Применение непроектного топлива на угольных ТЭЦ
|
Реферат
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Материалы и методы 11
1.1 Характеристики топлив 11
1.2 Методика определения склонности топлив к шлакованию 12
1.3 Метод термогравиметрического анализа 14
1.4 Описание котельных агрегатов 17
1.5 Методика расчёта расхода топлива котельного агрегата 22
2 Экспериментальная и расчетная часть 23
2.1 Определение оптимальных соотношений углей для сжигания в котельных
агрегатах 23
2.2 Предварительная оценка склонности к шлакованию топлив 24
2.2.1 Оценка склонности к шлакованию бородинского угля 24
2.2.2 Оценка склонности к шлакованию балахтинского угля 26
2.2.3 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 50%
бородинского и 50% балахтинского угля 28
2.2.4 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 60%
бородинского и 40% балахтинского угля 31
2.2.5 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 70%
бородинского и 30% балахтинского угля 34
2.2.6 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 80%
бородинского и 20% балахтинского угля 37
2.2.7 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 90%
бородинского и 10% балахтинского угля 40
2.3 Характеристики горения топливных смесей в неизотермических условиях 46
2.4 Расчёт расхода топлива котельного агрегата при горении топливных
смесей 51
3 Технические решения при переходе на сжигание непроектных топлив 53
3.1 Разработка решений по уменьшению шлакования 53
3.2 Хранение топлив 54
3.3 Способы организации смешения 56
4 Технико-экономическое обоснование перехода на непроектные топлива 57
4.1 Краткая характеристика методики обоснования перехода непроектного топлива 57
4.2 Результаты методики обоснования по переводу ТЭЦ на сжигание другого
угля 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 62
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Материалы и методы 11
1.1 Характеристики топлив 11
1.2 Методика определения склонности топлив к шлакованию 12
1.3 Метод термогравиметрического анализа 14
1.4 Описание котельных агрегатов 17
1.5 Методика расчёта расхода топлива котельного агрегата 22
2 Экспериментальная и расчетная часть 23
2.1 Определение оптимальных соотношений углей для сжигания в котельных
агрегатах 23
2.2 Предварительная оценка склонности к шлакованию топлив 24
2.2.1 Оценка склонности к шлакованию бородинского угля 24
2.2.2 Оценка склонности к шлакованию балахтинского угля 26
2.2.3 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 50%
бородинского и 50% балахтинского угля 28
2.2.4 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 60%
бородинского и 40% балахтинского угля 31
2.2.5 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 70%
бородинского и 30% балахтинского угля 34
2.2.6 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 80%
бородинского и 20% балахтинского угля 37
2.2.7 Оценка склонности к шлакованию угольной смеси из 90%
бородинского и 10% балахтинского угля 40
2.3 Характеристики горения топливных смесей в неизотермических условиях 46
2.4 Расчёт расхода топлива котельного агрегата при горении топливных
смесей 51
3 Технические решения при переходе на сжигание непроектных топлив 53
3.1 Разработка решений по уменьшению шлакования 53
3.2 Хранение топлив 54
3.3 Способы организации смешения 56
4 Технико-экономическое обоснование перехода на непроектные топлива 57
4.1 Краткая характеристика методики обоснования перехода непроектного топлива 57
4.2 Результаты методики обоснования по переводу ТЭЦ на сжигание другого
угля 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 62
Согласно указу президента Российской Федерации “О Стратегии научнотехнологического развития Российской Федерации” от 1 декабря 2016 года, в ближайшие 10-15 лет приоритетами научно-технологического развития следует считать те направления, которые позволят достичь результатов в научнотехнической области и создать технологии, обеспечивающие в частности переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике [1].
Ближайшие десятилетия развитие энергетики нашей страны будет также связано с использованием природного топлива: газа и угля. На территории Сибирского природного региона будут разрабатываться угольные месторождения, и большая часть теплоэлектростанций будет работать на твёрдом топливе [2], поэтому для достижения экологичности и ресурсосбережения необходимо использовать более энергоёмкие сорта углей, содержащие в себе меньше золы и веществ, образующих вредные выбросы.
