Примерно в те же годы европейские котлостроительные фирмы, преследуя ту же цель (снижение износа конвективных поверхностей), а также стараясь сократить размеры котельной ячейки, стали выпускать котлы башенного типа, в которых практически все конвективные поверхности нагрева (кроме регенеративного воздухоподогревателя) располагались непосредственно над топочной камерой. Такая компоновка, безусловно, требует существенного увеличения высоты главного корпуса, внутри которого устанавливается котельный агрегат (рис. 1.4,в). Но зато, наряду с уменьшением площади, удается обеспечить равномерное омывание конвективных поверхностей нагрева благодаря отсутствию поворотов, неизбежных при П– и Т-образных компоновках. Кроме того, подъемное движение продуктов сгорания несколько снижает газовое сопротивление. Правда, для мощных котлов башенного типа, сооружаемых в Европе, Японии и Южной Корее в последние годы, пришлось всё же после башенного котла выполнять опускной, свободный от поверхностей нагрева газоход, так как регенеративный воздухоподогреватель, дымосос и газоочистное оборудование могли быть установлены только на нулевой отметке.
Еще один вариант компоновки котельной установки – U-образный котел с топкой инвертного типа (рис. 1.4,г). Такие котлы сравнительно небольшой мощности устанавливали в Европе и США еще в первой половине прошлого века. Верхнее расположение регенеративного воздухоподогревателя позволяло существенно сократить протяженность воздушных коробов до горелок, а факел очень хорошо заполнял топочную камеру. При повышении мощностей котлов всё более ощутимыми становились недостатки такой компоновки: топливо от мельниц приходилось поднимать на большую высоту, а размещение тягодутьевых механизмов и золоуловителей на опорных конструкциях вызывало большие сложности.
В последние десятилетия котлостроительные заводы практически прекратили выпуск таких котлов, но внезапно интерес к ним снова возродился. Дело в следующем. При разработке котлов на ультрасверхкритические параметры с температурой свежего пара и промперегрева 600–700 °С, паропроводы от котла к турбине становятся настолько дорогими, что оправданными оказываются любые усложнения компоновки котла, если их результатом станет сокращение расстояния от выхода из пароперегревателя до стопорного клапана турбины.
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 SO
2
x
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:
C
r
r
r
r
л
r
r
r
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:
C
d
d
d
d
л
d
d
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:
C
daf
daf
daf
daf
л
daf
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 (Fe
2
Следовательно, можно рассматривать еще и органическую массу топлива, которая не содержит серы колчеданной:
C
o
o
o
o
o
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 – W
r
r
100−W
r
испр
r
2
K
где А
испр
A
испр
r
r
a
ст
к
d
r
где S, S
ст
к
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 + О
2
2
2Н
2
2
2
S + O
2
2
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 SO
2
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 – СН
4
2
6
3
8
4
10
2
2
2
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 (Q
i
r
3
высшую теплоту сгоранияs
r
s
r
higher heating value,lower heating value —Пересчет низшей теплоты сгорания на высшую (и наоборот) выполняется по следующей зависимости:
Q
i
r
s
r
r
r
или
Q
i
r
s
r
r
r
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 W
af
max
af
max
af
max
af
max
daf
Классификация каменных углей основана на величине выхода летучих на горючую массу, то есть V
daf
daf
daf
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 (Q
s
daf
s
daf
s
daf
s
daf
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.