Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ... 6
1. Влияние качества твердого топлива на надежность и экономичность энергетических установок 6
2. Совместное сжигание низкосортных твердых топлив с жидким или газовым топливом 13
3. Конструктивные и схемные усовершенствования энергетических установок в целях сокращения
потребления жидкого топлива 19
Глава 2. ИНЖЕНЕРНАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТРОЙСТВА ДЛЯ СЖИГАНИЯ ГОРЮЧИХ ОТХОДОВ В СОСТАВЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ 47
1. Математическая модель процесса сжигания горючихотходов в составе энергетической установки 47
2. Расчет конструктивных и технологических параметров установки для сжигания горючих отходов в составе энергетической установки 57
Глава 3. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ НОВЫХ СХЕМ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ ПО УРОВНЮ НАНОСИМОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО УЩЕРБА АТМОСФЕРЕ РОССИИ 63
1. Анализ схемы сжигания топлив используемых в парогазовом цикле 64
ЗАКЛЮЧЕНРЇЕ 82
ЛИТЕРАТУРА 83
ПРИЛОЖЕНИЕ 95
- Влияние качества твердого топлива на надежность и экономичность энергетических установок
- Математическая модель процесса сжигания горючихотходов в составе энергетической установки
- Анализ схемы сжигания топлив используемых в парогазовом цикле
Введение к работе
Повышение доли твердого топлива в топливном балансе России сегодня требует от энергетиков усиления внимания к вопросам защиты окружающей среды. Применяемое сегодня прямое сжигание низкосортных твердых топлив в топочных устройствах энергоустановок не обеспечивает требуемую надежность работы оборудования и чистоту окружающей среды. Если до сих пор применительно к защите атмосферы это ограничивалось очисткой дымовых газов энергоустановок от летучей золы и пыли, то рост масштабов сжигания твердого топлива потребует организации мер, предотвращающих выброс в атмосферу значительных количеств оксидов серы и азота, углеводородных соединений типа бензапиренов, а в дальнейшем, возможно, и диоксида углерода. Поэтому, среди предлагаемых к внедрению энерготехнологий приоритет получат те из них, которые при* прочих равных условиях обеспечат наибольшую экологическую эффективность.
Для повышения надежности работы энергоустановок тепловых электростанций разработаны и внедрены организационно-технические мероприятия по оптимизации качества топлива путем смешения топлив разного качества в подходящих соотношениях перед сжиганием в топочных устройствах. Указанное мероприятие усложняет эксплуатацию, не решая проблемы уменьшения экологического ущерба наносимого атмосфере.
Принципиально, существуют три основных направления решения проблем охраны атмосферы от вредных выбросов: приготовление чистого топлива до его подачи в топочные устройства энергоустановок, очистка топлива от вредных примесей в процессе его подготовки к сжиганию, очистка дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу. Паллиативными методами защиты атмосферы могут рассматриваться способы подавления образования вредных соединений оксидов азота и серы, например в процессе сжигания топлива.
5 В топках энергетических установок часто сжигаются промышленные горючие отходы /91/. Такое сжигание как правило протекает одновременно с сжиганием газового или жидкого топлива. Для эффективного осуществления таких технологий необходимо разрабатывать специальное оборудование, позволяющее улучшить технико-экономические показатели энергоустановок, и снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.