При переходе на другие виды углей, важно знать, что на этапе проектирования ТЭС выбирается уголь определённых месторождений (чаще близлежащих), его называют проектным. Всё оборудование и установки станции выбраны согласно показателям этого топлива, поэтому использование углей других сортов и месторождений может создать сложности при работе станции из-за различия состава.
Использование смесей из близких по характеристикам углей широко используется в мировой практике, в основном, для поддержания качества товарного топлива. В европейских странах сжигают смеси из различающихся по параметрам и свойствам углей, добытых на разных континентах. Смеси готовят на угольных складах портов и на самих станциях. Качество определяется целью применения и степенью отличия друг от друга характеристик используемых углей.
Традиционно на большинство отечественных ТЭС уголь поставляется от нескольких поставщиков и отправляется на сжигание попеременно или в виде 5
неконтролируемой смеси. Подготовка однородной смеси практикуется редко из- за отсутствия современного оборудования для усреднения на угольных складах или оперативного контроля качества поступающего угля. Но качественное усреднение возможно с использованием имеющегося оборудования при наличии системы оперативного входного контроля и закладки штабеля, или раздельного складирования углей разных поставщиков [3].
Применение смесей позволяет промышленности повысить унификацию оборудования и стабильность обеспечения топливом, а на ТЭЦ добиться преимуществ как в техническом, так и экологическом и экономическом планах:
• увеличение количества применимых углей и уменьшение зависимости от конкретного поставщика;
• решения проблем выбросов вредных веществ за счёт использования угля с низким содержанием серы, меньшей зольностью без значительных вложений;
• добавление дешёвого угля или имеющего большую теплоту сгорания при сравнимой стоимости для снижения затрат;
• улучшения работы оборудования за счёт использования более качественного топлива, если на низкосортном топливе она была не оптимальна.
Реализованные на практике преимущества сжигания смесей весьма значительны, и ожидается расширение их применения.
При этом применение не сжигаемых ранее смесей на ТЭС может ухудшить условия шлакования, хранения, размола и выгорания. Как известно, состав углей разнится между месторождениями, внутри одного бассейна в разных местах добычи, так и в одном месте добычи в течении его выработки. Изменяется элементный состав, содержание влаги, зольности, теплота сгорания, а также содержание минеральной части. При повышении влаги, требуется больший расход сушильного агента, при повышении зольности - повышается расход и мощность дымососов, нагрузка на золоуловитель, возможен занос конвективной части, а в случае различия теплоты сгорания изменяется показатели котельного агрегата. А минеральная часть влияет на абразивные и шлакующие свойства топлив.
Существенное изменение свойств угля или характеристик требуемого дополнительного оборудования приводит к реконструкции котельного цеха, а, следовательно, к повышению капитальных вложений для перехода на сжигание непроектного угля, поэтому целесообразнее выбирать для перехода топлива, наиболее схожие с проектным или добавлять их в определённой пропорции для схожести параметров.
Более существенного сокращения выбросов парниковых газов, оксидов азота и оксидов серы можно добиться при сжигании на ТЭЦ биомассы, это может быть сама древесина так и кородревесные отходы.
Кроме угля Красноярский край богат древесиной, которая поступает для получения различной продукции на более 300 деревообрабатывающих предприятий, например, ООО «Енисейский ЦБК», АО «Красноярский ДОК», ОАО «Лесосибирский ЛДК № 1», ООО «Енисейский фанерный комбинат», после которых остаётся большое количество древесных отходов, которые являются биотопливом и для утилизации могут быть включены в топливноэнергетический комплекс.
Но переход на полное сжигание биотоплива на ТЭС затрудняется: большими капиталовложениями, связанными с тем, что большинство теплоэнергетического оборудования предназначено для работы на твёрдом ископаемом топливе, сложностью стабильного обеспечения биотопливом ТЭС, близким расположением огромных угольных запасов.
Наиболее удобным решением этих трудностей является совместное сжигании угля с биомассой. В настоящее время используются следующие технологии сжигания биомассы с углём:
• совместное сжигание угля и биомассы в топке котла;
• совместное сжигание угля и генераторного газа, полученного при газификации биомассы;
• сжигание угля и отдельно биомассы в котлах, стоящих в непосредственной близости.
