Владлен Котлер - Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы

• Название: Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы
• Автор: Владлен Котлер
• Жанр: Техническая литература
• Год: 2008

Систематизированы и обобщены сведения о первой части технологического цикла тепловой электростанции: подготовке различных видов топлива к сжиганию, организации топочного процесса, получении перегретого пара в котельных установках различных конструкций. Приведены особенности эксплуатации паровых котлов на разных видах органического топлива.

Учитывая всё возрастающее значение вопросов охраны окружающей среды, авторы, используя результаты собственных исследований и достижения отечественных и зарубежных энергетиков, подробно рассказывают о методах и конструкциях аппаратов, предназначенных для защиты атмосферы от токсичных и парниковых газов, а также золовых частиц, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлов.

Пособие предназначено для студентов энергетических специальностей технических вузов, инженерно-технического персонала инжиниринговых компаний и тепловых электростанций, а также слушателей курсов повышения квалификации инженеров-теплотехников.

---

Используемое топливо также оказывает влияние на конструкцию котельного агрегата. Так, например, некоторые европейские котлостроительные фирмы при сжигании малореакционных углей (тощих или антрацитов) удачно используют плечевые топки (рис. 1.4,д).

При сжигании твердого топлива в большинстве случаев нижняя часть топки представляет собой холодную воронку, в которой расплавленные в ядре горения золовые частицы охлаждаются до нужной температуры. Такие топки – с твердым шлакоудалением (ТШУ) – используют при сжигании бурых и большинства каменных углей. Но для небольшой группы углей с малым выходом летучих (антрациты и тощие угли) часто применяют топки с жидким шлакоудалением (ЖШУ). В таких топках вместо холодной воронки устанавливают слабонаклонный под. Трубы пода и нижней части топочной камеры покрывают шипами, на которые наносят огнеупорную массу. Всё это приводит к появлению пленки жидкого шлака, образовавшегося из минеральной массы угля. Шлак вытекает через летку в нижней части пода и гранулируется в шлаковой ванне. О целесообразности использования и конструктивных особенностях топок с жидким шлакоудалением подробнее рассказано в последующих разделах.

Газомазутные котлы не нуждаются в холодной воронке: нижняя часть топочной камеры у них представляет собой слабонаклонный под, закрытый экранными трубами. Конструкция конвективных поверхностей нагрева учитывает отсутствие золовых частиц в дымовых газах. Легче решаются проблемы очистки дымовых газов (особенно при сжигании природного газа, когда в топливе отсутствуют серосодержащие вещества).

В конструкции конвективных поверхностей нагрева угольных котлов необходимо учитывать наличие в дымовых газах золовых частиц, которые создают проблемы загрязнения и (или) износа труб пароперегревателя и экономайзера. За пылеугольным котлом обязательно должен быть установлен золоуловитель (например, электрофильтр), а в некоторых случаях – еще и весьма дорогие аппараты для очистки дымовых газов от сернистого ангидрида SO2 и оксидов азота NOx (подробнее – в гл. 11–12).

Для преодоления аэродинамического сопротивления конвективных поверхностей нагрева, а также аппаратов для очистки дымовых газов, котельная установка оборудуется дымососом (или дымососами). Исключение составляют только небольшие водогрейные котлы башенного типа, работающие обычно на природном газе. У таких котлов (типа ПТВМ) эвакуация дымовых газов из топочной камеры осуществляется за счет самотяги (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Компоновка модернизированного котла ПТВМ – 100М: 1 – пакеты из мембранных панелей; 2 – пакеты из труб с наружным спиральным оребрением; 3 – экраны мембранные; 4 – горелки (6 шт.); 5 – вентиляторы; 6 – газопроводы рециркуляции

Но в крупных энергетических котлах, даже при использовании башенной компоновки, преодолеть аэродинамическое сопротивление котла и очистного оборудования удается только с помощью мощного дымососа, который подает продукты сгорания к дымовой трубе.

Глава 2. Органическое топливо и особенности его использования на тепловых электростанциях

2.1. Состав и основные характеристики органического топлива

Первичным источником энергии, который используется на тепловых электростанциях, является ископаемое топливо органического происхождения. Горючие вещества, входящие в состав топлива, – углерод С, водород Н и сера S (за исключением небольшой части серы, содержащейся в минеральной массе топлива – сульфатная сера). Кроме горючих веществ, в состав топлива входят кислород О (поддерживает горение, но теплоты не выделяет) и азот N (не участвующий в реакциях горения инертный газ). Кислород и азот иногда называют внутренним балластом топлива, в отличие от внешнего балласта, к которому относят золу и влагу.

Зола (обозначается буквой «А») – это минеральная часть топлива, включающая оксиды кремния, железа, алюминия, а также соли щелочных и щелочноземельных металлов.

Влага топлива (W) подразделяется на внешнюю и гигроскопическую. При длительном хранении твердого топлива в сухом месте оно теряет внешнюю влагу и становится «воздушно-сухим».