Влияние качества твердого топлива на надежность и экономичность энергетических установок
Об ухудшении качества поступающих на электростанции топлив свидетельствуют следующие данные /32, 85/: экибастузские угли, по нормативным данным они имели зольность на рабочую массу 38-41%, в настоящее время этот показатель превышает 50%. Среднегодовые характеристики антрацитового штыба, поступающего на ТЭС, также непременно ухудшаются: ранее их рабочая влажность составляла 6,5%, рабочая зольность 24,8% при низшей теплоте сгорания 23 МДж/кг., в 2000 г. эти показатели стали соответственно 13,8%; 30,2%; 17,6 МДж/кг. Аналогичные тенденции наблюдаются в изменении качества других энергетических углей (Т, ПА, ГСШ, Б). Увеличение зольности и влажности и соответствующее снижение теплоты сгорания имеет непрерывный характер, и темп изменеия этих показателей ускоряется с годами. В табл. 1 приведены величины содержания золы на сухую массу Ас и низшей рабочей теплоты сгорания топлива Q?H для нескольких угольных бассейнов по отчетным данным тепловых электростанций. 8
Кроме ухудшения среднегодовых показателей качества топлива имеют место немонотонные и весьма резкие колебания свойств топлива на протяжении года по сезонам и месяцам.
Резкие колебания характеристик топлива на протяжении коротких промежутков времени оказывают отрицательное влияние на надежность и экономичность электростанций. Резкое ухудшение качества топлива вынуждает электростанции расходовать в значительных количествах мазут.
В результате ухудшения качества антрацитов возникают значительные потери: возрастают затраты энергии на собственные нужды котельной установки (рис. 1), увеличивается недоотпуск электроэнергии потребителям из-за уменьшения располагаемой мощности энергоблока, наблюдается увеличение продолжительности простоев оборудования в ремонтах и снижение надежности энергоснабжения, а также возникает необходимость использования резко возрастающих с ухудшением качества твердого топлива количеств мазута для подсвечивания топки котла. Зависимости изменения теплоты сгорания твердого топлива и доли природного газа и мазута представлены в работе /64/.
Среднегодовые данные /25/ по качеству топлива свидетельствуют о монотонном снижении низшей теплоты сгорания и увеличения зольности экибастузского и карагандинского углей. Электростанции, запроектированные на определенное топливо, из-за длительных сроков ввода (от утверждения технико-экономического обоснования до пуска энергоблока проходит 8-10 лет) к началу работы получают топливо намного хуже проектного. Из-за чрезмерно частых колебаний качества угля и шлакования топки пульсирует температура газов на выходе из топки и соответственно температура пара и металла пароперегревателей, что снижает надежность работы котла.
Как одно из средств борьбы с пиковым ухудшением качества топлива в /89/ рассматривается вопрос об усреднении качества топлива в пределах электростанции. С этих позиций проанализировано расположение котлов и бункеров сырого угля экибастузских ГРЭС. Показана возможность внутристанционного маневрирования потоками сырого угля в целях его усреднения по зольности, что позволит улучшить стабильность работы блоков и снизить удельные расходы топлива. Однако осуществление этой идеи требует более оперативного контроля над качеством угля и переключений в системах топливоподачи топливоприготовления. При наличии других сложностей в эксплуатации котлов на этом топливе и нехватке квалифицированного персонала усложнение операций в процессе эксплуатации обычно внедряется тяжело.
На основании расчетного анализа в /88/ показывается, что котел П-57Р для экибастузского угля может надежно работать на проектном топливе с Ас=40% в диапазоне нагрузок 250-500 МВт. Для такого топлива рекомендован оптимальный помол, соответствующий R9o = 15-20% (при коэффициенте полидисперсности пыли n = 1). Коэффициент избытка воздуха в горелках рекомендован 1,1. Серии позонных расчетов топки показали, что опасность погасания факела возникает при температуре газов в зоне воспламенения ниже 1300С. Для топлива ухудшенного состава предсказана минимальная нагрузка по условиям горения 300 МВт (уже сейчас на электростанцию поступает топливо с зольностью превышающей 55%).
В /64/ отмечается ухудшение качества бурых углей по отдельным бассейнам. В первую очередь, это относится к подмосковному углю, который является основным топливом для восьми электростанций, в том числе: Рязанской, Шекинской, Новомосковской, Алексинской и других ГРЭС. Все оборудование, предназначенное для сжигания подмосковного угля, было создано для работы на топливе с теплотой сгорания QPH = 10,45-10,66 МДж/кг. Фактическая же теплота сгорания подмосковного угля, поставляемого на электростанции в 1984 г., составила QPH = 8,35 МДж/кг. В табл. 2 приведены данные по изменению зольности и теплоты сгорания для некоторых бурых углей.