При совместном сжигании смесеобразование осуществляется на топливном складе, дальше топливная смесь транспортируется конвейером в дробилки, а затем в топливные бункера и мельничные устройства. Для получения генераторного газа биомасса загружается в газогенератор. В третьем случае для сжигания угля и биотоплива используются разные топливные конвейеры и котлы.
В первом случае основные трудности связаны в топливоподготовке древесного биотоплива и в процессе его горения совместно с углём. Из-за высокой влажности и сложности тонкого измельчения древесина может не успеть сгореть в топочной камере. Это подтвердили в своём исследовании авторы из Иркутского национального исследовательского института на котле БКЗ-320-140 ПТ-5 Иркутской ТЭЦ-6, проектным топливом которого является бородинский уголь. Во время испытаний они сжигали смесь из кородревесных отходов (КДО) в виде плоской щепы 30-120 мм, шириной 5-20 мм и толщиной 2-10 мм и ирбейского угля. КДО имело следующие рабочие характеристики: W’ = 25-40%, Ad = 0,25-1,3%, Vdaf = 87%, Q[ = 2600-3300 ккал/кг,
Sd = 0,047%. Ирбейский уголь имел следующие рабочие характеристики: W’ = 27-29%, Ad = 7,5%, Vdaf = 46,5%, Q[ - 4000-4150 ккал/кг, Sd = 0,25%.
Котёл оснащён четырьмя молотковыми мельницами с отдельным бункером пыли. Подача КДО осуществлялась через сбросную горелку, или муфельную горелку, или одновременно через сбросную и муфельную. Было выявлено более позднее воспламенение топлива из-за крупности размеров КДО (4).
Поэтому необходимо проводить топливоподготовку биомассы с целью снижения влажности и количества летучих элементов. Воздействовать можно как механически, так и за счёт высоких температур. Возможно производить пеллеты, топливные брикеты и подобные продукты за счёт механического воздействия. Под высокотемпературным воздействием понимается торрефикация (200-300 °C), пиролиз (400-600 °C) и газификация (свыше 600 °C)
Отходы от деревообрабатывающей промышленности - обычное сырьё для производства пеллет. Такое биотопливо имеет высокую плотность с содержанием влаги менее 10% и теплотой сгорания 3800-4700 ккал/кг. Гранулы имеют почти одинаковый размер, что дает преимущество в компактном хранении и автоматизации подачи к топке котла. За 2016 год на мировом рынке продано 16,5 млн. тонн пеллет. В основном потребляющими пеллеты являются Европейские страны такие как Великобритания, Нидерланды, Дания, Бельгия и Г ермания. Для производства биоэнергии используют древесные гранулы в таких странах как Китай, Япония, Германия, Великобритания и Нидерланды. В Индии существуют успешные разработки по получению электроэнергии из биомассы. В качестве биомассы применяются опилки, солома, лузга и т.п. [5]. В Китае 80% производства тепловой и электроэнергии производится путем сжигания угля. Для снижения вредных выбросов таких как CO2, NOx, SOx и других применяют способ частичного добавления углеродно-нейтрального топлива такого как кукурузная солома [6].
В России опыт применения лузги в качестве добавочного топлива был исследован при сжигании в котле ТП-14А Кумертауской ТЭЦ АО «СЭГК» г. Кумертау Республики Башкортостан. Котел ТП-14А оборудован системой «НТВ-технология» для сжигания топлива в низкотемпературном вихре, проектное топливо является бурый уголь Тюльганского месторождения с калорийностью 1500-1700 ккал/кг, выход летучих 65,2%. Низкие топливные характеристики этого угля подтолкнули к проведению испытаний по сжиганию непроектного топлива в виде лузги подсолнечника. Лузга подсолнечника имеет низшую теплоту сгорания, равную 4000-4200 ккал/кг, выход летучих составил 69,5%. Испытания проводили на двух котлах с добавлением 15%, 23%, 32% и 39% лузги к углю. По результатам испытаний было отмечено, что применение лузги с подсветкой природным газом является перспективным направлением для повышения эффективности работы ТЭС. Необходимо проводить модернизацию системы топливоподачи для сжигания биотоплива [7].
