Природное газовое топливо и газовое хозяйство тэс
Лекция 23
Природное газовое топливо и газовое хозяйство тэс
По современным воззрениям природные горючие газы биохимического происхождения образуются в земной коре в результате бактериального разложения органических остатков, погребенных в осадочных породах. Все природные горючие газы представляют собой смеси газообразных предельных углеводородов метанового ряда СпН2п+2 с преобладающим количеством метана СН4. Месторождения газа делят на чисто газовые и газо-конденсатные. Газ первых из них состоит почти из одного метана. Газ газоконденсатных месторождений кроме метана содержит значительное количество высших углеводородов, в основном пропана и бутана, которые легко конденсируются при повышении давления и охлаждении газа.
При добыче нефти получают попутный (нефтепромысловый) газ. При выходе нефти из скважины давление ее снижается и из нефти выделяются растворенные в ней газы, количество которых составляет 10-15% нефти. Для попутного газа характерно наибольшее содержание высших углеводородов по сравнению с другими видами природного газового топлива.
В небольших количествах в состав природного газа входят азот и диоксид углерода. Природные газы некоторых месторождений Средней Азии и Оренбургского газоконденсатного месторождения содержат до 5-6% сероводорода Н2S и некоторое количество сероорганических соединений, в основном сероуглерода СS2> серооксида углерода СS8 и меркаптанов.
До поступления в магистральные газопроводы газ проходит переработку на специальных газовых заводах. В зависимости от состава газов переработка может включать следующие операции: очистку от сероводорода и диоксида углерода, извлечение высших углеводородов, осушку и одоризацию газа. Последняя операция (одоризация) заключается во введении в газ небольших количеств резко пахнущих веществ для придания ему запаха, позволяющего обнаружить присутствие газа в воздухе.
При небольшом удалении.ТЭС от места добычи газа он поступает на ТЭС из газопроводной сети и газосборников месторождений. От дальних источников газ по магистральным газопроводам подается на газораспределительные районные станции (ГРС), отдающие газ различным потребителям, в том числе и ТЭС.
На электростанциях, сжигающих газ в качестве основного или сезонного топлива, предусматривается газорегуляторный пункт (ГРП), который располагается на территории электростанции в отдельных зданиях или под навесами. Производительность ГРП на ТЭС, для которых газовое топливо является основным, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, — по расходу газа для летнего режима.
На газомазутных электростанциях мощностью до 1200 МВт и ТЭЦ с расходом пара до 4000 т/ч может сооружаться один ГРП. На электростанциях большей мощности сооружается соответственно два или более ГРП.
Рекомендуемые материалы
Рис. 4.9. Газорегуляторный пункт:
1 - газопровод высокого давления от ГРС; 2 - расходомерная шайба; 3 -фильтр; 4 - клапан регулирующий; 5 - резервные места для линии регулирования; 6 - байпасная линия; 7 - предохранительный сбросной пружинный клапан
Для электростанций на газе при отсутствии мазутного хозяйства сооружается не менее двух ГРП независимо от мощности электростанции. Газ от газораспределительной станции подводится на каждый ГРП по одному газопроводу без резерва.
Помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую воздухообмен в 1 ч не менее трехкратного; они должны отапливаться и иметь температуру не ниже 5 °С.
Газорегуляторный пункт показан на рис: 4.9. В соответствии со СНиП П-37—76 необходимо предусматривать установку следующего оборудования: фильтра, регулятора давления, сбросного предохранительного устройства на выходе, запорной арматуры, манометров на входе и выходе, а также на обводной линии (байпасе). Предусматривают также сигнализацию о повышении и снижении давления газа сверх установленных пределов. Число параллельных установок, регулирующих давление газа, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной. Давление газа в ГРП снижается регуляторами двух разновидностей: мембранными прямого действия и электронными. Наиболее крупный из регуляторов прямого действия типа РДУК-2-200 имеет максимальную производительность 36 000 м3/ч, что соответствует расходу газа одним котлом паропроизводительностью 500 т/ч.
Электронные регуляторы представляют собой, как правило, поворотную заслонку с приводом от электрического исполнительного механизма, установленного вне регуляторного зала и связанного с заслонкой тягами длиной не более 6 м. Производительность таких регуляторов зависит в основном от принятого диаметра, что позволяет ограничиться двумя нитками регулирования — рабочей и резервной. За регуляторами давления должны стоять не менее двух предохранительных сбросных устройств пропускной способностью не менее 10% пропускной способности наибольшего из регуляторов давления пружинного действия. •
Для продувки газопроводов устанавливают продувочные свечи. Газопроводы при заполнении газом должны продуваться до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа должны продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Необходимость этого обусловлена способностью газа в определенной пропорции с воздухом образовывать взрывоопасную смесь. Если объемная доля природного газа в воздухе составляет 5—15%, достаточно искры, чтобы смесь взорвалась. Трубопроводы для продувки газопроводов (свечи) и трубопроводы от предохранительных сбросных устройств ГРП должны выводиться наружу в места, обеспечивающие условия для рассеивания /аза, но не менее чем на 1 м выше корпуса здания. Условный диаметр свечей должен быть не менее 20 мм. Допускается объединение продувочных свечей и свечей от сбросных предохранительных клапанов одинакового давления в общую точку. Свечи должны иметь минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие возможность попадания в свечи атмосферных осадков.
