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.

---

Пересчет низшей теплоты сгорания на высшую (и наоборот) выполняется по следующей зависимости:

Qir = Qsr − 6(Wr + 9Нr), ккал/кг (2.5)

или

Qir = Qsr − 25,12 (Wr + 9Нr), кДж/кг. (2.5 а)

Другие характеристики топлив, отличающихся своим агрегатным состоянием, удобнее рассматривать отдельно для твердого, жидкого и газообразного топлива.

2.2. Твердое топливо

Твердое топливо включает в себя прежде всего различные угли (антрацит, каменные и бурые угли), а также торф, сланцы и некоторые виды отходов (как промышленных, так и твердых бытовых отходов – ТБО). К этому же виду топлива относится один из возобновляемых источников энергии – биотопливо, то есть древесина, отходы лесозаготовки, деревопереработки, целлюлозно-бумажного и сельскохозяйственного производства.

Преобладающим видом топлива для тепловых электростанций являются различные марки угля. В России прочно установилось деление углей на бурые (самые молодые), каменные и антрациты (старые угли с максимальной степенью углефикации).

Бурые угли делятся по максимальной влагоемкости (в расчете на беззольную массу Wafmax) на 3 группы: 1Б (Wafmax > 50 %), 2Б (30 ≤ Wafmax ≤ 50) и ЗБ (Wafmax < 30 %). Бурые угли отличают высокий выход летучих (Vdaf > 40 %), неспекшийся коксовый остаток и высокая гигроскопичность. В этих углях меньше (по сравнению с каменными углями) углерода и больше кислорода. При сушке на воздухе бурые угли теряют механическую прочность и растрескиваются. Их недостатком является и повышенная склонность к самовозгоранию при хранении на складе.

Классификация каменных углей основана на величине выхода летучих на горючую массу, то есть Vdaf, %. Если оставить в стороне коксующиеся угли, используемые, главным образом, в металлургическом производстве, то все энергетические угли можно расположить по степени снижения Vdaf: Д – длиннопламенные; ДГ – длиннопламенные-газовые; Г – газовые (группы 1Г и 2Г); слабоспекающиеся (группы 1CC, 2СС и ЗСС); тощие (группы 1T и 2Т). Тощий уголь 1-й группы имеет Vdaf больше 12 %, а 2Т – от 8 до 12 %. Замыкают этот ряд антрациты (группы 1А, 2А и ЗА). Все они имеют выход летучих на горючую массу менее 8 %, но группы 1–3 отличаются разной величиной объемного выхода летучих веществ.

Приведенная выше классификация не учитывает каменные угли, подвергшиеся окислению в природных условиях, в период формирования угольных месторождений. Окисленные угли отличают пониженная высшая теплота сгорания на сухую и беззольную массу (Qsdaf), а также потеря спекаемости. Различают I группу окисленности (снижение Qsdaf на 10 %) и II группу (снижение Qsdaf нa 25 %). Так, например, длиннопламенный уголь Таллинского месторождения (Кузбасс) имеет высшую теплоту сгорания Qsdaf = 31,82 МДж/кг. Окисленный уголь того же месторождения ДРОК-I (длиннопламенный, рядовой, окисленный I группы) – до 27,42 МДж/кг, а еще более окисленный – ДРОК-II – только 25,04 МДж/кг.

Еще одна важная характеристика каменных углей – размер кусков. Поступивший на электростанцию уголь по этому показателю делится на следующие классы:

плита (П – от 100 до 200 или 300 мм);

крупный (К – 50–100 мм);

орех (О – 25–50 мм);

мелкий (М – 13–25 мм);

семечко (С – 6–13 мм);

штыб (Ш – 0–6 мм);

рядовой (Р – 0–200 или 300 мм).

Верхний предел 300 мм распространяется только на угольные разрезы, то есть на предприятия с открытым способом добычи.

Иногда на тепловые электростанции поступает уголь не прямо от добывающего предприятия, а после обогатительных фабрик. При обогащении углей мокрым и сухим способами различают следующие продукты обогащения: малозольный концентрат, высокозольный промпродукт, отсевы мелких классов, шлам, а также породу и «хвосты», удаляемые в отвал. С учетом этого можно по маркировке поступающего на ТЭС угля представить некоторые характеристики топлива, весьма важные как для надежности топливоподачи в пределах ТЭС, так и для сжигания в котельном цехе. Например, ГСШ – газовый уголь с размерами «семечко» и «штыб», а ГРОКII – это тоже газовый уголь, но «рядовой», 2-й группы окисленности.