В настоящее время не разработаны технологии, позволяющие обеспечить рациональное хранение биомассы на топливном складе и её доставку непосредственно со склада до котельного цеха. Нет описанных способов равномерного измельчения древесины до размеров, обеспечивающих стабильный режим горения и способов однородного смешения с углём.
Обобщив вышесказанное, можно отметить, что для перехода к ресурсосберегающей и экологически безопасной энергетике возможно использовать топливные смеси на основе углей так как возле крупных городов Красноярского края расположены большие угольные месторождения. Для осуществления перехода теплоэлектростанций на непроектные топлива необходимо провести расчётно-аналитические оценки показателей и свойств топлив:
• теплотехнических показателей;
• характеристик топлива и золы, влияющих на выбросы вредных веществ, золоулавливание и золошлакоудаление;
• шлакующих и загрязняющих свойства;
• абразивных свойств;
• склонности к самовозгоранию;
• сыпучести;
• смерзаемости.
Ближайшие десятилетия развитие энергетики нашей страны будет также связано с использованием природного топлива: газа и угля. На территории Сибирского природного региона будут разрабатываться угольные месторождения, и большая часть теплоэлектростанций будет работать на твёрдом топливе [2], поэтому для достижения экологичности и ресурсосбережения необходимо использовать более энергоёмкие сорта углей, содержащие в себе меньше золы и веществ, образующих вредные выбросы.
При переходе на другие виды углей, важно знать, что на этапе проектирования ТЭС выбирается уголь определённых месторождений (чаще близлежащих), его называют проектным. Всё оборудование и установки станции выбраны согласно показателям этого топлива, поэтому использование углей других сортов и месторождений может создать сложности при работе станции из-за различия состава.
Использование смесей из близких по характеристикам углей широко используется в мировой практике, в основном, для поддержания качества товарного топлива. В европейских странах сжигают смеси из различающихся по параметрам и свойствам углей, добытых на разных континентах. Смеси готовят на угольных складах портов и на самих станциях. Качество определяется целью применения и степенью отличия друг от друга характеристик используемых углей.
Традиционно на большинство отечественных ТЭС уголь поставляется от нескольких поставщиков и отправляется на сжигание попеременно или в виде 5
неконтролируемой смеси. Подготовка однородной смеси практикуется редко из- за отсутствия современного оборудования для усреднения на угольных складах или оперативного контроля качества поступающего угля. Но качественное усреднение возможно с использованием имеющегося оборудования при наличии системы оперативного входного контроля и закладки штабеля, или раздельного складирования углей разных поставщиков [3].
Применение смесей позволяет промышленности повысить унификацию оборудования и стабильность обеспечения топливом, а на ТЭЦ добиться преимуществ как в техническом, так и экологическом и экономическом планах:
• увеличение количества применимых углей и уменьшение зависимости от конкретного поставщика;
• решения проблем выбросов вредных веществ за счёт использования угля с низким содержанием серы, меньшей зольностью без значительных вложений;
• добавление дешёвого угля или имеющего большую теплоту сгорания при сравнимой стоимости для снижения затрат;
• улучшения работы оборудования за счёт использования более качественного топлива, если на низкосортном топливе она была не оптимальна.
Реализованные на практике преимущества сжигания смесей весьма значительны, и ожидается расширение их применения.
При этом применение не сжигаемых ранее смесей на ТЭС может ухудшить условия шлакования, хранения, размола и выгорания. Как известно, состав углей разнится между месторождениями, внутри одного бассейна в разных местах добычи, так и в одном месте добычи в течении его выработки. Изменяется элементный состав, содержание влаги, зольности, теплота сгорания, а также содержание минеральной части. При повышении влаги, требуется больший расход сушильного агента, при повышении зольности - повышается расход и мощность дымососов, нагрузка на золоуловитель, возможен занос конвективной части, а в случае различия теплоты сгорания изменяется показатели котельного агрегата. А минеральная часть влияет на абразивные и шлакующие свойства топлив.
