CC BY
95
Оригинальная статья / Original article УДК 621.184
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2018-3-172-182
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ ТОЧКИ РОСЫ В ДЫМОВЫХ ГАЗАХ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ УГЛЕЙ И ИХ СМЕСЕЙ
© А.Н. Кудряшов1, Р.Р. Байбурин2, Ю.Д. Бибикова3
Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Российская Федерация, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬЮ исследования являлось определение точки росы в дымовых газах высокосернистых углей в процессе их сжигания на котлоагрегатах. МЕТОДЫ. Проведены опытно-промышленные испытания на котлоагре-гатах Ново-Зиминской ТЭЦ с использованием приборов визуального контроля и расчетных характеристик. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ. Исследовано влияние изменения точки росы в дымовых газах высокосернистых углей и их смесей на работу котельных агрегатов БКЗ-420-140 Ново-Зиминской ТЭЦ. Приведены основные технические характеристики топлива. Дана методика проведения испытаний и обработки полученных результатов, на основании которых построена зависимость концентрации SO2 от содержания серы в топливе. Определена формула для расчета содержания SO2 в дымовых газах в зависимости от содержания серы в топливе. ВЫВОДЫ. Для угля Азейского месторождения определена зависимость приведенного содержания серы в топливе от содержания в нем серы на рабочую массу. Установлено, что содержание выбросов оксидов серы в дымовых газах в значительной степени зависит от содержания серы в топливе на рабочую массу. Определены зависимости концентрации SO2 в дымовых газах для угля с содержанием серы на рабочую массу в пределах от 0,5 до 1,9% от температуры точки росы, приведенной к коэффициенту избытка воздуха в уходящих газах. Ключевые слова: котлоагрегат, бурый уголь, рабочая масса топлива, коэффициент избытка воздуха, оксиды серы, низкотемпературная коррозия, шлакование, температура точки росы, дымовые газы, паропроизво-дительность, минеральная часть золы, выбросы вредных веществ.
Информация о статье. Дата поступления 22 февраля 2018 г.; дата принятия к печати 15 марта 2018 г.; дата он-лайн-размещения 31 марта 2018 г.
Формат цитирования. Кудряшов А.Н., Байбурин Р.Р., Бибикова Ю.Д. Оценка изменения точки росы в дымовых газах высокосернистых углей и их смесей // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. Т. 22. № 3. С. 172-182. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-3-172-182
ESTIMATION OF DEW POINT CHANGE IN THE FLUE GASES OF HIGH-SULFUR COALS AND THEIR MIXTURES
A.N. Kudryashov, R.R. Baiburin, Yu.D. Bibikova
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russian Federation
ABSTRACT. The PURPOSE of the study is to determine the dew point in the flue gases of high-sulfur coals under their combustion in boiler units. METHODS. Pilot tests have been carried out on Novo-Ziminskaya CHPP boilers with the use of visual control devices and design characteristics. RESULTS AND THEIR DISCUSSION. The effect of the dew point alteration in the flue gases of high-sulfur coals and their mixtures on the operation of Novo-Ziminskaya CHPP boiler units BKZ-420-140 is studied. The main technical characteristics of the fuel are described. The technique of testing and pro-
1
Кудряшов Александр Николаевич, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики Института энергетики, e-mail: kan@istu.irk.ru
Alexander N. Kudryashov, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Heat Power
Engineering of the Institute of Power Engineering, e-mail: kan@istu.irk.ru
2Байбурин Роман Радикович, магистрант Института энергетики, e-mail: baiburin.rr@gmail.com
Roman R. Baiburin, Master's degree student of the Institute of Power Engineering, e-mail: baiburin.rr@gmail.com
3Бибикова Юлия Дмитриевна, студентка Института архитектуры, строительства и дизайна,
e-mail: ubibikova@rambler.ru
Yulia D. Bibikova, Student of the Institute of Architecture, Construction and Design, e-mail: ubibikova@rambler.ru
cessing of the obtained results is given. Based on the data obtained the dependence of SO2 concentration on fuel sulfur content is constructed. The formula for the calculation of SO2 content in flue gases depending on the sulfur content in fuel is determined. CONCLUSIONS. The dependence of the reduced sulfur content in fuel on its as-fired fuel sulfur content has been determined for the Azey coal. The content of sulfur oxide emissions in flue gases is strongly dependent on the as-fired fuel sulfur content. The dependences of SO2 concentration in flue gases for the coal with the as-fired fuel sulfur content in the range from 0.5 to 1.9% on the dew point temperature reduced to the excess air factor in the flue gases have been determined.