Таким образом, если какое-то количество топлива принять за 100 %, то можно записать:

Cr + Hr + Or + Nr + Sлr + Ar + Wr = 100 %. (2.1)

Индекс «r» в этом уравнении обозначает, что речь идет о рабочей массе топлива, полученного на электростанции (за рубежом обычно говорят не «рабочее», a «as receive», то есть «полученное» топливо).

Исключая из рабочего состава всю влагу, можно получить:

Cd + Hd + Od + Nd + Sлd + Ad = 100 %. (2.2)

Индекс «d» в этом уравнении обозначает «dry», то есть «на сухую массу».

Если пойти еще дальше и исключить золу (точнее – минеральную массу), то можно получить состав горючей массы топлива:

Cdaf + Hdaf + Ndaf + Odaf + Sлdaf = 100 %. (2.3)

Индекс «daf» в этом уравнении обозначает топливо – «dry ash free», то есть «сухое и свободное от золы».

Сера со значком «л», входящая в вышеприведенные уравнения, во-первых, не включает серу, входящую в состав золы, и, во-вторых, состоит из двух частей: серы органической и серы колчеданной (Fe2S), которая присутствует в некоторых марках углей в заметном количестве.

Следовательно, можно рассматривать еще и органическую массу топлива, которая не содержит серы колчеданной:

Co + Ho + Oo + No + So = 100 %. (2.4)

Для пересчета состава топлива, величины выхода летучих и теплоты сгорания с одной массы топлива на другую необходимо воспользоваться коэффициентами пересчета, приведенными в табл. 2.1.

Некоторые особенности при пересчете характеристик топлива возникают при использовании сланцев, имеющих повышенное содержание карбонатов. Если для обычных видов топлива горючая масса – это разница 100 – Wr – Аr, то при содержании карбонатов больше 2 % необходимо считать горючую массу по другой формуле:

100−Wr−Aиспрr −(СО2)K,

где Аиспр – зольность без учета сульфатов, образовавшихся при разложении карбонатов и с поправкой на сгорание серы колчеданной, то есть

Aиспрr = Ar−[2,5(Sa−Sст)d + 0,375 Sкd]·(1−Wr/100),

где S, Sст и Sк – содержание серы в лабораторной золе, сульфатной серы в топливе и колчеданной серы соответственно.

Горючими элементами топлива, как уже отмечалось, являются углерод, водород и сера. При полном сгорании с теоретически необходимым количеством окислителя эти компоненты выделяют разное количество теплоты:

С + О2 = CO2 − 8130 ккал/кг (34,04 МДж/кг);

2Н2 + O2 = 2Н2O − 29 100 ккал/кг (121,8 МДж/кг);

S + O2 = SO2 − 2600 ккал/кг (10,88 МДж/кг).

Следует учитывать, что углерод составляет большую часть рабочей массы топлива: в твердом топливе его доля равна 50–75 % (в зависимости от возраста углей), а в мазутах – 83–85 %. Водорода в топливе меньше, но он отличается очень высокой теплотой сгорания. Если продукты его сгорания сконденсировать (то есть учитывать не низшую, а высшую теплоту сгорания), выделенная теплота составит даже не 121,8, а 144,4 МДж/кг.

Серу отличает невысокая теплота сгорания, да и количество её, как правило, невелико. Следовательно, сера не представляет существенной ценности как горючий элемент, а вот проблемы, связанные с наличием SO2 в продуктах сгорания, – весьма существенны.

Таблица 2.1 Коэффициенты пересчета характеристик топлива

Всё вышесказанное относится в основном к твердому и жидкому топливам. Газ, в отличие от них, – механическая смесь нескольких компонентов. В природном газе большинства месторождений основной составляющей является метан – СН4, количество которого колеблется от 85 до 96 %. Кроме метана, в составе природного газа обычно имеются более тяжелые углеводороды: этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и др. Газ некоторых месторождений, кроме углеводородов, содержит и другие горючие компоненты: водород Н2 и оксид углерода СО. Из негорючих компонентов в состав газа входят азот N2 и диоксид углерода CO2.

Основной характеристикой любого вида органического топлива является его теплота сгорания, то есть количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы массы (для твердого и жидкого топлива) или единицы объема (для газа). В расчетах чаще всего используют низшую теплоту сгорания (Qir) – количество теплоты, образовавшейся при сжигании 1 кг угля или мазута, а при сжигании газообразного топлива – 1 м3 этого газа. При этом предполагается, что продукты сжигания остались в газообразном состоянии. Иногда используют другую теплотехническую характеристику – высшую теплоту сгорания (Qsr), но при этом в тексте обязательно уточняют, что речь идет именно о Qsr (или HHV – higher heating value, в отличие от LНV – lower heating value — низшей теплоты сгорания). Высшая теплота сгорания всегда больше, чем низшая, так как она учитывает дополнительное количество теплоты, выделяющейся при конденсации водяных паров и охлаждении всех продуктов сгорания до исходной температуры.