Существенное изменение свойств угля или характеристик требуемого дополнительного оборудования приводит к реконструкции котельного цеха, а, следовательно, к повышению капитальных вложений для перехода на сжигание непроектного угля, поэтому целесообразнее выбирать для перехода топлива, наиболее схожие с проектным или добавлять их в определённой пропорции для схожести параметров.
Более существенного сокращения выбросов парниковых газов, оксидов азота и оксидов серы можно добиться при сжигании на ТЭЦ биомассы, это может быть сама древесина так и кородревесные отходы.
Кроме угля Красноярский край богат древесиной, которая поступает для получения различной продукции на более 300 деревообрабатывающих предприятий, например, ООО «Енисейский ЦБК», АО «Красноярский ДОК», ОАО «Лесосибирский ЛДК № 1», ООО «Енисейский фанерный комбинат», после которых остаётся большое количество древесных отходов, которые являются биотопливом и для утилизации могут быть включены в топливноэнергетический комплекс.
Но переход на полное сжигание биотоплива на ТЭС затрудняется: большими капиталовложениями, связанными с тем, что большинство теплоэнергетического оборудования предназначено для работы на твёрдом ископаемом топливе, сложностью стабильного обеспечения биотопливом ТЭС, близким расположением огромных угольных запасов.
Наиболее удобным решением этих трудностей является совместное сжигании угля с биомассой. В настоящее время используются следующие технологии сжигания биомассы с углём:
• совместное сжигание угля и биомассы в топке котла;
• совместное сжигание угля и генераторного газа, полученного при газификации биомассы;
• сжигание угля и отдельно биомассы в котлах, стоящих в непосредственной близости.
При совместном сжигании смесеобразование осуществляется на топливном складе, дальше топливная смесь транспортируется конвейером в дробилки, а затем в топливные бункера и мельничные устройства. Для получения генераторного газа биомасса загружается в газогенератор. В третьем случае для сжигания угля и биотоплива используются разные топливные конвейеры и котлы.
В первом случае основные трудности связаны в топливоподготовке древесного биотоплива и в процессе его горения совместно с углём. Из-за высокой влажности и сложности тонкого измельчения древесина может не успеть сгореть в топочной камере. Это подтвердили в своём исследовании авторы из Иркутского национального исследовательского института на котле БКЗ-320-140 ПТ-5 Иркутской ТЭЦ-6, проектным топливом которого является бородинский уголь. Во время испытаний они сжигали смесь из кородревесных отходов (КДО) в виде плоской щепы 30-120 мм, шириной 5-20 мм и толщиной 2-10 мм и ирбейского угля. КДО имело следующие рабочие характеристики: W’ = 25-40%, Ad = 0,25-1,3%, Vdaf = 87%, Q[ = 2600-3300 ккал/кг,
Sd = 0,047%. Ирбейский уголь имел следующие рабочие характеристики: W’ = 27-29%, Ad = 7,5%, Vdaf = 46,5%, Q[ - 4000-4150 ккал/кг, Sd = 0,25%.
Котёл оснащён четырьмя молотковыми мельницами с отдельным бункером пыли. Подача КДО осуществлялась через сбросную горелку, или муфельную горелку, или одновременно через сбросную и муфельную. Было выявлено более позднее воспламенение топлива из-за крупности размеров КДО (4).
Поэтому необходимо проводить топливоподготовку биомассы с целью снижения влажности и количества летучих элементов. Воздействовать можно как механически, так и за счёт высоких температур. Возможно производить пеллеты, топливные брикеты и подобные продукты за счёт механического воздействия. Под высокотемпературным воздействием понимается торрефикация (200-300 °C), пиролиз (400-600 °C) и газификация (свыше 600 °C)
Отходы от деревообрабатывающей промышленности - обычное сырьё для производства пеллет. Такое биотопливо имеет высокую плотность с содержанием влаги менее 10% и теплотой сгорания 3800-4700 ккал/кг. Гранулы имеют почти одинаковый размер, что дает преимущество в компактном хранении и автоматизации подачи к топке котла. За 2016 год на мировом рынке продано 16,5 млн. тонн пеллет. В основном потребляющими пеллеты являются Европейские страны такие как Великобритания, Нидерланды, Дания, Бельгия и Г ермания. Для производства биоэнергии используют древесные гранулы в таких странах как Китай, Япония, Германия, Великобритания и Нидерланды. В Индии существуют успешные разработки по получению электроэнергии из биомассы. В качестве биомассы применяются опилки, солома, лузга и т.п. [5]. В Китае 80% производства тепловой и электроэнергии производится путем сжигания угля. Для снижения вредных выбросов таких как CO2, NOx, SOx и других применяют способ частичного добавления углеродно-нейтрального топлива такого как кукурузная солома [6].