Газопроводы ГРП, в том числе наружные входные на длине не менее 20 м, должны быть покрыты звукопоглощающей изоляцией.
Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов — наземная. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется, и газ может подаваться по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котлам, прокладывается вне котельного отделения. Вся арматура на основных газопроводах устанавливается только стальная.
На отводе газопровода к котлу устанавливаются запорные органы с электрическим и ручным приводами, устройства для установки заглушки с приспособлением для разжима и токопроводящие перемычки, штуцер: для продувки газопровода котла воздухом или инертным газом, быстродействующий запорный орган, измерительная диафрагма, регулятор расхода газа. Непосредственно перед каждой горелкой котла устанавливаются последовательно два запорных органа: один с электрическим, второй с ручным приводом.
Лекции 24-25
Вспомогательное оборудование котельного отделения
Схемы пылеприготовления.
Где: 1 – бункер сырого дробленного угля, 2 – сушилка, 3 – мельница, 4 – центральный бункер готовой пыли, 5 – насос для пыли, 6 – расходный бункер, 7 – вентилятор, 8 – топка парогенератора, 9 – промежуточный бункер, 10 – шнек для пыли.
В схеме центральной системы пылеприготовления (рис. 2, а) после предварительной подготовки топливо из бункера сырого угля 1 поступает в сушилку 2, далее в мельницу 3, а затем в центральный бункер готовой пыли 4. Пылевым насосом пыль 5 подается в расходные пылевые бункера 6 парогенераторов. Из бункеров 6 пыль поступает в топочную камеру 8, куда так же подается воздух вентилятором 7.
Положительной особенностью центральной системы пылеприготовления является независимость размольных установок от работы парогенератора. Мельница может работать периодически, но с полной нагрузкой, когда удельный расход электроэнергии на пылеприготовление получается наименьшим. В топку пыль подается подсушенной до заданной влажности. Вместе с тем центральное пылеприготовление отличается сложностью, высокой начальной стоимостью и значительными эксплуатационными затратами. При такой схеме вместе с подсушивающим агентом в атмосферу выбрасывается и некоторое количество топлива. Целесообразность применения такой схемы должна решаться на основе технико-экономических соображений.
Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием (рис. 2, б) отличается жесткой связью мельничного оборудования с парогенератором. Уголь поступает из бункера 1 в сушилку 2, далее в мельницу 3, после чего полученная пыль поступает непосредственно к горелкам котла 8. Изменение нагрузки парогенератора влечет изменение работы мельницы. При работе со сниженной нагрузкой мельница оказывается недогруженной.
Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием находит применение при работе на высокореакционных бурых и каменных углях, допускающих крупный помол.
Явный недостаток такой схемы – жесткая связь мельница-парогенератор. При отказе мельницы последует остановка парогенератора. К достоинствам относится простота эксплуатации и невысокая стоимость такой схемы.
Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером (рис. 2, в) независима от работы парогенератора, что является ее основным достоинством. Как и в схеме с прямым вдуванием уголь проходит сушилку 2 и мельницу 3, а после этого направляет в промежуточный бункер 9, где пыль может храниться. После промежуточного бункера 9 пыль подается в котел 8. В данной схеме есть связь мельничных устройств отдельных агрегатов. Связь осуществляется с помощью пылевых шнеков 10, позволяющих передавать пыль в случае необходимости от одного парогенератора к другому.
Наличие промежуточного пылевого бункера повышает надежность установки. В системе пылеприготовления с промежуточным бункером так же имеется возможность полностью загружать мельничное оборудование. Мельничный вентилятор находится здесь в значительно более благоприятных условиях в связи с тем, что основная масса пыли через вентилятор не проходит. К недостаткам схемы с промежуточным бункером относится , в частности, увеличение затрат на оборудование.
Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным бункером применяется для мощных парогенераторов при работе на тощих и малореакционных углях, требующих тонкого помола.
На электростанциях, где жидкое топливо служит для растопки котлов, предназначенных для работы на пылевидном топливе и где поэтому потребление жидкого топлива является периодическим, в тех случаях, когда топливо высоковязкое, чаще всего предусматривается циркуляционная система подачи. Она заключается в том, что подача жидкого топлива производится по замкнутому трубопроводу, идущему до котельной и затем обратно в мазутный резервуар, так что в этом трубопроводе постоянно циркулирует нагретое топливо, которое в необходимые моменты подается к форсункам.
Подготовка включает в себя следующие мероприятия: первичный подогрев для обеспечения вязкости, необходимой при транспортировке; фильтрация; обработка присадками; обессоливание; обеспечение рабочего давления перед сжиганием; подогрев до вязкости, необходимой для оптимальной работы форсунок.
Рис. 1.3. Зависимость вязкости мазутов от температуры: 1 - максимальная допустимая вязкость при сливе мазута 40 и транспортировании мазута винтовыми шестеренчатыми насосами; 2 - то же при транспортиро- вании мазута поршневыми и скальчатыми насосами; 3 - вязкость при сливе мазута 100; 4 - максимальная вязкость для центробежных насосов; 5 - максималь- ная вязкость перед ротационными и паровыми форсунками и в главной циркуляционной системе; 6 – тo же перед пневматическими форсунками высокого и низкого давления; 7 -максимальная вязкость перед механическими форсунками, рекомендуемая вязкость перед паровыми форсунками; 8 - рекомендуемая вязкость перед пневматическими форсунками высокого и низкого давления, а так- же перед центробежными форсунками; 9 - зона рекомендуемых вязкостей перед центробежно-механическими форсунками.
