанной на разработанном способе оптимизации. Результаты испытаний показали, что, по сравнению с регулированием согласно «Режимной карте», регулирование расходов топлива и воздуха с использованием разработанного способа позволило сократить удельный расход топлива в среднем на 24,7 % (см. рис. 5.5, рис. 5.6).

В результате проведенного исследования были получены следующие результаты:

1. Разработана новая квазистационарная модель стабилизации скорости тепловыделения при горении смеси УВТ метанового ряда и воздуха с обеспечением полного сгорания топлива в случае кратковременного и длительного изменения его УТС.

2. Обнаружено, что в случае уменьшения УТС ПНГ при неизменных расходах топлива и воздуха энтальпия пара на выходе из котла снижается, а в случае увеличения УТС - практически не изменяется.

3. Установлено, что при изменениях УТС топлива по абсолютному значению на величину, не превышающую 10 % от начального значения, для стабилизации первоначального теплового режима котла с заданной температурой теплоносителя на выходе и оптимальным режимом горения необходимо изменить расход топлива на ту же абсолютную величину, но в противоположном направлении. При этом расход воздуха с высокой степенью точности остается постоянным.

4. Разработан новый алгоритм изменений расходов топлива и воздуха, реализующая этот алгоритм блок-схема, позволяющая в зависимости от характера изменения выходной температуры теплоносителя обеспечить первоначальный оптимальный тепловой режим водогрейных и паровых котлов при сжигании УВТ метанового ряда переменного состава.

5. На основании полученных результатов разработан новый способ оптимизации процесса горения топлива переменного состава в наземных энергетических установках, на который получен патент на изобретение РФ №2647940. Способ прошел успешную апробацию на действующем паровом котле ДЕ 10-14, работающем на попутном нефтяном газе.

Результаты диссертационной работы могут применяться при проектировании и создании различных энергетических установок улучшенных ха-

рактеристик и послужат основой для разработки автоматизированных систем контроля и обеспечения оптимальной работы других действующих паровых и водогрейных котлов.

1. Об утверждении приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и перечня критических технологий Российской Федерации: указ Президента РФ от 7 июля 2011 г. № 899.

2. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года: распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

3. Electricity Information 2017 // International Energy Agency URL: https://webstore.iea.org/electricity-information-2017-overview (дата обращения: 13.06.18).

4. Курбанкулов С.Р. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа на нефтяных промыслах / С.Р. Курбанкулов, Р.З. Фахрут-динов, Р.К. Ибрагимов, О.В. Зиннурова, Д.А. Ибрагимова // Вестник Казанского технологического университета.- 2016.- № 12.- С. 55-59.

5. Постановление Правительства Российской Федерации «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» от 08.01.2009 № 7.

6. Постановление Правительства Российской Федерации «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» от 08.11.2012 № 1148.

7. Утилизация ПНГ в России: движение к цели в 95% // Академия энергетики. -2015. -№ 5 (67). - С. 30-32.

8. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации / А.А. Соловьянов, Н.Н. Андреева, В.А. Крюков, К.Г. Лятс. -Москва.: Кворум, 2008. - 320.

9. U.S. Environmental Protection Agency, Standards of Performance for Petroleum Refineries, 40 CFR 60, Subpart J, Section 60.101(d), U.S. Government

Printing Office, Washington, DC, Electronic Code of Federal Regulations, current as of June 12, 2008.

10. Барсуков Ю. А газ и ныне там // Нефть и капитал. - 2008. - №1-2. С.

50-51.

11. ТЭК России - 2016. Статистический сборник. Аналитический центр при правительстве РФ. -2017. - С. 9.

12. Официальный сайт Всемирного Банка http://www.worldbank.org/ en/news/2012/07/03/world-bank-sees-warning-sign-gas-flaring-increase

13. World Bank, "Regulation of Associated Gas Flaring and Venting. A Global Overview and Lessons from International Experience," World Development Report, Washington, 2000/2001.

14. PFC Energy (2007) Using Russia's Associated Gas, Report prepared for the Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank, December 2007

15. Булаев С.А. Сжигание попутных нефтяных газов. Анализ прошлых лет и государственное регулирование // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. -Т. 16. - № 1. - С. 202-205.