Математическая модель процесса сжигания горючихотходов в составе энергетической установки
Математическая модель процессов в установке для сжигания жидких горючих отходов может быть выражена системой основных и дополнительных уравнений с комплексом начальных и граничных условий.
В состав системы основных уравнений должны входить уравнения движения и неразрывности для течения вязкого сжимаемого газа и дисперсных капель жидких отходов, а также уравнения энергии и диффузии для основных компонентов газовой смеси и капель жидких отходов с учетом источников и стоков теплоты и вещества, интенсивность которых определяется уравнениями химической кинетики.
В систему дополнительных уравнений должны входить уравнения состояния, выражения зависимости физических констант (коэффициенты вязкости, теплопроводности, диффузии и др.) от температуры и состава газовой смеси, а также выражения, характеризующие влияние резких градиентов температуры и концентрации на процессы тепло- и массообмена (эффекты термо- и бародиффузии, диффузионной теплопроповодности, диссоциации и др.)
Решение такой системы уравнений сопряжено с целым рядом объективных трудностей, а именно:
- необходимостью интегрирования сложной системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных;
- ограниченностью знаний кинетического механизма наиболее важных реакций газификации;
— отсутствием надежных данных о взаимном влиянии турбулентности и химической кинетики, но и с незамкнутостью системы уравнений Рейнольдса для осредненного турбулентного движения вязкого сжимаемого газа.
Для замыкания системы уравнений движения, неразрывности и энергии используются различные гипотезы, основанные либо на полуэмпирических теориях турбулентности, таких как гипотезы о переносе количества движения Прандтля, о переносе завихренности Тейлора, Рейхарда, либо на гипотезах Колмогорова, основанных на статистическом рассмотрении турбулентности.
Широко применяемые в теории турбулентных струй методы расчета, основанные на полуэмпирических теориях, не являются достаточно универсальными. Это значит, что решение конкретных задач аэродинамики струй с почти одинаковой точностью может быть получено исходя из разных представлений о механизме турбулентного переноса.
Кроме того, заимствованные при этом из опыта эмпирические константы, отражающие влияние различных факторов, например микроструктуру турбулентного потока, не являются универсальными и зависят от характера и условий процесса.
В таких условиях исчезает однозначность формулировки задачи и возникает неопределенность в выборе расчетной схемы и эмпирических коэффициентов. При этом неизбежны упрощения математической расчетной модели. Для инженерной методики расчета математическая модель была упрощена.
Рассмотрим принципиальную схему процесса сжигания жидких горючих отходов в вихревой камере.
Итак, пусть в вихревую камеру нашей установки хордально поступает смесь, состоящая из полидисперсных капель жидких отходов и воздуха. При этом вследствие полидисперсности в вихревом потоке горячих газов под действием центробежной силы может происходить их сегрегация.
Рассматривается движение горящих капель в закрученном потоке воздуха и продуктов сгорания.
В рассматриваемом процессе учитываются конвективный и лучистый теплообмен между газовой средой и каплями, а также между всей газодисперсной системой и ограничивающими ее поверхностями камеры сжигания.
Форма капель принимается сферической. Полидисперсные частицы заменяем на монодисперсные. Уменьшение массы капель происходит только в результате их испарения и термического разложения. При поступлении в установку капли жидких отходов могут приобрести максимальное значение угловой скорости за счет разности коэффициентов вязкости газовой среды на входе в установку, в результате может возникнуть эффект Магнуса. Прогрев всех капель по сечению камеры происходит равномерно.
Анализ схемы сжигания топлив используемых в парогазовом цикле
Анализ эффективности ПТУ осуществляется для базового режима работы энергоблока. При этом число часов использования установленной мощности составляет 6500 ч/год, а ремонтный период приходится на самые жаркие месяцы июнь и июль.