Первичный подогрев для обеспечения вязкости, необходимой при транспортировке. Условия сливных и наливных операций, транспортировки мазутов, а также эффективность работы форсунок определяются вязкостью мазута. Вязкость мазутов в значительной степени зависит от температуры, поэтому необ- ходимо, чтобы мазут был нагрет до определенной температуры в соответствии с условиями его использования. Недогрев топлива ухудшает транспортирование его по трубам, ухудшает качество распыливания; перегрев может привести к испарению, вспениванию, вследствие чего возможно воспламенение топлива в баках, пульсационному режиму работы форсунок, ухудшению работы насосов. На рис. 1.3 приведена номограмма зависимости вязкости некоторых мазу- тов от температуры по ГОСТ 10585-75, здесь же показаны примерные значения вязкости, которые необходимо обеспечивать для оптимальной работы мазутного хозяйства и горелочных устройств. Подогрев мазута в приемной, основной и расходной емкостях (позиции 3, 25 и 21 рис. 1.2) осуществляется змеевиковыми подогревателями и открытым паром. Подогреватели устанавливаются в непосредственной близости от заборных патрубков основных и циркуляционных насосов.
Фильтрация мазута. Для очистки мазута от механических примесей используются фильтры грубой и тонкой очистки. В зависимости от конструкции фильтры бывают щелевые, шариковые и сетчатые. На рис. 1.4 приведена конструкция сетчатого фильтра мазута. Грубые сетчатые фильтры имеют от 5 до 64 отверстий на 1 см2 фильтрующей поверхности, фильтры тонкой очистки - от 64 до 400 отверстий на 1 см2 . Фильтры грубой очистки устанавливаются перед топливными насосами, фильтры тонкой очистки - перед форсунками (см. рис. 1.2). Необходимая степень фильтрации жидкого топлива определяется используемым оборудованием мазутного хозяйства и типом форсуночных устройств. Снижение требований к фильтрации не допускается, минимальный размер отфильтрированных частиц не должен превышать 5 мкм.
Рис. 1.4. Сетчатый фильтр мазута:
1 - штуцер опорожнения; 2 и 6 - днища; 3 - корпус; 4 - продувочный штуцер; 5 - патрубок входа мазута; 7 - фильтрующая сетка; 8 - коллектор продувки сет- ки паром; 9 - патрубок выхода мазута
Обработка присадками и обессоливание. Мазут является очень сложной по химическому составу смесью высокомолекулярных органических, гетероорганических и металлоорганических соединений. В структурном отношении ма- зут представляет собой многофазную дисперсную систему. К частицам дисперсной фазы относятся высокоплавкие парафиновые углеводороды, карбены и карбоиды, твердые минеральные примеси, глобулы воды, газовые пузырьки.
Осаждение частиц дисперсной фазы и образование трудноудаляемых отложений приводит к определенным трудностям на всех стадиях транспортирования, хранения и сжигания мазута. Карбоиды и минеральные примеси вызывают абразивный износ насосов, арматуры и форсунок. Присутствие глобул воды ус- ложняет эксплуатацию мазутного хозяйства, отрицательно влияет на полноту сгорания, дестабилизирует процесс горения и может привести к срыву факела.
Наличие в мазуте вредных примесей вызывает генерацию производных соединений, коррозию и загрязнение рабочих поверхностей, уменьшение теплопере- дачи. Для снижения негативных явлений, возникающих при использовании мазутного топлива, его необходимо подвергать спецобработке на нефтеперегон- ном заводе или непосредственно перед сжиганием. Существуют следующие методы обработки мазута: гидромеханический, физический и химический.
Гидромеханическая обработка ( ГМО) производится в специальных аппаратах (ротационных, струйных, вибрационных и др.), позволяющих создавать тонкодисперсную смесь мазута с вязкими отложениями и с водой. Способ ГМО перспективен при сжигании высокообводненных и крекинг-мазутов. В результате ГМО вода и мазут перемешиваются до микроэмуль- сии. Поскольку температура кипения воды значительно ниже температуры кипения мазута (280...320°С), то при попадании капель мазута в топочную камеру происходит быстрое испарение эмульгированной в топливе воды, приводящее к микровзрыву капель мазута и к их вторичному дроблению. При этом факел более равномерно распределяется в топочном пространстве, возрастает полнота и скорость сгорания, выравнивается температурное поле, снижается максимум температур а зоне горения, вследствие чего на 30…40% уменьшается образование ?термических? оксидов азота. Содержание эмульгированной воды в мазуте рекомендуется 6...12% при дисперсности воды 10...15 мкм.
К физическим методам относится обработка топлива магнитным, электрическим, тепловым и другими физическими полями с целью повышения его дисперсности, стабильности и, в конечном счете, полноты сгорания. Для обессоливания применяют водную промывку мазута. В мазут вводится пресная вода, создается водно-топливная эмульсия, затем промывочная вода, насыщенная солями (в основном щелочных и щелочноземельных металлов), удаляется с помощью центробежных сепараторов. За рубежом ( фирма "Пегролант", США), используется электростатический метод отделения воды непосредственно в топливных емкостях.
Химический метод обработки мазута заключается в использовании присадок. Присадки к мазуту имеют различные назначения.