16. D. Kahforoshan. Modelling and Evaluation of Air pollution from a Gase-ous Flare in an Oil and Gas Processing Area / D. Kahforoshan, E. Fatehifar, A. A. Babalou, A. R. Ebra-himin, A. Elkamel and J. S. S. Ltanmohammadzade // WSEAS Conferences in Santander, Cantabria, 23-25 September 2008.

17. F. A. Akeredolu and J. A. Sonibare. A Review of the Usefulness of Gas Flares in Air Pollution Control // Management of Enviromental Quality. - Vol. 15. - №6. - 2004. - Pp. 574-583.

18. B. Gervet. Gas Flaring Emission Contributes to Global Warming // Master's Thesis, Luleá University of Technology, Luleá, 2007.

19. Книжников А., Пусенкова Н. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России - ежегодный обзор проблемы в рамках проекта ИМЭМО РАН и Всемирного фонда защиты дикой природы // WWF России «Экология и Энергетика. Международный Контекст», 2008.

20. Odjugo P. A. O., Osemwenkhae E. J. Natural Gas Flaring Affects Microclimate and Reduces Maize (Zea mays) Yield // International Journal of Agriculture & Biology, Vol. 11, № 4, 2009, pp. 408-412.

21. M.M. Zyryanova, P.V. Snytnikov, Yu.I. Amosov, V.D. Belyaev, V.V. Kireenkov, N.A. Kuzin, M.V. Vernikovskaya, V.A. Kirillov, V.A. Sobyanin Upgrading of associated petroleum gas into methane-rich gas for power plant feeding applications. Technological and economic benefits // Fuel - №108. - 2013. - Pp. 282-291.

22. Roland TH. Associated petroleum gas in Russia: reasons for non-utilization. Fridtjof Nansen Institute, Report 13/2010; 2010.

23. Книжников А.Ю., Кутепова Е.А. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. 2010, М., WWF России. 40 с.

24. Кутепова Е., Книжников А., Кочи К. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: ежегодный обзор. Вып. 4. М.: WWF России, КПМГ, 2012. 35 с.

25. Пат. 112262 РФ. Установка для утилизации нефтяного попутного газа и разработки нефтяных месторождений / В.А. Астапенок, А.Б. Шабаров // Бюл. - 2012. - №1. - С. 6.

26. Елисеева О.А. Выбор вариантов использования попутного нефтяного газа // Академия энергетики. - 2011. - № 1 (39). - С. 50-55.

27. Андреева Н.Н. Основные технико-экономические параметры проектов по использованию попутного нефтяного газа // Утилизация попутного нефтяного газа в России: сборник материалов международной конференции. - М.: ИнформТехЭкспо, 2007.

28. Биктимеров Ш.Ш. Современные центробежные компрессоры для транспорта и переработки ПНГ: новые технические решения и возможности / Ш.Ш. Биктимеров, Ф.Н. Альмяшов, А.М. Моисеев, А.П. Харитонов, Д.В. Пашинкин // Газотурбинные технологии. - 2016. - № 3 (138). - С. 12-14.

29. Воронинская Я.Г. Стратегические перспективы и проблемы развития переработки ПНГ в России // В сборнике: Неделя науки СПбПУ материалы научной конференции с международным участием. - 2017. - С. 163-165.

30. Saepudin D. An Investigation on Gas Lift Performance Curve in an Oil-Producing Well / D. Saepudin, E. Soewono, K.A. Sidarto, A.Y. Gunawan, S. Sire-gar, P. Sukarno // International Journal of Mathematics and Mathematical Sciences. - 2007. - 15 pp.

31. Лебедев К. Технология GAS-TO-LIQUID: Инновационная технология переработки газа // Институт финансовых исследований. [электронный ресурс] — URL: http://www.ifs.ru/upload/thesis.pdf (дата обращения 21.05.18).

32. Balat M. The Significance of LPG in Turkish Vehicular Transportation: Liquefied Petroleum Gases (LPG) in Fueled Systems // Energy Sources . - 2005. -№27. - Pp. 485-488.

33. Михайловский А.А. Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование временного хранилища в нефтегазоконден-сатном месторождении / А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева // Георесурсы. - 2010. - №4(36). - C. 47-51.

