Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Жидкие и газообразные топлива



КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

ЭЛЕКТРОННЫЙ

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

 

«Котельные установки и парогенераторы – 1»

 

Направление подготовки 140100 Теплоэнергетика и теплотехника

 

(квалификация (степень) «бакалавр»)

 

3 курс, 5 семестр

 

 

Кафедра Теплоэнергетики и теплотехники

 

Составитель:

профессор кафедры ТЭ и ТТ , к.т.н., доцент ______________Г.Ф. Терентьев

 

 

"___" __________________2014г.

 

 

Волжский 2014

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

Лекция 1…………………………………………………………………………………......4

Введение…………………………………………………………………………………..4

1. Котельные установки………………………………………………………………… .8

2. Характеристики топлив для электростанций. Виды сжигаемых топлив,

их происхождение………………………………………………………………………...13

Лекция 2………………………………………………………………………………………………………………18

2.1. Жидкие и газообразные топлива……………………………………………………..18

3. Химический состав топлив……………………………………………………………..20

Лекция 3…………………………………………………………………………………...26

3.1. Виды минеральных примесей…………………………………………………….....26

4. Принципы сжигания топлив в топках котлов…………………………………………28

4.1.Теплообмен в топке……………………………………………………………………31

4.2.Характеристики процесса горения твердого топлива в плотном слое……………..32

Лекция 4……………………………………………………………………………………35

4.3.Топки с кипящем слоем………………………………………………………………..35

Лекция 5……………………………………………………………………………………43

5. Газовоздушный тракт……………………………………………………………….......43

5.1. Аэродинамическое сопротивлениетракта…………………………………………..45

Лекция 6……………………………………………………………………………………51

6. Аэродинамика дымовой трубы…………………………………………………………51

7. Выбор вентилятора и дымососа………………………………………………………...52

Лекция 7……………………………………………………………………………………55

8. Схемы использования паропроизводящих аппаратов в АЭС……………………….55

9. Топливный тракт. Горелочные устройства паровых котлов………………………….58

9.1.Источники энергии для котельных установок промышленных

предприятий………………………………………………………………………………..58

Лекция 8……………………………………………………………………………………63

10. Мазутные форсунки……………………………………………………………………63

11. Комбинированные газомазутные горелки……………………………………………64

12. Особенности расчета газовых горелок……………………………………………...65

 

Лекция 9…………………………………………………………………………………..70

13. Материальный баланс процесса горения топлива…………………………………...70

13.1. Продукты сгорания…………………………………………………………………..74

Лекция 10…………………………………………………………………………………..76

14. Тепловой баланс и КПД парового котла……………………………………………..76

14.1. Теплота, полезно затраченная на производство пара. Расход

топлива и КПД котла………………………………………………………………………78

14.2. Потеря теплоты с уходящими газами………………………………………..............80

Лекция 11…………………………………………………………………………………........84

 

14.3. Потеря теплоты от химической неполноты сгорания………………………………84

14.4. Потеря теплоты от механической неполноты сгорания……………………………..85

14.5. Потеря теплоты от наружного охлаждения………………………………………….87

14.6. Потеря с физической теплотой шлаков……………………………………………....88

Лекция 12………………………………………………………………………….................89

14.7.Эксергетический баланс котла…………………………………………………………89

15. Тепловой режим топочной камеры…………………………………………...................91

15.1. Классификация топок и общие характеристики процессов…………………………91

15.2 Показатели работы топочных устройств………………………………………………95

15.3 Расчетные характеристики камерных топок…………………………………………..96

Лекция 13…………………………………………………………………………………….98

15.4.Топки для сжигания жидкого топлива и газомазутные предтопки.