Депрессорные присадки улучшают текучесть мазута. В качестве депрессантов используют сополимеры этилена с винилацетатом. Диспергирующие присадки препятствуют образованию смолистых отложений, повышают полноту сгорания топлива. В качестве диспергирующих и противодымных присадок используют соединения Мn, Fe, Cr и др. (катализаторы горения), соединения щелочно-земельных металлов Ва и Са, алюмосиликаты. Последние ускоряют процесс термоокислительного крекинга топлива, что положительно влияет на полноту сгорания, снижает коррозионную активность дымовых газов; в энергетике алюмосиликаты пока не используются. Антикоррозионные присадки - это соединения Mg, Al, Si, Fe и др. Они взаимодействуют с коррозионно- и адгезионноактивными компонентами продуктов сгорания (соединениями S, V, Na ) и переводят их в пассивное состояние. При этом на на- ружных поверхностях нагрева котла образуются рыхлые легкоудаляемые отложения, резко снижается скорость коррозии металла. Для котельного топлива используются жидкие присадки ВНИИНП-102 для обработки мазута при его изготовлении, ВНИИНП-106 для обработки мазута в местах потребления, «Полифен» (близок по составу и свойствам к присадке ВНИИНП-106). Эти присадки снижают интенсивность коррозии, уменьшают количество и прочность золовых отложений, снижают вязкость и поверхностное натяжение мазута, связывают атомарный кислород, способствуют выжига- нию тяжелых компонентов, уменьшают коксообразование. На ТЭС применяется также жидкая минеральная присадка ВТИ-4 ст, представляющая собой 10%-ный водный раствор хлористого магния MgCl 2. Она снижает низкотемпературную коррозию, но отложения на поверхностях нагрева трудноудаляемы, и поэтому ряд электростанций отказался от нее.
Присадка, поступающая на электростанцию, выгружается в специальные емкости, где приготавливается рабочий раствор, последний подается в баки хранения жидкой присадки. Из баков насосом-дозатором присадка через фильтры подается на всас мазутных насосов второго подъема (с применением смесителей эжекционного типа) или, как это показано на рис. 1.2, через подогреватель на всас перекачивающих насосов. Дозировка присадок ВНИИНП: 2 ± 0,4кг на одну тонну мазута, присадки ВТИ-4 ст: 0,6 ± 0,1 кг MgCl 2 на тонну мазута, температура контакта 70...90°С.
За рубежом применяют присадки на основе Mg, Mn, Si и Al в виде дисперсий в масле. Обеспечение рабочего давления перед сжиганием. Давление жидкого топлива выбирается, исходя из требуемой дисперсности распыления при необхо- димой единичной производительности форсунки. Давление мазута перед форсунками условно подразделяются на низкое (< 0,7 МПа), среднее (< 3,5 МПа) и высокое (> 3,5 МПа). Необходимое давление достигается использованием насосов различного типа и назначения. Шестеренные насосы типа Ш применяются для перекачивания мазута с температурой до 80°С и используются как циркуляционные и основные насосы в промышленных котельных; подача от 0,22 до 9 м3 /ч, давление от 0,6 до 2,5 МПа.
Винтовые насосы типа ЗВ (трехвинтовые) применяются для перекачивания мазута с температурой до 100°С в мазутных хозяйствах промышленных котельных в качестве основных насосов; подача от 0,45 до 6,84 м 3 /ч, давление от 2,5 до 4 МПа.
Центробежные консольные насосы типа НК для перекачивания мазута с температурой до 80°С применяются на ТЭС как основные насосы и насосы первого подъема, подача от 35 до 560 м 3 /ч, давление от 0,7 до 3,7 МПа.
Для перекачивания мазута с температурой до 200°С как основные и насосы первого подъема применяются на ТЭС центробежные консольные насосы типа НК (подача от 55 до 120 м 3 /ч, давление нагнетания от 0,45 до 1,12 МПа); типа КНК (подача 135 м 3 /ч давление 0,55 МПа); разъемные центробежные консольные насосы типа Н (подача от 36 до 170 м 3 /ч, давление от 1,05 до 3,38 МПа); разъемные двустороннего входа типа НД (подача от 200 до 450 м 3 /ч, давление от 0,6 до 1,0 МПа). Разъемные многосекционные насосы типа НПС применяются на ТЭС в качестве основных. Температура перекачиваемого мазута до 200°С, подача от 35 до 200 м 3 /ч, давление нагнетания от 5 до 7 МПа. В качестве насосов–дозаторов присадок используются насосы типа НД, например, НД-2500/10 с подачей 2,5 м 3 /ч и давлением нагнетания 1,0 МПа.
Подогрев мазута перед форсунками. Перед подачей жидкого топлива в топку оно дополнительно подогревается для обеспечения необходимой вязкости. Температура подогрева мазута определяется маркой мазута и способом распыливания
На тепловых электрических станциях устанавливаются котлы большой паропроизводительности, оборудованные камерными топками
В камерных топках сжигают газообразное топливо без всякой подготовки
При сжигании газообразного топлива имеют место лишь две стадии – подогрев и сгорание. Первичное смесеобразование газа и воздуха осуществляется с помощью горелок, в которых организуется закручивание потока воздуха. Воспламенение газа происходит на поверхности газовой струи и затем распространяется на весь поток
Воздухоподогреватель, теплообменный аппарат для нагревания проходящего через него воздуха. Воздухоподогреватель широко применяют в котельных установках тепловых электростанций и промышленных предприятий, в печных агрегатах промышленности (например, металлургической, нефтеперерабатывающей), в системах воздушного отопления, приточной вентиляции и кондиционирования воздуха.