34. Исаева Н.А. Разработка технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах временных подземных хранилищ: Автореферат дис. канд. техн. наук. - Москва: ООО «Газпром ВНИГАЗ», 2011 - 26 с.

35. Михеев, В.П. Сжигание природного газа / В.П. Михеев, Ю.П. Медников Л.: Недра, 1975. - 391 с.

36. Faramawy S., Natural gas origin, composition, and processing: A review / S. Faramawy, T. Zaki, A.A.-E. Sakr.// Journal of Natural Gas Science and Engineering. - №34. - 2016. - Pp. 34-54.

37. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа /А.К. Мановян . М.: Химия. - 2001. - 568 с.

38. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов/ Т.М. Беки-ров. М.: Химия. - 1987. - 256 с.

39. Мурин В.И. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. / В.И. Мурин. М.: ООО Недра-Бизнесцентр. - 2002. -Ч.1. - 517 с.

40. Николаев В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин. М.: ОАО Издательство «Недра». - 1998. - 184 с.

41. Алексеев И.В. Проблема утилизации ПНГ: подход в глобальном измерении // Нефть. Газ. Новации. - 2014. - № 8 (187). - С. 76-78.

42. Хасанов И.И. Влияние изменения свойств попутного нефтяного газа на транспорт по магистральному трубопроводу / И.И. Хасанов, А.М. Шаммазов, Р.К. Терегулов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2012. - № 2. - С. 3-6.

43. Гончаров И.В. К вопросу о нормативной базе оценки состава и свойств попутного нефтяного газа / И.В. Гончаров, Н.В. Новикова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - № 4. -С. 27-32.

44. Газохроматографический анализ природного газа [Электронный ресурс]: практическое руководство / Ю.С. Другов, А.А. Родин. - 2-е изд. (эл.). - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2013. - 174 с. : ил. - (Методы в химии).

45. Зуева А.О. Концентрационные пределы горения попутных нефтяных газов. // Вестник ПНИПУ. Аэрокосмическая техника. - 2014. - № 37.

46. Решение вопросов стабильности работы энергетического оборудования при использовании неподготовленного нефтяного попутного газа и других техногенных топлив / А. М. Клещевников, О. А. Бетинская, Н. Л. Ба-чев, Р. В. Бульбович // Энергетика. Инновационные направления в энергетике. CALS-технологии в энергетике : материалы VIII Всерос. науч.-техн. ин-тернет-конф. с междунар. участием (1-30 нояб. 2014г.). / М-во образования и науки Рос. Федерации, Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. - Пермь : Изд-во ПНИПУ. - 2015. - С. 38-52.

47. Диденко В.Н. Исследование возможности применения газотурбинных установок для утилизации попутного нефтяного газа с высоким содержанием азота на нефтяных месторождениях Удмуртской республики. / В.Н. Диденко, И.И. Фахразиев, К.С. Мерзлякова // Интеллектуальные системы в производстве. - 2017. - Т. 15. - № 4.

48. Ежов В.К., Кушнарев С.В. Разделение газовых смесей при помощи полимерных мембран // Теорет. основы хим. технол. - 1986. - Т.20. - № 5. -С. 600-606.

49. Пат. 93801 РФ. Установка подготовки попутного нефтяного газа / Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф., Мугатабарова А.А. // Бюл. - 2009. - №13. - С. 12.

50. Пат. 2176266 РФ. Способ очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода / Р.В. Дарбинян, Ю.А. Обмелюхин, В.А. Передельский, Е.А. Спиридович // Бюл. - 2001. - № 33. - С. 5.

51. Пат. 143475 РФ. Установка подготовки сернистых природного и попутного нефтяного газов низкого давления / Ф.Р. Исмагилов, А.В. Куроч-кин // Бюл. - 2013. - № 21. - С. 7.

52. Чуракаев A.M. Низкотемпературная ректификация нефтяного газа.

- М.: Недра. - 1989 - С. 5

53. Ахмадуллина А.Г. Очистка попутного нефтяного газа от H2S и подготовка высокомеркаптанистых газоконденсатов к транспортировке / А.Г. Ахмадуллина, Р.М. Ахмадуллин, Л.Ш. Хамидуллина // Нефть. Газ. Новации.