Вопросы эксплуатации……………………………………………………………………….98

16. Процессы на внешней стороне конвективных поверхностей нагрева……………….101

16.1. Коррозия металла элементов котла…………………………………………………..101

16.1.1. Высокотемпературная коррозия наружных поверхностей нагрева……………...102

16.1.2. Низкотемпературная коррозия наружных поверхностей нагрева………………..103

Лекция 14…………………………………………………………………………................105

16.1.3. Загрязнение поверхностей нагрева…………………………………………………105

16.1.4. Очистка наружных поверхностей нагрева от загрязнения………………………..107

Лекция 15…………………………………………………………………………………….111

17. Классификация паровых котлов. Развитие видов котлов в энергетике………………111

17.1. Общие положения……………………………………………………………………...111

Лекция 16…………………………………………………………………………………….120

18.Основные профили паровых котлов……………………………………………………..120

18.1.Варианты компоновки парогенераторов………………………………………………121

19. Водогрейные и пароводогрейные котлы (пиковые)……………………………………124

19.1. Конструкция водогрейных котлов……………………………………………………..125

Лекция 17……………………………………………………………………………………...126

20. Дальнейшее развитие котельной техники………………………………………………..126

20.1.Интенсификация радиационного и конвективного теплообмена…………………….127

20.2. Парогазовые установки с котлом – утилизатором……………………………………129

20.2.1.Тепловые схемы и показатели ПГУ с котлом – утилизатором……………………..129

 

ЧАСТЬ I ( ЛЕКЦИИ 1 – 18)

ЛЕКЦИЯ 1

Учебные вопросы: Введение. Типы энергоблоков ТЭС, параметры пара. Технологическая схема парового котла. Паровой котел и его основные элементы. Роль ПК и ПГ в схемах ТЭС и АЭС

ВВЕДЕНИЕ

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики. От ее состояния и уровня развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность.

Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения страны. Вместе с тем она оказывает заметное влияние на окружающую среду, являясь одним из основных потребителей первичных энергоресурсов — органического и ядерного топлива, гидроресурсов. Имеют место значительные выбросы теплоты, продуктов сгорания топлива, шумовые воздействия, которые вредно влияют на человека и окружающую природу.

Во всех странах отмечается непрекращающийся рост производства электроэнергии.

Энеропотребители всего мира прогнозируют удвоение электрогенерирующих мощностей в ближайшие 30 лет. Добыча угля в 2020 г. достигнет 7·109 т, а природного газа до 4 трлн. м3 в год.

Доля АЭС в энергетике немного снизится, но общий объем производства электроэнергии на АЭС возрастет. Хорошо просматривается перспектива доминирующего производства электроэнергии на тепловых электростанциях, сжигающих органическое топливо.

Технический прогресс в электроэнергетике развитых стран характеризуется следующими основными направлениями:

созданием высокоэкономичных энергоблоков с суперкритическими параметрами пара для работы по определенному графику нагрузки с возможно более полной автоматизацией технологического процесса;

повышением экономичности и совершенствованием структуры топливно-энергетического баланса;

снижением удельных капитальных затрат при производстве электрической и тепловой энергии;

высокой надежности защиты окружающей среды от вредного воздействия электростанций.

Российская Федерация участвует в международных соглашениях по охране окружающей среды. На Европейском континенте нормы выбросов золы на любой ТЭС не должны превышать 50 мг/м3, тогда как фактические концентрации золы в выбросах некоторых ТЭС значительно выше. При сжигании 1 т условного твердого топлива выбрасывается 780 кг углекислого газа, при сжигании мазута более 520 кг, природного газа примерно 370 кг. Следовательно, переход на природный газ в энергетике позволит радикально снизить выбросы углекислого газа в атмосферу. Сокращению выбросов способствует и повышение эффективности технологических процессов производства электрической и тепловой энергии. Лучшие паросиловые блоки с суперкритическими параметрами пара и его двойным промежуточным перегревом позволяют вырабатывать в конденсационном режиме электроэнергию с КПД нетто 44—46 %.

Номинальные значения основных параметров турбин ТЭС должны соответствовать данным, приведенным в табл. 1, с допустимыми отклонениями по мощности турбины и по давлению свежего пара 5 %; температур свежего пара и пара промежуточного перегрева 8оС при температуре до 535ОС, а при более высоких температурах 5оС питательной воды 10оС.