В качестве теплоносителя используют горячие газообразные продукты сгорания (в котельных и печных установках), водяной пар, горячую воду или электроэнергию (в системах отопления и вентиляции).
По принципу действия Воздухоподогреватель разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных Воздухоподогреватель теплообмен между теплоносителем и нагреваемым воздухом происходит непрерывно через разделяющие их стенки поверхностей нагрева, в регенеративных — теплообмен осуществляется попеременно нагреванием и охлаждением насадок (металлических или керамических) неподвижных или вращающихся поверхностей нагрева Воздухоподогреватель На тепловых электростанциях применяются главным образом трубчатые (стальные и чугунные) рекуперативные Воздухоподогреватель, реже — вращающиеся регенеративные. В металлургической промышленности широко распространены регенеративные Воздухоподогреватель периодического действия с керамической насадкой. Современные металлические Воздухоподогреватель позволяют нагревать воздух до 450—600° С, Воздухоподогреватель с керамической насадкой — до 900—1200°С.
В качестве теплоносителя используют горячие газообразные продукты сгорания (в котельных и печных установках), водяной пар, горячую воду или электроэнергию (в системах отопления и вентиляции).
По принципу действия воздухоподогреватели разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных воздухоподогревателях теплообмен между теплоносителем и нагреваемым воздухом происходит непрерывно через разделяющие их стенки поверхностей нагрева, в регенеративных - осуществляется попеременно нагреванием и охлаждением насадок (металлических или керамических) неподвижных или вращающихся поверхностей нагрева воздухоподогревателя. На тепловых электростанциях применяются главным образом трубчатые (стальные и чугунные) рекуперативные воздухоподогреватели, реже - вращающиеся регенеративные. В металлургической промышленности широко распространены регенеративные Воздухоподогреватели периодического действия с керамической насадкой. Современные металлические воздухоподогреватели позволяют нагревать воздух до 450-600°С, воздухоподогреватели с керамической насадкой - до 900-1200°С.
Рис. 2 - Схема воздухоподогревателя
Основными элементами воздухоподогревателя являются насадка из огнеупорного кирпича и камера сгорания, выполненные под одним кожухом или раздельно. Отопление воздухоподогревателей осуществляется природным, доменным, коксовым газами и их смесями при помощи горелочных устройств, устанавливаемых на входе в камеру горения. Типы горелочных устройств зависят от конструкции камер горения. В выносных и встроенных камерах горения применяют металлические или керамические. В бесшахтных воздухоподогревателях применяют кольцевые горелки, расположенные под куполом.
Воздухоподогреватели работают циклически, чередуя режимы нагрева насадки и ее охлаждения. При работе в режиме нагрева включается вентилятор, открывается отсекающий дроссель и в горелку подается газ. Сжигание газа происходит в длинном факеле, растянутом на всю высоту камеры горения. Под куполом воздухоподогревателя продукты сгорания входят в огнеупорную насадку, нагревают ее и после охлаждения через дымовой клапан удаляются в боров. При работе воздухоподогревателя в режиме дутья отключается подача газа и воздуха, закрываются отсекающий клапан после горелки и дымовой клапан, открывается шибер холодного и клапан горячего дутья.
В этом режиме осуществляется нагрев воздуха в насадке и нагнетание его в тракт горячего дутья. Для непрерывного снабжения доменной печи воздухом каждая печь имеет блок из 3-4 аппаратов. При сохранении цикличности работы каждого аппарата (дутье-нагрев) режим работы блока нагревателей может быть различным. При последовательном режиме воздухоподогревателей поочередно ставятся на дутье. При попарно-параллельном режиме включение "горячего" и отключение "холодного" воздухонагревателей происходят в середине периода "теплого" аппарата.
Применяют различные комбинации режимов. В соответствии с режимом работы блока воздухоподогревателей, строится и система его отопления. Но во всех случаях к конструкциям и режимам работы горелок предъявляются специфические требования, вызванные условиями эксплуатации. Горелки должны обеспечивать сгорание газа до входа продуктов сгорания в насадку, исключать локальные перегревы кладки камеры горения, вызывающие ее выпучивание, трещины, наклоны и обрушения.
Рекуперативные воздухоподогреватели
В таких воздухоподогревателях тепло передаётся от газов к воздуху через металлическую стенку трубы.
Стальные трубчатые воздухоподогреватели (ТВП)
Наибольшее распространение получили в послевоенные годы. Обычно в ТВП от одного до четырёх ходов воздуха. При большем количестве ходов, происходит снижение эффективности.
Чугунные воздухоподогреватели
Чугунные воздухоподогреватели из-за своей громоздкости применяются в крупных котельных агрегатах.
Пластинчатые воздухоподогреватели
Пластинчатые Воздухоподогреватели выполняются из стальных листов толщиной 1,5-2,0 мм, собранных в кубы.
Воздухоподогреватели с промежуточным теплоносителем
Этот вид воздухоподогревателей предназначен для работы в коррозионноопасной зоне, изготавливаются из частично заполненных водой и запаянных с обеих сторон трубок.