Keywords: boiler (unit), brown coal, as-fired fuel, air excess ratio, sulfur oxides, low-temperature corrosion, slagging, dew-point temperature, flue gases, steaming capacity, mineral part of ash, emissions of harmful substances
Information about the article. Received February 22, 2018; accepted for publication March 15, 2018; available online March 31, 2018.
For citation. Kudryashov A.N., Baiburin R.R., Bibikova Yu.D. Estimation of dew point change in the flue gases of high-sulfur coals and their mixtures. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2018. vol. 22, no. 3, pp. 172-182. (In Russian). DOI: 10.21285/1814-3520-2018-3-172-182
Введение
В настоящее время сформировалась устойчивая тенденция ухудшения качества поставляемого топлива. Перед тепловыми электрическими станциями (ТЭС) стоит непростая задача эффективного сжигания углей проектных марок с ухудшенными качественными характеристиками и непроектных углей. Поэтому стало острой необходимостью определение условий, при которых использование на ТЭС этих углей может быть экономически эффективным. Положительный экономический эффект в этом случае обеспечен меньшей стоимостью углей с пониженными качественными характеристиками, за счет чего должно быть компенсировано увеличение затрат при сжигании последних и потерь из-за снижения располагаемой мощности ТЭС4 [1-4].
К числу нежелательных примесей в угле относится сера, которая снижает потребительские качества угля, хотя при горении органической и пиритной ее составляющих выделяется энергия. К неблаго-
приятным последствиям использования высокосернистых углей относится ухудшение экологических показателей из-за создания проблем с выбросом вредных оксидов серы в атмосферу, возникновение или усиление высоко- и низкотемпературной коррозии, шлакование котлов и износ топ-ливно-транспортного и пылеприготови-тельного оборудования5,6 [5].
В целом влияние различных соединений серы на работу оборудования не одинаково, и определяющим может быть не наличие серы, а свойства самих этих соединений. Такие негативные последствия, как шлакование котлов и эрозионный износ элементов топливоподачи и пыле-приготовления, зависят не от общего содержания серы, а от содержания пирита (пиритной серы). Все это определяет необходимость использования при анализе свойств топлива и его влияния на работу оборудования не только сведений о содержании серы в угле (сера общая St), но и ее разновидностях [6].
4Энергетическая стратегия России на период до 2030 года; утв. распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р. / Energy Strategy of Russia for the period up to 2030; approved by the Government Decree of 13 November 2009 N 1715-r.
Григорьев К.А., Рундыгин Ю.А., Тринченко А.А. Технология сжигания энергетических топлив. Энергетические топлива: учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. университета, 2006. 92 с. / Grigoriev K.A., Rundygin Yu.A., Trin-chenko A.A. Technology of burning energy fuels. Energy Fuels: Learning aids. Sankt-Peterburg: Publishing house of Polytechnic university, 2006, 92 p.
6Основы практической теории горения: учеб. пособие для вузов / под ред. В.В. Померанцева. 2-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с. / Bases of practical combustion theory: Textbook for universities / under edition of V.V. Pomerantseva. 2nd edition, Revised and enlarged. Leningrad: Energoatomizdat Publ., 1986, 312 p.
Существующая практика исследования углей в различных организациях, обслуживающих энергетику, сертификации поставляемых на ТЭС углей и отражаемых в материалах поставщиков сведений о качестве топлива, не предусматривает обязательного определения разновидностей серы. Сведения о разновидностях серы даются для высокосернистых углей и, как правило, отсутствуют для углей с низким содержанием серы, хотя при малой серни-стости угля ее содержание в пересчете на золу, что более важно при рассмотрении проблем шлакования, для малозольных углей может быть высоким. Из сказанного следует, что разработка методов оценки
Состав и хар
Азейское месторождение расположено по обе стороны Восточно-Сибирской железной дороги около г. Тулун. Площадь месторождения составляет 200 км2, в том числе: детально разведанная - 103,5 км2; предварительно разведанная - 28,2 км2. Общие запасы углей на месторождении оцениваются в 607,1 млн т, из них по категории А+В+С1 - 557,0 млн т; по категории С2 - 25,2 млн т; забалансовые - 24,9 млн т. Угольные пласты залегают почти горизонтально на глубину до 16 м, мощность пластов достигает 15 м.