- 2017. - № 5. - C. 15-20

54. Шишина А.Г. Очистка нефтяного попутного газа и кислого газа от сероводорода плазмохимическим методом / А.Г. Шишина, К.Г. Садиков, А.А. Мухутдинов // Вестник Казанского технологического университета. -2011. - № 15. - С. 231-237.

55. Мазгаров А.М., Корнетова О.М. Технологии очистки попутного нефтяного газа от сероводорода: учеб.-метод. пособие. - Казань. - 2015.

56. Ахмадуллин Р.М. Сероочистка нефтепродуктов и обезвреживание стоков на полимерном катализаторе КСМ / Р.М. Ахмадуллин, А.Г. Ахмадул-лина, С.И. Агаджанян, А.Р. Зарипова // Нефтепереработка и нефтехимия. -2012. - № 6. - С. 10-16.

57. Копылов А.Ю. Технология подготовки и переработки сернистого углеводородного сырья на основе экстракционных процессов: автореф. д-ра техн. наук. Казань. - 2010. - С. 12-13.

58. Воробьева Г.Я. Коррозионная стойкость материалов в агрессивных средах химических производств. - М.: Химия, 1975. - 816 с.

59. Алиев Г.М. Техника пылеулавливания и очистки промышленных газов [Текст]: справ. / Гасан Мамед-Али оглы Алиев. - М.: Металлургия, 1986. - 544 с.

60. Глебов Г.А. Исследование процесса очистки газа от механических примесей в прямоточно-центробежном сепараторе / Г.А. Глебов, А.И. Хазбу-латов // Вестник Самарского государственного аэрокосмического университета им. академика С.П. Королёва. - 2011. - № 5 (29). - С. 72-77.

61. Фаттахов И.Г. Предпосылки по использованию тепла сгорания попутного нефтяного газа для подогрева нагнетаемой воды в зимнее время // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2014. - № 1. - С. 61-65.

62. Kayadelen H.K. Effect of natural gas components on its flame temperature, equilibrium combustion products and thermodynamic properties // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2017. - №45. - Pp. 456-473.

63. Milton B.E. Laminar burning velocities in stoichiometric hydrogen and hydrogen-hydrocarbon gas mixtures // Combustion and flame. - 1984. - №58. - 13 p.

64. Sayad, P. Operational stability of lean premixed combustion in gas turbines. An experimental study on gaseous alternative fuels. Doctoral Dissertation. Lund University, 2016.

65. Syred N. The effect of hydrogen containing fuel blends upon flashback in swirl burners / N. Syred, M. Abdulsada, A. Griffiths, T. O'Doherty, P. Bowen // Applied Energy. - 2012. - №89 (1). - Pp. 106-110.

66. Lieuwen T. Fuel flexibility influences on premixed combustor blowout, flashback, autoignition, and stability / T. Lieuwen, V. McDonell, E. Petersen, D. Santavicca // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. - 2008. - №130 (1). - 10 p.

67. Arutyunov V.S. Utilization of Associated Petroleum Gas via Small-Scale Power Generation // Russian journal of general chemistry. Vol. 81 No. 12. - 2011.

68. Бетинская О.А. Организация рабочего процесса в универсальной камере сгорания газотурбинной установки для утилизации попутного нефтяного газа. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - 2016.

69. Зуева О.А. Разработка газотурбинной установки для утилизации нефтяного газа с выработкой электрической и тепловой энергии на малоде-битных месторождениях / О.А. Зуева, Н.Л. Бачев, Р.В. Бульбович, А.М. Кле-щевников // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 1084. - С. 98-101.

70. Кулагин А.Ю. Увеличение диапазона устойчивой работы газовых горелок с нерегулируемыми параметрами при сжигании газов переменного состава. Промышленная энергетика. — М.: НТФ Энергопрогресс, - 2008. -№2. - С. 23-24.

71. Глебов Г.А. Подогреватель нефтяной эмульсии на попутном нефтяном газе с высокой концентрацией сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, О.Ю. Короткова, А.А. Арсентьев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Глебов // В сборнике: Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2010. - С. 246-254.