Стеклянные воздухоподогреватели
Применяются в котлах сжигающих сернистые топлива (жидкие и твердые). Работа в области температур газов близких к точке росы продуктов сгорания топлива.
Регенеративные воздухоподогреватели
Тепло передаётся металлической насадкой, которая периодически нагревается газообразными продуктами сгорания, после чего переносится в поток воздуха и отдаёт ему аккумулированное тепло. Широко распространены в металлургической промышленности. [1]
Вращающиеся (РВП)
Производство было освоено в 1923 году шведской фирмой «Актиболагет Юнгстрем Ангтурбин». В СССР стали выпускаться с 1959 года Таганрогским заводом «Красный котельщик».
Тягодутьевые аппараты можно разделить на дымососы и дутьевые вентиляторы. Тягодутьевые аппараты не требуют высокой точности регулирования параметров. Производительность тягодутьевых машин ранее регулировалась только при помощи направляющих аппаратов. При этом двигатель дымососа или вентилятора всегда вращается с номинальной скоростью, а энергия, которую он потребляет, растрачивается на преодоление потоком воздуха дополнительного сопротивления, создаваемого направляющими аппаратами. В то же время, как показывает практика, среднегодовая производительность дымососов и вентиляторов не превышает 80% от номинальной производительности. Установка преобразователя частоты на тягодутьевых аппаратах, позволяет экономить не менее 50% потребляемой электроэнергии от номинальной.
Тягодутьевые машины потребляют около 60% электроэнергии собственных нужд котельных цехов. Поэтому регулирование их режимных параметров оказывает существенное влияние на мощность и экономичность работы котельных установок. Использование частотно-регулируемых приводов позволяет решать задачу согласования режимных параметров и энергопотребления тягодутьевых механизмов с изменяющимся характером нагрузки котлов.
Основным назначением тягодутьевых механизмов и водогрейных котлов является поддержание оптимального режима горения в топке котла. Под понятием оптимального режима здесь подразумевается поддержание оптимального соотношения "топливо-воздух"; и создание наиболее благоприятных условий для полного сгорания топлива. Для выполнения этого условия необходимо с одной стороны подать нужное количество воздуха в топку - с другой с заданной интенсивностью извлекать из неё продукты горения.
Применение преобразователей частоты для управления вентилятора подачи воздуха в топку, а так же вентилятора дымососа позволяет не только эффективно решать эту задачу, но и автоматизировать этот процесс наиболее полно и эффективно.
Как правило, система регулирования дымососа должна поддерживать заданную величину раз Подача топлива в топку котла для сохранения баланса между подводом тепла и отводом его выполняет существующая система управления производительностью котлоагрегата, регулирующая подачу топлива. С его увеличением увеличивается подача воздуха в топку котла и электропривод дымососа должен увеличить отсасывающий объём продуктов горения. Таким образом, связь между системами регулирования вентилятора и дымососа осуществляется через топку котла. ряжения в топке котла независимо от производительности котлоагрегата.
Поскольку график нагрузки отопительной котельной достаточно неравномерный, уменьшение производительности, как вентилятора, так и дымососа позволит сэкономить до 70% электроэнергии, идущей на приведение в действие этих механизмов.
Выброс дымовых газов в атмосферу является наиболее опасным воздействием тепловой электростанции на окружающую природу. Для улавливания золы из дымовых газов после дутьевых вентиляторов устанавливают фильтры различных типов (циклоны, скрубберы, электрофильтры, рукавные тканевые фильтры), задерживающие 90—99 % твердых частиц. Однако для очистки дыма от вредных газов они непригодны. За рубежом, а в последнее время и на отечественных электростанциях (в том числе газо-мазутных), устанавливают системы десульфуризации газов известью или известняком (т. н. deSOx) и каталитического восстановления оксидов азота аммиаком (deNOx). Очищенный дымовой газ выбрасывается дымососом в дымовую трубу, высота которой определяется из условий рассеивания оставшихся вредных примесей в атмосфере.
Дымовые газы, образующиеся в процессе сжигания сернистых топлив, содержат окислы серы при относительно невысокой концентрации (менее 0,3%). Удаление такого слабореакционного газа, каким является SО2 при низких концентрациях, связано с необходимостью сооружения дорогостоящих очистительных устройств; стоимость установленного 1 кВт при этом может возрастать на 30—40%, а себестоимость вырабатываемой энергии может возрастать на 15—20%.
Простейшим и наиболее дешевым способом очистки является использование извести СаО или известняка СаСО3 (рис. а).
Рис а. Известковый способ очистки дымовых газов от SО2:
1 — абсорбер; 2 — фильтр; 3 — отстойник; 4 — аэратор; 5 — шламовый насос; 6 — воздуходувка; 7 — очищаемые дыгловые газы; 8 — очищенные дымовые газы; 9 — речная вода; 10 — известковое молоко; 11 — ввод сернокислого марганца; 12 — сброс шлама; 13 — сброс очищенной воды в реку;
Очищаемый газ промывается в скруббере водой с добавкой известкового молока. С целью обеспечения возможности сброса отработавшей воды в реку перед отстойником добавляется раствор сернокислого марганца, который способствует образованию сульфата кальция. Окисление производится в отстойнике, куда подается воздух. Шлам из отстойника задерживается на фильтре. При очистке по этому способу не предусматривается получение продуктов, пригодных к реализации.