Для турбин АЭС номинальные значения и допуски на отклонения устанавливаются в технических условиях и технических заданиях на конкретные типы турбин.

Таблица 1

Промышленное развитие энергетики как отрасли экономики началось с создания системы переменного тока (1886 г.), соответствующего оборудования для генерации электрической энергии, трансформации напряжения и переноса электроэнергии на значительные расстояния. Параллельно строились тепловые и гидравлические станции для производства электроэнергии. Сегодня на ТЭС подавляющее большинство генераторов электрического тока имеет турбинный привод. Паросиловые установки с паровыми турбинами производят до 80 % электроэнергии в Российской Федерации.

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ (ТЭЦ) — электрическая станция, обслуживающая город, крупный завод или группу предприятий и снабжающая этих потребителей электроэнергией, паром и горячей водой. ТЭЦ состоит из устройств для транспорта и подготовки топлива перед сжиганием, котельной установки, паровых турбин, вращающих электрогенераторы и имеющих отбор пара для использования на технологические нужды и для отопления промышленных и бытовых помещений. Отличительной особенностью теплоэлектроцентрали является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, что обеспечивает значительную экономию топлива по сравнению е раздельной выработкой этих видов энергии.

Рис. 1. Котельная установка в системе промышленной ТЭЦ:

1— котел; 2— паровая турбина; 3 — конденсатор; 4—насос; 5— подогреватель воды низкого давления; 6 — деаэратор; 7— подогреватель воды высокого давления

ТЭЦ является наиболее прогрессивным методом энергоснабжения, т. к. позволяет использовать до 75% тепла, заключенного в топливе. При работе ТЭЦ большая часть пара после расширения в турбинах направляется не в конденсатор, а в бойлеры - аппараты для приготовления горячей воды, которая далее поступает в сеть для снабжения теплом промышленных предприятий, населения городов и рабочих поселков.

Таким образом пар в теплоэлектроцентрали работает дважды: в турбинах и в тепловой сети.

ТЕПЛОСИЛОВАЯ УСТАНОВКА — энергетическая установка, оборудованная паровыми турбинами (или паровыми машинами) и котлами, двигателями внутреннего сгорания или газовыми турбинами (рис.1).

По виду вырабатываемой энергии теплосиловые уустановки разделяются на силовые установки, вырабатывающие электрическую или механическую энергию, и смешенные установки, отпускающие потребителю электрическую или механическую и тепловую энергию в виде пара или горячей воды.

Если тепловая энергия получается не отдельно от электрической (механической), а вырабатывается совместно с ней, на базе получения электрической энергии, то такие установки называются теплоэлектроцентралями.

ТЕПЛОВАЯ СЕТЬ — система трубопроводов, по которым раздается потребителям горячая вода или пар. Трубопроводы Тепловые сети имеют изоляцию, запорную арматуру, контрольно-измерительные приборы (расходомеры, манометры, термометры и др.) и приспособления для компенсации тепловых расширений трубопроводов.

КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Учебные вопросы: Котельные установки. Назначение, состав, принцип работы и основные элементы котельной установки. Технологическая схема котла. Газовоздушный тракт, работа под разрежением и наддувом. Состав котельной установки и ее оборудование на разных видах топлив

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В зависимости от назначения котельная установка состоит из парового водогрейного или пароводогрейного котла и вспомогательного оборудования, обеспечивающего его работу. В состав котельной установки входят:

1) паровой котел, в котором производится насыщенный пар из жидкости, нагретой до температуры кипения;

2) пароперегреватель для перегрева насыщенного пара до заданной температуры;

3) водяной экономайзер для подогрева питательной воды горячими газами;

4) воздухоподогреватель для подогрева горячими газами воздуха, направляемого в топку котла;

5) топочное устройство для сжигания топлива;

6) каркас для поддержания частей котельной установки и ее обмуровки;

7) арматура и гарнитура — приспособления для повышения безопасности и улучшения обслуживания котельной установки;

8) топливоподготовительные устройства для переработки подаваемого в котел топлива до состояния, обеспечивающего наиболее экономичное его сжигание;

9) устройства для удаления золы и шлаков из топки;

10) устройства для подготовки питательной воды;

11) насосы для подачи питательной воды в котел;

12) тягодутьевые устройства, предназначенные как для подачи воздуха в топку, так и для удаления за пределы котельной установки охлажденных дымовых газов.