Заметную роль в организации топочного процесса играют характеристики минеральной части. Условно можно минеральную часть угля разделить на три группы:

– минералы, занесенные в пласт топлива в результате геологических преобразований в процессе его образования;

– минералы прилегающих к пласту топлива горных пород, занесенные в топливо при его добыче;

– минералы, связанные с органической частью топлива или образующиеся при ее разложении в процессе углеобразования.

Последняя группа минералов называется внутренней золой; она равномерно распределена по органической массе топлива. Первая группа минералов, в зависимости от равномерности их распределения по топливу, может быть источником как внутренней, так и внешней золы. Вторая группа минералов относится к внешней золе.

Еще одна важная деталь: количество золы, получаемой при полном сжигании угля, не равно количеству содержащихся в угле минеральных примесей. Дело в том, что в состав минеральной части входят глинистые минералы, слюды, карбонаты, сульфаты и ряд других веществ. При нагревании глинистых минералов и слюд в топке сначала происходит потеря кристаллизационной воды (до 500–600 °С), затем разрушается первоначальная кристаллическая решетка и образуются вторичные минералы (муллит, шпинель и др.). При дальнейшем повышении температуры (сверх 1100 °С) начинается плавление. Еще раньше, в диапазоне температур 400–900 °С, разлагаются карбонаты и образуются весьма тугоплавкие оксиды. При температурах 700–800 °С в окислительной среде полностью выгорает пирит. Все эти процессы при горении топлива приводят к значительному изменению состава и массы минеральных примесей. Таким образом, правильнее считать, что зола – твердый продукт реакций минеральной части топлива, образующийся при сжигании этого топлива.

Многочисленные исследования показали, что при сжигании каменных углей минеральная масса обычно оказывается больше, чем зольность, а для малозольных бурых углей – меньше.

Для общей оценки химических свойств золы введены понятия «кислого» и «основного» состава шлака. Поведение золы в топке в значительной степени определяет величина отношения оксидов кислотного характера к основным:

. (2.6)

С учетом этого выражение золы углей Донбасса, большей части Кузнецкого, Подмосковного, Экибастузского и некоторых других бассейнов относят к кислым. Угли Канско-Ачинского бассейна, торф, сланцы имеют золу, которая относится к основным (К<1,0). Состав золы оказывает большое влияние на шлакующие свойства твердых видов топлива.

2.3. Газообразное топливо

В условиях Российской Федерации газообразное топливо – это прежде всего природный газ, так как на долю России приходится почти треть всех разведанных запасов природного газа. Как уже отмечалось, газообразное топливо – смесь горючих и негорючих газов, содержащих небольшое количество примесей в виде водяного пара и пыли. Кроме природного газа, на электростанции могут поставляться попутные и промышленные газы: доменный, коксовый, синтез-газ.

Теплота сгорания отдельных газов и их массовая плотность приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2. Теплота сгорания и плотность газов

*Значения плотности даны при 0° С и 101,3 кПа.

Основная часть природного газа – метан, доля которого в разных месторождениях составляет от 84 до 98 %. Значительно меньше в природном газе более тяжелых предельных и непредельных углеводородов. Имеются месторождения с заметным содержанием токсичного и коррозионно-активного сероводорода H2S. В России к их числу относятся, например, Оренбургское и Астраханское месторождения. Использование такого газа на электростанциях возможно только после его очистки на газоперерабатывающих заводах.

Попутные (нефтепромысловые) газы состоят из метана и других составляющих. В этих газах значительно меньше СН4, но зато количество тяжелых углеводородов составляет уже десятки процентов. Количество и качество попутного газа зависят от состава сырой нефти и ее стабилизации на месте добычи (только стабилизированная нефть считается подготовленной для дальнейшей транспортировки по трубопроводам или в танкерах).

Средние характеристики попутных газов некоторых месторождений Российской Федерации приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3. Состав и плотность попутных газов

Таблица 2.4. Состав и плотность промышленных газов

Кроме природных и попутных газов, в промышленности иногда используют различные искусственные газы. На предприятиях металлургической промышленности (доменное производство и коксовые печи) образуется большое количество низкокалорийного доменного газа (Qir = 4,0÷5,0 МДж/м3) и среднекалорийного коксового газа (Qir = 17÷19 МДж/м3), содержащего Н2, СН4, СО и другие горючие газообразные компоненты (табл. 2.4). Перед использованием в котлах доменный и коксовый газ должны быть очищены от пыли.