Значительное распространение имеет сульфитный способ очистки от окислов серы (рис. б), который происходит при низкой температуре (примерно 40 °С) по реакции
Na2SО3 + SО2 + Н2О = 2NaНSО3.
Эта реакция обратима.
Рис б . Сульфитный способ очистки дымовых газов от SО2:
1 — сажеуловитель; 2 — байпас; 3 — скруббер; 4 — подача щелочи; 5 —подача пара; 6 — кристаллизатор; 7 — возврат; 8 — сепаратор соли; 9 — конденсатор; 10 — SО2 на производство Н2SО4; 11 — отбор соли; 12 — подача реагента на скруббер; 13 — емкость для приготовления реагента; 14 — установка для производства Н2SО4;
После очистки раствор сульфит-бисульфита натрия поступает в испаритель-кристаллизатор, где при нагреве его до 110°С происходит разложение бисульфита на сульфит натрия и двуокись серы (обратная реакция). Выпар, состоящий из смеси двуокиси серы с парами воды, охлаждается для конденсации паров воды и подается на компримирование в качестве товарного продукта.
Образовавшийся в виде кристаллов сульфит натрия окисляется до сульфата натрия и выводится из системы, другая часть в виде раствора направляется снова в абсорбер.
Степень очистки дымовых газов от SО2 достигает при этом способе 90%.
Достаточно близким к сульфитному является аммиачно-циклический способ очистки дымовых газов от SО2, при котором в газе, охлажденном до 30 — 35 °С, происходит реакция с раствором сульфита аммония:
SO2 + (NH4)2SО3 + Н2O = 2МН4НSО3.
Полученный раствор бисульфита подается в регенератор, где подвергается нагреванию до кипения, вследствие чего реакция смещается влево с выделением SО2 и сульфита аммония. После охлаждения раствор подается повторно для улавливания SО2.
Рис в . Сухая очистка дымовых газов от SО2 с помощью активированной окиси марганца :
1 — адсорбер; 2 — отделитель пыли; 3 — регенератор; 4 — реактор для получения гипса.
Часть регенерированного раствора направляется на выпарку под вакуум; из раствора выделяется сульфат аммония, образовавшийся при частичном окислении SO2 в SО3.
Выделение других солей побочных реакций может быть осуществлено в автоклаве. При нагревании подаваемого в автоклав регенерированного раствора примерно до 140 °С происходит разложение сульфит-бисульфитных солей с образованием сульфата аммония и серы по реакции
(NН)2SO3 + 2МН4НSO3 = 2(NH)2SО4 + S + Н2O.
Получаемая сера является дополнительным товарным продуктом этого способа.
Выбор типа сероулавливающей установки должен производиться на основании технико-экономического расчета. Сравниваемые варианты должны приводиться к одинаковой концентрации SО2 на уровне дыхания. Если сравниваемые варианты дают разную степень очистки, приведение к одинаковой концентрации вредностей на уровне дыхания выполняется за счет различной высоты дымовых труб. Выбор варианта сероочистки для той или иной ТЭС зависит от большого количества параметров: концентрации SO2 в дымовых газах, мощности ТЭС, характера нагрузки и других факторов и осуществляется по минимуму расчетных затрат.
В табл. 1 приводятся результаты, технико-экономического сравнения аммиачно-циклического и магнезитового способов очистки от сернистого ангидрида на ГРЭС мощностью 1200МВт, спроектированной для работы на низкокалорийном (Qнр = 10,9 МДж/кг) высокосернистом (SР = 3,68%) буром угле. Степень улавливания SО2 в обоих способах принята равной 94%. Температура поступающих на сероочистку газов равна 140°С, после сероочистки 28 °С. Исходная стоимость (без очистки) установленного 1 кВт — 150 руб., себестоимость электроэнергии 1 коп/(кВт-ч) в ценах 1990 года.
Таблица 1. Результаты технико-экономического сравнения способов очистки дымовых газов от сернистого ангидрида
| Показатели | Способы | |
| аммиачно-циклический | магнезитовый | |
| Капитальные затраты на очистку, млн. руб. | 110 | 110 |
| Капитальные затраты на получение Н2SО4 на химических заводах, млн. руб. | 56 | 64 |
| Удельные капитальные затраты на очистку, руб/кВт | 45 | 38,5 |
| Удорожание 1 кВт установленной мощности, % | 30 | 25,7 |
| Стоимость товарной продукции (Н2SO4, сульфат аммония, сера), млн. руб/год | 18,7 | 15,3 |
| Общие годовые эксплуатационные расходы за вычетом реализации, млн. руб/год | 8,48 | 7,53 |
| Удорожание 1 кВт -ч электроэнергии, % | 10,7 | 9,5 |
| Расчетные затраты, млн. руб/год | 16,59 | 14,44 |
Из таблицы видно, что даже с учетом реализации серной кислоты и других побочных химических продуктов увеличение капитальных затрат и стоимости энергии за счет сероочистки оказывается весьма высоким. Расчетные затраты у магнезитного способа оказываются несколько меньшими, что свидетельствует о большой его экономической эффективности для данных конкретных условий по сравнению с аммиачно-циклическим способом.
В таблице 2 приведены ориентировочные данные по экономической оценке глубокого обессеривания сернистой нефти до содержания серы в котельном топливе на уровне 0,5%.