Последовательно включенные элементы котельной установки образуют тракты.

Топливный тракт— комплекс оборудования для подготовки топлива к сжиганию и подачи в топку. При использовании твердого топлива в него могут входить бункера, питатели сырого топлива и пыли углеразмольные мельницы, мельничные вентиляторы, сепараторы, транспортеры, пылепроводы и т.д. При сжигании газа и мазута — газопроводы и мазутопроводы, расходомеры, запорная и регулирующая арматура.

Пароводяной трактпредставляет собой систему последовательно включенных элементов оборудования, в которых движется обогреваемый теплоноситель (поверхности нагрева котла, трубопроводы, барабаны, сепараторы, пароохладители и теплообменники в пределах котла, запорная и регулирующая арматура).

Газовоздушный тракт состоит из последовательно расположенных воздушного и газового трактов. Воздушный тракт включает в себя совокупность оборудования для забора воздуха из атмосферы, нагрева и подачи его в топку котла (дутьевые вентиляторы, воздушные короба, воздухоподогреватели и горелочные устройства). Газовый — комплекс элементов котельной установки, по которым осуществляется движение продуктов сгорания (топка, газоходы котла, устройства для очистки дымовых газов, дымососы).

IIаровой (водогрейный) котел— это устройство, в котором для получения пара (горячей воды) требуемых параметров используют теплоту, выделяющуюся при сгорании органического топлива. Основные элементы котла - топка и теплообменные поверхности.

Если в котле используют теплоту уходящих газов других технических устройств (ГТУ, поршневых ДВС, технологических установок), его называют котлом-утилизатором. Котел-утилизатор в некоторых случаях не предназначен для работы в автономном режиме и тогда не имеет топки и воздухоподогревателя, а его основные элементы — поверхности нагрева.

В котлах используются различные виды твердого, жидкого и газообразного топлива. В промышленности в качестве источника теплоты для выработки пара в котлах применяются также горючие отходы производства, теплота экзотермических реакций, выделяющаяся в процессе производства некоторых видов продукции, высоко температурные газы от технологических агрегатов и теплота, передаваемая их охлаждаемым элементам, и др.

Для производства водяного пара обычно используются обработанная природная вода и конденсат от паротурбинных агрегатов и технологических установок. Отходами производства пара являются охлажденные газообразные продукты сгорания, а при использовании твердого топлива также минеральные остатки в виде шлака и золы.

Первые паровые котлы в начале ХIХ в. вырабатывали пар давлением 0,5—0,6 МПа и имели производительность сотни килограммов в час. В настоящее время для производства пара применяются котлы, вырабатывающие пар с давлением до 25 МПа (и даже до 31 МПа) и температурой до 570 оС и производительностью до 4000 т/ч.

Интенсивное развитие котельной техники было вызвано ростом промышленного производства и концентрацией выработки электроэнергии в основном на паротурбинных электростанциях. Созданная за годы советской власти котлостроительная промышленность, имеющая котельные заводы, специализированные научно-исследовательские институты и другие организации, обеспечивали производство современных котлов, необходимых для страны и для экспорта их за рубеж.

Русские ученые-энергетики А. В. Шухов, К. В. Кирш, Д. М. Гриневецкий, М. В. Кирпичев, Л. К. Рамзин, Г. Ф. Кнорре, Э. И. Ромм, М. А. Стырикович и другие известны во всем мире как основоположники научной базы теплотехники и в том числе котельной техники.

Современная котельная установка является сложным сооружением, состоящим из большого количества различного оборудования н строительных конструкций, связанных в единое целое общей технологической схемой производства пара. В качестве примера на рис. 2 показана принципиальная технологическая схема котельной установки, работающей на твердом топливе.