В России опыт применения лузги в качестве добавочного топлива был исследован при сжигании в котле ТП-14А Кумертауской ТЭЦ АО «СЭГК» г. Кумертау Республики Башкортостан. Котел ТП-14А оборудован системой «НТВ-технология» для сжигания топлива в низкотемпературном вихре, проектное топливо является бурый уголь Тюльганского месторождения с калорийностью 1500-1700 ккал/кг, выход летучих 65,2%. Низкие топливные характеристики этого угля подтолкнули к проведению испытаний по сжиганию непроектного топлива в виде лузги подсолнечника. Лузга подсолнечника имеет низшую теплоту сгорания, равную 4000-4200 ккал/кг, выход летучих составил 69,5%. Испытания проводили на двух котлах с добавлением 15%, 23%, 32% и 39% лузги к углю. По результатам испытаний было отмечено, что применение лузги с подсветкой природным газом является перспективным направлением для повышения эффективности работы ТЭС. Необходимо проводить модернизацию системы топливоподачи для сжигания биотоплива [7].
В настоящее время не разработаны технологии, позволяющие обеспечить рациональное хранение биомассы на топливном складе и её доставку непосредственно со склада до котельного цеха. Нет описанных способов равномерного измельчения древесины до размеров, обеспечивающих стабильный режим горения и способов однородного смешения с углём.
Обобщив вышесказанное, можно отметить, что для перехода к ресурсосберегающей и экологически безопасной энергетике возможно использовать топливные смеси на основе углей так как возле крупных городов Красноярского края расположены большие угольные месторождения. Для осуществления перехода теплоэлектростанций на непроектные топлива необходимо провести расчётно-аналитические оценки показателей и свойств топлив:
• теплотехнических показателей;
• характеристик топлива и золы, влияющих на выбросы вредных веществ, золоулавливание и золошлакоудаление;
• шлакующих и загрязняющих свойства;
• абразивных свойств;
• склонности к самовозгоранию;
• сыпучести;
• смерзаемости.
При переходе на непроектное топливо, необходимо учитывать месторасположение угольных месторождений, технический и химический состав углей, склонность углей к шлакованию топочных экранов котлов, основные характеристики горения угольной смеси и технико-экономические показатели. Проведенная оценка возможности перехода к сжиганию непроектного топлива на угольной ТЭЦ показала следующее:
1. В ближайшие десятилетия производство тепла и электроэнергии в Красноярском крае будет осуществляться путем сжигания углей Канско- Ачинского угольного бассейна. В г. Красноярске все теплоэлектростанции работают на бородинском угле марки Б2, для его замещения можно использовать балахтинский уголь марки Б3, который имеет низкую влажность, низкую зольность, высокую теплоту сгорания по сравнению с бородинским углем.
2. Полный переход на сжигание балахтинского угля затруднен отсутствием возможности доставлять уголь железнодорожным транспортом в связи с чем была определена экономически целесообразная угольная смесь, состоящая из 50% бородинского и 50% балахтинского углей.
3. По результатам термогравиметрического анализа температура зажигания твердотопливной смеси увеличилась на 22 °C по сравнению с бородинским бурым углем, температура выгорания увеличилась на 15 °C, индекс горения снизился на 18%. Теплота сгорания твердотопливной смеси увеличилась на 13%, по сравнению с бородинским углем. Увеличение теплоты сгорания смеси позволит снизить общий расход топлива при ее сжигании в котле.