При сравнении ПТУ с энергоблоком с ПТУ, дополнительный расход мазута на растопку котла энергоблока с ПТУ во время пуска не учитывался, что занижает технико-экономические показатели ПТУ. Стоимость твердого топлива для ПТУ с внутрицикловой газификацией ниже стоимости топлива, используемого на энергоблоке с ПТУ /41/. С другой стороны капитальные вложения в ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива выше, чем в энергоблоке с ПТУ /51/.
Для проведения анализа ПГУ данного типа выбран климатический район центральной европейской части России. Для этого района среднегодовая температура воздуха принята за +5,1 С.
Первым этапом оценки эффективности ПГУ является анализ тепловой экономичности ПГУ, который проводится на основании расчета тепловой схемы, выполненного с использованием разработанной автором программы для ЭВМ по расчету ГТУ в составе ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива. В качестве основного показателя тепловой экономичности ПГУ рассматривается КПД. Анализ тепловой экономичности отдельных элементов осуществляется с помощью энергетических показателей, входящих в выражение КПД.
Принципиальная схема ПГУ с внутрицикловой газификацией вспомогательного потока твердого топлива приведена на рис. 6 система подачи твердого топлива разделена на два потока. По вспомогательному тракту часть твердого топлива поступает в газогенератор (ГГ), где при газификации воздухом и паром преобразуется в генераторный газ. Затем, генераторный газ после отделения вредных примесей в высокотемпературной очистке (ВО) поступает в газовую турбину (ГТ). Расширяясь в газовой турбине, генераторный газ сбрасывается в топку котла, где сжигается одновременно с поступающим основным потоком твердого топлива.
В расчетах в качестве твердого топлива для парового котла и газогенератора приняты подмосковный бурый уголь, кузнецкий уголь «Д».
Исходные данные и расчетные характеристики процесса газификации твердого топлива приведены в табл. 4.
Основные зависимости для определения энергетических показателей ГТУ и ПГУ с внутрициюіовой газификацией твердого топлива использовались согласно рекомендациям /55/.
Увеличение начальной температуры генераторного газа перед ГТУ ведет к росту энергетического коэффициента сложного цикла. Следует отметить, что при изменении Р в ПГУ, а также при изменении температуры генераторного газа перед ГТУ, изменяется электрическая мощность ГТУ.
Изменение вызывает изменение расхода генераторного газа через ГТУ. Увеличение доли газифицируемого потока твердого топлива, а также температуры генераторного газа перед ГТУ приводит к росту КПД ГТУ, благодаря увеличению полезной мощности ГТУ, так и ростом энергетического коэффициента сложного цикла. КПД ПГУ при расходе генераторного газа в количестве 20% (по теплу) имеет преимущество по сравнению с энергоблоком с ПТУ на 2%.
Увеличение температуры генераторного газа пред ГТУ приводит к снижению его расхода через ГТУ, что представляет собой некоторую экономию топлива в ПГУ. Экономия условного топлива составляет 2,3% (относительных) при увеличении температуры генераторного газа перед ГТУ на 100С.
Для обеспечения максимально возможной экономичности ПГУ рекомендуется сухая высокотемпературная очистка Генераторного газа от пыли и сернистых соединений. Процесс газификации твердого топлива необходимо осуществлять при высокой средней температуре. Повышение температурного уровня в сочетании с достаточным временем пребывания газа в газогенераторе исключает возможность образования смол, фенолов, обеспечивает более чистый генераторный газ. Практическое выполнение этих требований обеспечивается ступенчатым подводом теплоты в зону газификации твердого топлива.
Из анализа многих данных по сжиганию различных топлив /200,199,198/ концентрация выбросов в атмосферу существенно не меняется.
В первом приближении для определения средней концентрации оксидов азота, в перерасчете на диоксид азота, может быть использована эмпирическая зависимость, приведенная в работах /69,73/.