Топливо транспортными механизмами подается в дробильное устройство и после измельчения направляется в бункера, из которых поступает в мельницы. Угольная пыль из мельниц подается в топку, где происходит ее сжигание. Образовавшиеся продукты сгорания омывают поверхности нагрева котла и охлажденными поступают в золоуловитель и далее дымососами удаляются через дымовую трубу в атмосферу. Воздух, необходимый для горения, подается в котел дутьевым вентилятором и, пройдя через воздухоподогреватель, поступает в мельницу и топку. Образовавшийся в результате горения твердого топлива в топке шлак и зола, уловленная в золоуловителе, транспортируются по каналам системы золошлакоудаления в насосную установку, служащую для перекачки шлака и золы с водой по трубопроводам на золоотвалы. Перегретый или насыщенный пар, полученный из воды в котле, по трубопроводам подводится к потребителям. Конденсат от потребителей подается в деаэратор, служащий для удаления газов из питательной воды. Потери пара и конденсата в системе восполняются химически очищенной водой, подаваемой насосами через водоочистительные аппараты в деаэратор. Вода после дегазации подается питательными насосами в котел.

Технологическая схема котельной установки видоизменяется в зависимости от ее назначения, производительности, параметров пара, вида топлива, способа его сжигания и местных условий. В котельных установках, использующих жидкое и газовое топлива, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для удаления шлака и золы, значительно упрощаются. устройства для хранения (при газовом топливе—отпадают), транспорта и подготовки топлива к сжиганию. На промышленных предприятиях имеются котельные установки, дополняющие технологические агрегаты, в которых пар вырабатывается за счет теплоты отходящих газов или теплоты, передаваемой их охлаждаемым элементам (рис.3). В последние годы нашли применение энерготехнологические установки, в которых котел является неотъемлемой частью технологического агрегата

Рис. 2. Схема современной котельной установки на каменном угле:

Рис.3. Котел – утилизатор КУГ – 66.:

1 – испаритель; 2 – пароперегреватель; 3 – экономайзер; 4 – газовый подогреватель конденсата (ГПК)

 

2. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПЛИВ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ВИДЫ СЖИГАЕМЫХ ТОПЛИВ, ИХ ПРОИСХОЖДЕНИЕ.

Учебные вопросы: Принципы сжигания топлив в топках котлов. Энергетическое топливо, его характеристики. Виды топлив и их состав. Изменение элементарного состава основных видов топлив. Характеристики каменных углей. Бурые угли, каменные угли, торфы, сланцы, мазут, природный газ. Классификация основных видов топлив.

Теория процессов горения до настоящего времени развита недостаточно полно, отсутствуют методы расчета должной точности. В результате возникает необходимость длительной, кропотливой опытной доводки почти всех устройств и агрегатов, в которых протекает процесс горения. Можно назвать причины существующего положения.

Во-первых, главный участник процесса горения - топливо - является комплексом природных органических веществ очень сложного химического строения. Правда, при нагреве и взаимодействии с окислителем происходит распад этих комплексов на простые соединения и элементы, но при анализе процесса горения невозможно обойтись без учета поведения горючего в его исходной форме и промежуточных состояниях. А это крайне затрудняет изучение процесса.

Во-вторых, в процессе горения, так же, как и в других химических процессах, обязательны два этапа: создание молекулярного контакта (механическое взаимодействие) между горючим и окислителем (физический этап) и само взаимодействие молекул с образованием продуктов реакций (химический этап).

При этом второй этап протекает только у молекул, находящихся в особом энергетически или кинетически возбужденном состоянии. Возбуждаются же молекулы в результате начавшегося процесса. Поэтому при изучении процесса горения нельзя рассматривать участвующие в нем вещества как однородную массу одинаковых средних молекул. Даже при рассмотрении простейших реакций горения необходимо учитывать различия между отдельными молекулами, которые составляют полисистему.

В-третьих, горение принципиально не является равновесным процессом. При горении обязательно возникают неоднородности состояния молекул, их концентраций, неравномерности полей температур и скоростей потоков.