4. При переходе с угля Б2 на непроектное топливо согласно предварительной оценки общая склонность к образованию отложений осталась очень высокой:
- склонности к образованию железистых отложений повысится на 10%;
• склонность к образованию загрязнений на базе активных щелочей повысится на 50%;
• значение склонности к образованию сульфатно-кальциевых отложений склонности понизится на 10%;
• результаты расчёта комплексного показателя склонности к шлакованию топочных экранов показали его увеличение на 2,5%;
• значение температур начала шлакования понизилось на 0,25 градуса цельсия.
Поэтому для сохранения тепловой нагрузки котла и исключения остановов при повышении склонности к шлакованию предлагается установить ещё 2 аппарата водяной обдувки типа ОВД, на фронтальную и заднюю стену топки, на испарительные ширмы и ширмы конвективного пароперегревателя предлагается добавить глубоковыдвижные паровые обдувочные аппараты типа ОГ в количестве 2 штук.
5. Хранение топлив разных сортов должно осуществляться отдельно для предупреждения самовозгорания и контроля смешения топлив, засорение посторонними примесями при этом недопустимо. Грубое усреднение углей может быть достигнуто на складе при наличии бульдозера и системы контроля, а более точное образование смесей без серьёзных технических изменений оборудования возможно на линии подачи углей со склада после взвешивания углей на автоматических весах.
6. В ходе технико-экономического анализа была определена экономия при переходе на непроектные топлива равная 22704 рублей в сутки с одного котла и уменьшение массы вносимой в котёл золы на 3,6 тонн, что сократит валовые выбросы золы на 8% при тех же условиях золоулавливания.
1. В ближайшие десятилетия производство тепла и электроэнергии в Красноярском крае будет осуществляться путем сжигания углей Канско- Ачинского угольного бассейна. В г. Красноярске все теплоэлектростанции работают на бородинском угле марки Б2, для его замещения можно использовать балахтинский уголь марки Б3, который имеет низкую влажность, низкую зольность, высокую теплоту сгорания по сравнению с бородинским углем.
2. Полный переход на сжигание балахтинского угля затруднен отсутствием возможности доставлять уголь железнодорожным транспортом в связи с чем была определена экономически целесообразная угольная смесь, состоящая из 50% бородинского и 50% балахтинского углей.
3. По результатам термогравиметрического анализа температура зажигания твердотопливной смеси увеличилась на 22 °C по сравнению с бородинским бурым углем, температура выгорания увеличилась на 15 °C, индекс горения снизился на 18%. Теплота сгорания твердотопливной смеси увеличилась на 13%, по сравнению с бородинским углем. Увеличение теплоты сгорания смеси позволит снизить общий расход топлива при ее сжигании в котле.
4. При переходе с угля Б2 на непроектное топливо согласно предварительной оценки общая склонность к образованию отложений осталась очень высокой:
- склонности к образованию железистых отложений повысится на 10%;
• склонность к образованию загрязнений на базе активных щелочей повысится на 50%;
• значение склонности к образованию сульфатно-кальциевых отложений склонности понизится на 10%;
• результаты расчёта комплексного показателя склонности к шлакованию топочных экранов показали его увеличение на 2,5%;
• значение температур начала шлакования понизилось на 0,25 градуса цельсия.
Поэтому для сохранения тепловой нагрузки котла и исключения остановов при повышении склонности к шлакованию предлагается установить ещё 2 аппарата водяной обдувки типа ОВД, на фронтальную и заднюю стену топки, на испарительные ширмы и ширмы конвективного пароперегревателя предлагается добавить глубоковыдвижные паровые обдувочные аппараты типа ОГ в количестве 2 штук.
5. Хранение топлив разных сортов должно осуществляться отдельно для предупреждения самовозгорания и контроля смешения топлив, засорение посторонними примесями при этом недопустимо. Грубое усреднение углей может быть достигнуто на складе при наличии бульдозера и системы контроля, а более точное образование смесей без серьёзных технических изменений оборудования возможно на линии подачи углей со склада после взвешивания углей на автоматических весах.
6. В ходе технико-экономического анализа была определена экономия при переходе на непроектные топлива равная 22704 рублей в сутки с одного котла и уменьшение массы вносимой в котёл золы на 3,6 тонн, что сократит валовые выбросы золы на 8% при тех же условиях золоулавливания.