72. Пат. 2454611 РФ. Теплогенератор пульсирующего горения / Сахабутдинов Р.З., Короткова О.Ю., Глебов Г.А., Фаттахов Р.Б., Арсентьев А.А. // Бюл. - 2012 - № 18. - 7 с.

73. Пат. 2156402 РФ. Устройство пульсирующего горения для подогрева жидкости / Глебов Г.А., Лоос В.В., Кузьмуков В.И., Павлов Г.И. // Бюл. - 2000. - №26. - 21 с.

74. Zueva O.A. Development of a gas turbine plant for associated petroleum gas utilization gathering electrical and thermal energy at marginal fields / O. A. Zueva, N. L. Bachev, R. V. Bulbovich, A. M. Kleschevnikov // Neftyanoe Kho-zyaystvo - Oil Industry. - 2014. - № 1. - Pp. 98-101.

75. Зуева О.А. Пределы устойчивого горения нефтяных газов / О. А. Зуева, Н. Л. Бачев, Р. В. Бульбович // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - C. 64-66.

76. Бетинская О.А. Организация рабочего процесса в универсальной камере сгорания газотурбинной установки для утилизации попутного нефтяного газа. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - 2016.

77. Кулагин А.Ю. Влияние состава газообразного топлива на тепловое напряжение камеры сгорания / А.Ю. Кулагин, Е.В. Торопов // Наука и технологии. Труды XXVI Российской школы. - 2006. - Т1. - С. 147-155.

78. Richards G.A. Issues for low-emission, fuel-flexible power systems // Progress in Energy and Combustion Science. - 2001. - №27. - Pp. 141-169.

79. Gur'yanov A.I. Analysis of the Gas Turbine Engine Combustion Chamber Conversion to Associated Petroleum Gas and Oil / A.I. Gur'yanov, O.A. Ev-dokimov, Sh.A. Piralishvili, S.V. Veretennikov, R.E. Kirichenko, D.G. Ievlev// Russian Aeronautics (Iz.VUZ). - 2015. - Vol. 58. - No. 1. - Pp. 205-209.

80. Cala O.M. Evaluation of combustion models for determination of refinery furnaces efficiency / O.M. Cala, L. Meriño, V. Kafarov, J. Saavedra // Ingeniare. - 2015. - №23 (3). - Pp. 429-438.

81. Тарасюк В.М. Эксплуатация котлов: практическое пособие для оператора котельной. М: ЭНАС. - 2008. - 272 с.

82. Соколов Б.А. Устройство и эксплуатация паровых и водогрейных котлов малой и средней мощности. Москва: Академия, 2008. — 64 с. — ISBN 978-5-7695-4102-5.

83. А.с. 735869 СССР. Способ автоматической оптимизации процесса горения в котле / В.Ю. Вадов, Ю.С. Денисов // Бюл. - 1980. - №19. - 4 с. 2431448 от 17.12.1976. Опубликовано 25.05.1980. Описание изобретения.

84. Пат. 2425290 РФ. Способ автоматической оптимизации процесса горения в топке барабанного парового котла / Л.С. Казаринов, Д.А. Шнайдер, Л.А. Копцев, О.В. Колесникова, А.В. Кинаш, С.В. Седельников // Бюл. -2011. - №21. - 7 с.

85. Пат. 2300705 РФ. Способ автоматического управления и контроля котлоагрегата / Б.А. Штрамбранд, А.Ф. Мамзер // Бюл. - 2006. - №16. - 6 с.

86. Пат. 2493488 РФ. Способ оптимизации горения топлива / С.Ш. Дзантиев, Б.Д. Билаонов, А.Л. Рутковский, В.М. Зароченцев, А.В. Бигулов // Бюл. - 2013. - №26. - 7 с.

87. Теория топочных процессов / Г.Ф. Кнорре, К.М. Арефьев, А.Г. Блох и др.; под ред. Г.Ф. Кнорре, И.И. Палеева. —М.; Л.: Энергия. - 1966. — 491 с.

88. Ларионов В.М. Автоколебания газа в установках с горением / В.М. Ларионов, Р.Г. Зарипов // Казань: Изд-во Казан. гос. технич. ун-та. - 2003. -237 с.