Из этого вытекает необходимость одновременного решения нестационарных задач массо – и теплопереноса и химической кинетики в движущихся потоках, причем наиболее часто при турбулентности, вызванной самим процессом горения.

Энергетическим топливом называют вещества, которые экологически целесообразно использовать для получения в промышленных целях больших количеств тепла. Основными его видами являются органические топлива: торф, горючие сланцы, угли, природный газ, продукты переработки нефти.

Органическим топливом называют горючие вещества, способные активно вступать в реакцию с кислородом и обладающие значительным удельным тепловыделением (на единицу массы или объема).

По способу получения различают: природные и искусственные топлива. К природным топливам относятся: угли, сланцы, торф, нефть, природные газы. К искусственным твердым: - кокс, брикеты торфа, угля. К жидким - мазут, бензин, керосин, соляровое масло, дизельное топливо. К газовым — газ доменный, генераторный, коксовый, подземной газификации, попутный при нефтедобыче.

Менделеев Д.И. дал такое определение химического топлива: “Топливом называется горючее вещество, умышленно сжигаемое для получения тепла”.

В качестве энергетических топлив электростанций наибольшее значение имеют: твердые - каменные и бурые угли и отходы их переработки, антрацит и полуантрацит; жидкое – мазут и др. продукты нефтепереработки; газовое – природный и попутный газ. В меньшей мере используются торф и горючие сланцы, стабилизированная нефть и горючие газы промышленности (доменный, коксовый), хотя в отдельных районах страны они составляют заметную часть топливного баланса.

Все возрастающее значение для получения энергии и, прежде всего электрической, имеют АЭС, которые используют энергию распада радиоактивных ядер атомов тяжелых металлов урана (235 U) и плутония (239 Рu). Самая богатая урановая руда — уранинит - содержит 65-90% двуокиси UО2, в составе которой радиоактивного 235U содержится всего 0,72%, а остальное составляет обычный 238U. Для повышения содержания 235U обогащают на газодиффузионных заводах до 1,5-3,5% 235U. При делении 1 кг 235U выделяется около 85млн. МДж теплоты, что эквивалентно сжиганию 3500тонн каменного угля с теплотой сгорания 24,5 МДж/кг.

Из общего потребления органического топлива в стране около 40% приходится на долю энергетики. В топливном балансе тепловых электростанций преимущество имеют угли, мазут и природный газ. Доля сжигаемого угля на ТЭС возрастает за счет использования угольных месторождений Сибири. Примерно на таком же уровне находится использование мазута и природного газа. На остальные виды твердого топлива - торф, сланцы приходится всего 6-7% общего расхода топлива электростанциями. Наиболее дешевые угли - добываемые открытым способом.

Прежде, чем перейти к характеристикам природных топлив, следует отметить, что существует, пять основных элементарных масс топлива, согласно которым установлены следующие индексы характеристик топлив:

1. Рабочая масса топлива — индекс “р”.

2. Аналитическая масса топлива - индекс “а”.

3. Сухая масса топлива - индекс “с”.

4. Условная горючая масса топлива - индекс “г”

5. Органическая масса топлива – индекс “о”.

Характеристики и состав твердого топлива, в том числе: выход летучих, спекаемость кокса, оказывают сильное влияние па процесс горения угля. С увеличением выхода летучих и содержания в них более реакциоспособных газов воспламенение топлива становится легче, а кокс благодаря большей пористости получается более реакциоспособным.

Ископаемые угли подразделяются на два основных типа: бурые и каменные угли.