Таблица 2. Экономическое сравнение различных способов снижения выбросов серы на ТЭС
|
Место установки |
Способ снижения выбросов серы | Затраты на 1 т мазута, руб. | |||
| эксплуатационные | капитальные | расчетные | на устранение коррозии | ||
| НПЗ* | Гидрокрекинг мазута в кипящем слое | 7,8 | 32,7 | 12,7 | __ |
| НПЗ | Гидроочистка вакуумного газойля с гидрокренгом гудрона | 6,9 | 31,7 | 11,6 | — |
| НПЗ | Гидроочистка вакуумного газойля и термоконтактный крекинг | 4,1 | 30,0 | 8,6 | _ |
| ТЭС | Газификация мазута с трикалийфосфатной очисткой | 1,4 | 16,7 | 3,9 | — |
| ТЭС | Очистка дымовых газов магнезитовым способом | 1,7 | 16,0 | 4,2 | 2,0 |
* НПЗ — нефтеперерабатывающий завод.
При сухих способах сероочистки в качестве адсорбента применяются окиси алюминия, марганца, железа, калия, активированный уголь, полукокс.
На рис. в показана схема сухой очистки дымовых газов от SО2 активированной окисью марганца. Окись марганца получается путем обработки сульфата магния аммиаком по реакции
МnSО4 + 2NН3 + Н2О + О2 = МпО2 + (МН4)2SO4;
Тонко размолотая окись марганца подается в дымовые газы, где реагирует с SО2 с образованием сульфата марганца. Часть абсорбента, выделенная в пылеуловителях, возвращается на очистку дымовых газов, другая идет на регенерацию. Образующийся при регенерации сульфат аммония может использоваться в качестве удобрения. Степень очистки от SО2 по данному сухому способу составляет около 90%. Вследствие больших потерь адсорбента эксплуатационные затраты при сухих способах очистки обычно оказываются выше, чем при мокрых. В отличие от продуктов сгорания в котлах, где сера содержится в виде окислов SО2 и SО3, при переработке топлива с целью снижения содержания в нем серы как на нефтеперерабатывающих заводах, так и на теплоэлектрических станциях ТЭС обычно получается сероводород Н2S.
Сероводород довольно хорошо абсорбируется. Эффективными абсорбентами являются моно- и диэтаноламины. При абсорбции сероводорода, идущей при температуре 30 — 50°С, происходит образование химических соединений по реакции
RNH2 + Н2S = RNH2НS;
При температуре 105°С реакция идет в обратном направлении с образованием этаноламинов и выделением сероводорода. Регенерированный раствор направляется обратно в абсорбер. На рис. 4 показана схема очистки газа, содержащего Н2S, моноэтаноламином. Извлечение из газа сероводорода и попутно некоторого количества двуокиси углерода происходит в противоточном абсорбере, где сорбент насыщается Н2S и СО2 и затем направляется в отгонную колонну, в которой производится регенерация раствора при кипении его в нижней части колонны. Эффективность очистки газа от сероводорода при таком способе может достигать 99%.
Рис. 4. Схема очистки горючего газа от Н2S.
1 — абсорбер; 2 — отгонная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4 — холодильник; 5 — конденсатор; 6 — паровой подогреватель; 7 — сепаратор; 8 — насос.
Абсорбция сероводорода может быть также проведена растворами солей щелочных металлов. Газ промывается раствором в противоточном абсорбере, где происходит реакция поглощения сероводорода. Регенерируется раствор продувкой сжатым воздухом. Подача воздуха приводит к понижению концентрации сероводорода в растворе. Некоторые преимущества имеет вакуумный вариант процесса. Полнота извлечения составляет около 90%. Имеется большое количество других способов мокрой очистки газов от сероводорода (фенолятный, гликольаминовый, фосфатный и др.).
Несмотря на простоту и эффективность мокрых способов очистки горючего газа от сероводорода, все они требуют охлаждения газа до комнатной температуры, что связано с дополнительными тепловыми потерями. Некоторые перспективы могут иметь при этом сухие способы очистки при высокой температуре газа. Для этого может быть использована железная руда. При контакте сероводорода гидроокись железа переходит в сульфид железа. Образующиеся ферросульфиды регенерируются потом в процессе выжига в присутствии водяного пара с образованием элементарной серы. Поскольку содержание сероводорода H2S в горючем газе достаточно велико, его улавливание происходит более эффективно, чем улавливание SO2, большинство способов очистки газов от H2S являются рентабельными.
На современных электростанциях дымовые трубы сооружаются высотой 80, 100, 120,150, 180, 200, 250, 320 м.
а) Труба из монолитного железобетона показана на рисунке 4.27.
Железобетонный ствол трубы имеет коническую форму. Толщина стенок вверху 160÷200 мм, внизу 800-1000 мм. Для защиты стенок трубы от температурного и химического воздействия дымовых газов труба футеруется изнутри обычным (красным) или кислотоупорным кирпичом. Пробор между оболочкой трубы либо заполняется теплоизоляционным материалом, либо вентилируется.
б) Многоствольные дымовые трубы с железобетонной оболочкой показана на рисунке 4.28.
Пространство между стволами вентилируется. В нём устраивается лифт и площадки для осмотра. Металлические дымовые трубы изнутри защищаются от агрессии кислой среды – труба изнутри покрывается слоем металла, не подверженного коррозии.
Люди также интересуются этой лекцией: 8 Агностицизм.