89. Сайфуллин Э.Р. Неравновесные физико-химические процессы при горении в ограниченных сплошных средах / Э.Р. Сайфуллин, О.В. Иовлева, Е.В. Семенова // XI Всероссийский съезд по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики. Аннотации докладов. - Казань: Издательство Академии наук РТ. - 2015. - 319 с.

90. Saifullin E.R. Optimization of burning process of hydrocarbon fuels with varying specific heat of combustion / E.R. Saifullin, Yu.V. Vankov // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. - V. 86. - 2015. - № 012006.

91. Лисиенко В. Г., Щелоков Я. М., Ладыгичев М. Г. Топливо. Рациональное сжигание, управление и технологическое использование: Справочное издание: В 3-х книгах. Книга 1 / Под ред. В. Г. Лисиенко. — М: Теплотехник, 2003. — 608 с.

92. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Изд-е 3-е, перераб. и доп. СПб. : НПО ЦКТИ, 1998. - 256 с.

93. Saifullin E.R. The heat effect of combustion process depending on fuel composition fluctuations / E.R. Saifullin, S.A. Nazarychev, A.O. Malahov, V.M. Larionov, O.V. Iovleva // Journal of Physics: Conference Series. - V. 789. - 2017.

- № 012045.

94. Сайфуллин Э.Р., Ларионов В.М. Стабилизация теплового эффекта горения углеводородного топлива после скачкообразного изменения удельной теплоты сгорания // Низкотемпературная плазма в процессах нанесения функциональных покрытий. - 2016. - Т. 1. - № 7. - С. 241-243

95. Сайфуллин, Э.Р. Алгоритм оптимизации процесса сжигания попутного нефтяного газа в тепловых энергетических установках с учетом непостоянства его состава / В.М. Ларионов, С.А. Назарычев, А.О. Малахов, Ю.В. Ваньков // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики.

- 2017. - №19. - С. 3-9.

96. Сайфуллин Э.Р. Алгоритм оптимизации процесса сжигания попутного нефтяного газа и отходов нефтехимических производств в теплоэнергетических установках / Э.Р. Сайфуллин, С.А. Назарычев, А.О. Малахов // Сб. тез. 71-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ -2017». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - 2017. - 588 с.

97. Сайфуллин Э.Р. Алгоритм оптимизации процесса сжигания углеводородного топлива переменного состава в тепловых энергетических установках / Э.Р. Сайфуллин, С.А. Назарычев, А.О. Малахов // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Двадцать третья Междунар. науч.-техн. конф.

студентов и аспирантов (2—3 марта 2017 г., Москва): Тез. докл. в 3 т. Т. 3. М.: Издательский дом МЭИ. - 2017. — 448 с.

98. Сайфуллин Э.Р., Ларионов В.М. Оптимизация сжигания углеводородного топлива переменного состава в тепловых энергетических установках // Низкотемпературная плазма в процессах нанесения функциональных покрытий. - 2016. - Т. 1. - № 7. - С. 238-240.

99. Saifullin E.R. Optimization of hydrocarbon fuels combustion variable composition in thermal power plants / E.R. Saifullin, V.M. Larionov, A.V. Bus-arov, V.V. Busarov // Journal of Physics: Conference Series. - 2016. - V.669 (1). - №012037.

100. Saifullin E.R. Thermal effect of hydrocarbon fuels combustion after a sudden change in the specific calorific value / E.R. Saifullin, V.M. Larionov, A.V. Busarov, V.V. Busarov // Journal of Physics: Conference Series. - 2016. - V.669 (1). - №012043.

101. Пат. 2647940 РФ. Способ автоматической оптимизации процесса сжигания топлива переменного состава / В.М. Ларионов, Ю.В. Ваньков, Э.Р. Сайфуллин, С.А. Назарычев, А.О. Малахов // Бюл. - 2017. - №9. - 6 c.

102. Saifullin E.R. The algorithm diagram of combustion optimizing of a hydrocarbon fuels variable composition in thermal power plants / E.R. Saifullin, S.A. Nazarychev, A.O. Malahov, E.Y. Misoedova, I.V. Larionova // Journal of Physics: Conference Series. - 2018. - V.1058 (1).

Приложение 1

Таблица 1 - Результаты расчетов оптимальных расходов топлива и воздуха

№ состава Низшая теплота сго- Расход газа О/, Расход воздуха