Бурые угли. Согласно данным ВТИ к бурым углям марки Б относят угли с неспекающимся коксом и высоким выходом летучих, обычно более 40%, и с высшей теплотой сгорания рабочей массы беззольного угля, величина которой:

Q р В 100/(100-Ар) <23,88Мдж/кг (5700ккал/кг)

Бурые угли характеризуются высокой гигроскопической и, в большинстве случаев, высокой общей влажностью, пониженным содержанием углерода и повышенным содержанием кислорода по сравнению с каменными углями. Вследствие значительной балластированности золой (Ар = 15-25%) и влагой (Wр = 20-35%), низшая теплота сгорания бурых углей пониженная:

Q рН = 10,5...15,9МДж/кг (2500...3800 ккал/кг)

По содержанию влаги бурые угли разделены на три группы: Б1 - с содержанием влаги Wр = 40%; Б2 - Wр = 30-40%; Б3 - Wр< 30%. Эти угли на воздухе легко теряют влагу и механическую прочность, превращаясь в мелочь, и склонны к самовозгоранию.

Каменные угли. К каменным углям относят угли с высшей теплотой сгорания рабочей массы беззольного угля

Q р В100/(100-Ар) >23,88Мдж/кг (5700ккал/кг)

и с выходом летучих более 9%. Основная масса их спекается. Часть их с выходом летучих больше 42-45% (длиннопламенные) и менее 17% (тощие) не спекаются.

Каменные угли обладают относительно меньшим балансом: Ар = 5...15%,

Wр= 5...10% и более высокой теплотой сгорания.

Q рН = 23...27,23 МДж/кг (5500...6500 ккал/кг)

Для каменных углей ГОСТом принята классификация, в основу которой положены значения выхода летучих и характеристика коксового остатка (табл. 2.1.)

Угли с высокой степенью углерода (СГ = 90-93%), с малым выходом летучих (YГ= 2-9%) и теплотой QВ< 34,7 МДж/кг (8300ккал/кг) относят к антрацитам. Угли с меньшими значениями относят к полуантрацитам. Как видно из табл.2.1, с увеличением степени углерода топлива выход летучих уменьшается. Это происходит в основном из-за уменьшения содержания кислорода, что обусловливает увеличение теплоты сгорания на горючую массу. Угли спекающихся марок К, а также в значительной части марки КЖ и ОС, Г и ГЖ используются для коксохимической переработки. Энергетическими являются топлива марки АШ, Т и Д, бурые угли, отходы обогащения коксующих углей.

СССР располагал запасами практически всех видов органического топлива: угля, нефти, природного газа, торфа и сланцев. Каменные угли добываются в РФ в Ростовской области (часть донецких углей), Кузнецком (Западная Сибирь), Печорском, Кизиловском (Урал) бассейнах и ряде месторождений на дальнем Востоке, в Сибири, Забайкалье. Большие месторождения антрацитов находятся в Донецком бассейне и на Урале. Основные эксплуатируемые месторождения бурых углей в РФ располагаются в районах Подмосковья, Челябинска и Богословска (Урал), Восточной Сибири, в Читинской области, на Дальнем Востоке, в Канско-Ачинском бассейне (Центральная Сибирь), Эльгинском месторождении, которые, благодаря условиям открытой добычи и сравнительно высокой калорийности, являются одним из наиболее дешевых топлив.

 

Таблица 2.1

Каменные и бурые угли классифицируют также по размерам кусков согласно табл. 2.2

Таблица 2.2

Торфявляется химически и геологически наиболее молодым ископаемым твердым топливом и обладает высоким выходом летучих (YГ = 70%), высокой - влажностью (Wр = 40-50%), умеренной зольностью (АС = 5...10%), низкой теплотой сгорания QрН = 8,38...10,47МДж/кг (2000-2500ккал/кг). Как наиболее дешевый по добыче широко применяется фрезерный торф. Большие запасы торфа имеются в Ленинградской, Тверской (Калининской), Ивановской, Нижегородской (Горьковской) и Кировской областях, на Урале, в Сибири и на Дальнем Востоке.

Сланцы. Месторождения горючих сланцев в РФ находятся в Самарской (Куйбышевской), Саратовской; Ульяновской и Ленинградской областях. Зольность сланцев очень большая и доходит до Ар = 50-60%, влажность также повышенная Wр = 15-20% и вследствие большого баланса их теплота сгорания низкая QрН = 5,87-10,0 МДж/кг (1400-2400ккал/кг) при высокой теплоте сгорания горючей массы QГН = 27,2-39,5МДж/кг (6500-8000 ккал/кг). Высокое содержание водорода в горючей массе НГ = 7,5...9,5% обусловливает большой выход летучих у сланцев, достигающий 80-90%, и легкую воспламеняемость.

