Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы
Шрифт:
Приведенная выше классификация не учитывает каменные угли, подвергшиеся окислению в природных условиях, в период формирования угольных месторождений. Окисленные угли отличают пониженная высшая теплота сгорания на сухую и беззольную массу (Qsdaf), а также потеря спекаемости. Различают I группу окисленности (снижение Qsdaf на 10 %) и II группу (снижение Qsdaf нa 25 %). Так, например, длиннопламенный уголь Таллинского месторождения (Кузбасс) имеет высшую теплоту сгорания Qsdaf = 31,82 МДж/кг. Окисленный
Еще одна важная характеристика каменных углей – размер кусков. Поступивший на электростанцию уголь по этому показателю делится на следующие классы:
плита (П – от 100 до 200 или 300 мм);
крупный (К – 50–100 мм);
орех (О – 25–50 мм);
мелкий (М – 13–25 мм);
семечко (С – 6–13 мм);
штыб (Ш – 0–6 мм);
рядовой (Р – 0–200 или 300 мм).
Верхний предел 300 мм распространяется только на угольные разрезы, то есть на предприятия с открытым способом добычи.
Иногда на тепловые электростанции поступает уголь не прямо от добывающего предприятия, а после обогатительных фабрик. При обогащении углей мокрым и сухим способами различают следующие продукты обогащения: малозольный концентрат, высокозольный промпродукт, отсевы мелких классов, шлам, а также породу и «хвосты», удаляемые в отвал. С учетом этого можно по маркировке поступающего на ТЭС угля представить некоторые характеристики топлива, весьма важные как для надежности топливоподачи в пределах ТЭС, так и для сжигания в котельном цехе. Например, ГСШ – газовый уголь с размерами «семечко» и «штыб», а ГРОКII – это тоже газовый уголь, но «рядовой», 2-й группы окисленности.
Заметную роль в организации топочного процесса играют характеристики минеральной части. Условно можно минеральную часть угля разделить на три группы:
– минералы, занесенные в пласт топлива в результате геологических преобразований в процессе его образования;
– минералы прилегающих к пласту топлива горных пород, занесенные в топливо при его добыче;
– минералы, связанные с органической частью топлива или образующиеся при ее разложении в процессе углеобразования.
Последняя группа минералов называется внутренней золой; она равномерно распределена по органической массе топлива. Первая группа минералов, в зависимости от равномерности их распределения по топливу, может быть источником как внутренней, так и внешней золы. Вторая группа минералов относится к внешней золе.
Еще одна важная деталь: количество золы, получаемой при полном сжигании угля, не равно количеству содержащихся в угле минеральных примесей. Дело в том, что в состав минеральной части входят глинистые минералы, слюды, карбонаты, сульфаты и ряд других веществ. При нагревании глинистых минералов и слюд в топке сначала происходит потеря кристаллизационной воды (до 500–600 °С), затем разрушается первоначальная кристаллическая решетка и образуются вторичные минералы (муллит, шпинель и др.). При дальнейшем повышении температуры (сверх 1100 °С) начинается плавление. Еще раньше, в диапазоне температур 400–900 °С, разлагаются карбонаты и образуются весьма тугоплавкие оксиды. При температурах 700–800 °С в окислительной среде полностью выгорает пирит. Все эти процессы при горении топлива приводят к значительному изменению состава и массы минеральных примесей. Таким образом, правильнее считать, что зола – твердый продукт реакций минеральной части топлива, образующийся при сжигании этого топлива.
Многочисленные исследования показали, что при сжигании каменных углей минеральная масса обычно оказывается больше, чем зольность, а для малозольных бурых углей – меньше.
Для общей оценки химических свойств золы введены понятия «кислого» и «основного» состава шлака. Поведение золы в топке в значительной степени определяет величина отношения оксидов кислотного характера
С учетом этого выражение золы углей Донбасса, большей части Кузнецкого, Подмосковного, Экибастузского и некоторых других бассейнов относят к кислым. Угли Канско-Ачинского бассейна, торф, сланцы имеют золу, которая относится к основным (К<1,0). Состав золы оказывает большое влияние на шлакующие свойства твердых видов топлива.
2.3. Газообразное топливо
В условиях Российской Федерации газообразное топливо – это прежде всего природный газ, так как на долю России приходится почти треть всех разведанных запасов природного газа. Как уже отмечалось, газообразное топливо – смесь горючих и негорючих газов, содержащих небольшое количество примесей в виде водяного пара и пыли. Кроме природного газа, на электростанции могут поставляться попутные и промышленные газы: доменный, коксовый, синтез-газ.
Теплота сгорания отдельных газов и их массовая плотность приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2. Теплота сгорания и плотность газов
*Значения плотности даны при 0° С и 101,3 кПа.
Основная часть природного газа – метан, доля которого в разных месторождениях составляет от 84 до 98 %. Значительно меньше в природном газе более тяжелых предельных и непредельных углеводородов. Имеются месторождения с заметным содержанием токсичного и коррозионно-активного сероводорода H2S. В России к их числу относятся, например, Оренбургское и Астраханское месторождения. Использование такого газа на электростанциях возможно только после его очистки на газоперерабатывающих заводах.
Попутные (нефтепромысловые) газы состоят из метана и других составляющих. В этих газах значительно меньше СН4, но зато количество тяжелых углеводородов составляет уже десятки процентов. Количество и качество попутного газа зависят от состава сырой нефти и ее стабилизации на месте добычи (только стабилизированная нефть считается подготовленной для дальнейшей транспортировки по трубопроводам или в танкерах).
Средние характеристики попутных газов некоторых месторождений Российской Федерации приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3. Состав и плотность попутных газов
Таблица 2.4. Состав и плотность промышленных газов
Кроме природных и попутных газов, в промышленности иногда используют различные искусственные газы. На предприятиях металлургической промышленности (доменное производство и коксовые печи) образуется большое количество низкокалорийного доменного газа (Qir = 4,0:5,0 МДж/м3) и среднекалорийного коксового газа (Qir = 17:19 МДж/м3), содержащего Н2, СН4, СО и другие горючие газообразные компоненты (табл. 2.4). Перед использованием в котлах доменный и коксовый газ должны быть очищены от пыли.