Топливо с высокой зольностью и влажностью, вследствие большого содержания внешнего балласта, целесообразно использовать вблизи места его добычи для уменьшения непроизводительных транспортных расходов на перевозку большой массы золы и влаги.

В этом смысле такие топлива принято называть местными. К ним, в частности, относятся некоторые бурые угли, например, подмосковные, башкирские, а также торф и сланцы.

ЛЕКЦИЯ 2

Жидкие и газообразные топлива

Мазут. Из жидких топлив в энергетике используется мазут трех марок - 40, 100 и 200. Марка определяется предельной вязкостью, составляющей для мазута 40 - 8,0; для мазута 100 - 15,5; для мазута 200 - 6,5-9,5 град. условной вязкости (УВ) при 100оС

В мазуте содержится углерода 84-86% и водорода — 11-12%, содержание влаги не превышает — 3-4%, а золы — 0,5%. Мазут имеет высокую теплоту сгорания QрН = 39,38 ...40,2МДж/кг (9400...9600ккал/кг)

По содержанию серы различают малосернистый мазут SР ≤ 0,5% сернистый - SР до 2% и высокосернистый - SР до 3,5%.

По вязкости - маловязкий и высоковязкий, содержащий смолистые вещества и парафин. Наиболее вязкие сорта мазута имеют температуру застывания 25-35оС. В связи с этим при сжигании применяется предварительный нагрев вязких мазутов до температуры 80 – 120оС.

При сжигании наибольшие трудности вызывают содержащиеся в мазуте окислы щелочных металлов и ванадия, которые снижают температуру размягчения золы. Размягченная зола мазута, оседая на поверхностях нагрева, образует плотные отложения. Окислы ванадия способствуют коррозии поверхностей нагрева, находящихся в условиях высоких температур. Наиболее высококачественной, малосернистой является нефть, добываемая в Бакинском, Грозненском и Эмбинском районах. Минеральные примеси нефти Кавказа практически не содержат ванадия. Мощные месторождения нефти находятся в районах Сызрани, Бугуруслана и Ишимбая, но они дают нефть с большим содержанием серы и парафина. В последние годы Советской власти открыты и функционируют нефтегазоносные источники в Западной Сибири шельфах Дальнего Востока.

Природный газ. Большое значение в топливном балансе имеют природные газы, представляющие собой смесь углеводородов, сероводорода и инертных газов, азота и углекислоты. Основной горючей составляющей природных газов является метан (от 80 до 98%), что обуславливает их высокую теплоту сгорания. В них инертных газов содержится немного, а также 0,1-0,3% СО2 и 1-14% N2. Теплота сгорания сухого природного газа QСН = 33,52-35,61МДж/кг (8000-8500ккал/кг). Природный газ, в первую очередь, расходуют на коммунальные нужды. Поэтому тепловые электростанции играют роль буфера, который сглаживает небаланс между поступлением газа и его расходованием на коммунальные нужды. Этот небаланс особенно увеличивается в зимнее время. В летнее время ряд электростанций работает на природном газе, а зимой на резервном топливе - угольной пыли или мазуте.

Как основное (единственное) топливо газ используется только на электростанциях, расположенных в непосредственной близости от газового месторождения. Природный газ является дешевым и высококачественным топливом, поэтому транспортируется по трубопроводам на большие расстояния. Эффективно эксплуатируются месторождения природного газа в РФ: Ставропольское (Северный Кавказ), Саратовское, Ухтинское (Северный Урал), Тимано – Печерское, Самотлорское и др.

Использование газообразных и жидких топлив, по сравнению с углем, не только повышает общую культуру эксплуатации электростанций, но приводит к ощутимому снижению стоимости основного оборудования, росту КПД установок, а экономичность газомазутных станций по отпуску электроэнергии на 4% выше, чем работающих на угле.

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.