Месторождение отрабатывается двумя разрезами - «Азейским» и «Тулун-ским». Разрез «Азейский», производственной мощностью 4,5 млн т угля в год, отрабатывает центральную и южную части Азейского буроугольного месторождения, расположенных между станциями Нюра и станцией Шерагул ВСЖД.
разновидностей серы по другим показателям целесообразна и актуальна.
Топливный баланс ПАО «Иркутскэнерго» на 100% состоит из углей компании «Востсибуголь». С прогнозируемым ухудшением качества углей предполагается рост ремонтно-эксплуатационных затрат и экологических платежей. В связи с этим была выполнена оценка изменения точки росы в дымовых газах высокосернистых углей, преимущественно Азейского месторождения, и их смесей в различных пропорциях при сжигании на котлах БКЗ-420-140 Ново-Зиминской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» (НЗТЭЦ).
истика углей
Разрез «Тулунский» расположен по другую сторону железной дороги от разреза «Азейский». Балансовые запасы по категории А+В+С1 составляют 63,55 млн т, промышленные - 51 млн т. Проектная мощность разреза - 3 млн т угля в год. Добыча ведется на двух участках - «Южный» и «IV эксплуатационная площадь». По участку «Южный» отрабатывается два пласта: первый и второй мощностью 1,15-3,25 и 1,05-3,55 м соответственно.
Угли бурые марки 3Б, среднезоль-ные, малосернистые, на воздухе быстро рассыпаются в мелочь. Коэффициент раз-молоспособности Кло пластовых проб составляет 0,8; товарных - 1,1. Характеристики азейских углей по месторождению в целом составляют, %: влажность М = 16-25; зольность Аь =14,5; выход летучих = 46,8%; содержание углерода С^ = 72,2; водорода Н^ = 5,4; серы Б^ = 0,55,7,8.
7ГОСТ 25543-82. Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация по генетическим и технологическим параметрам; утв. и введен в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 06.06.1988 г. № 1273. /GOST 25543-82. Brown coals, bituminous coals and anthracites. Classification by genetic and technological parameters; approved and put into effect by the decision of the USSR State Committee on Standards of 6 June 1988 No. 1273.
8Тепловой расчет котлов (нормативный метод). 3-е изд., перераб. и доп. СПб: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. 256 с. / Thermal calculation of boilers (normative method). 3d edition, Revised and enlarged. St. Petersburg: Publishing house of the NGO CKTI, 1998. 256 p.
Азейские угли, поставляемые на ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» в 2015-2017 гг., характеризовались следующими показателями, %: Wt = 23,3; Ad =21; содержание се-
Sdt
= 1,3;
теплота сгорания
ры
Qdafs = 30700-33180 кДж/кг (7330-7920 ккал/кг).
Зола углей характеризуется повышенным содержанием кремнезема и глинозема, средними концентрациями железа и кальция и малыми - щелочей. Усреднен-
ный химический состав зольного остатка в целом по месторождению приведен в табл. 1 .
По данным геологической разведки, значение общей серы с годами добычи будет увеличиваться и к 2018 г. по блокам может составить, %: по центральному - до 2,15; западному: до 1,77 - по пласту № 1; до 1,8 - по пласту № 2; по восточному блоку содержание серы может увеличиться от 1,5 до 4,0.
Таблица 1
Химический состав и плавкостные характеристики зольного остатка угля
Азейского месторождения
Table 1
Chemical composition and fusibility characteristics of ash residual
of Azey coal
Химический состав зольного остатка (на бессульфатную массу), % / Chemical composition of ash residual (per a non-sulphate weight),% Плавкостные 0 характеристики, С I Fusibility characteristics, °C
SiO2 Al2O3 Fe2O3 TiO2 CaO MgO K2O Na2O tA tB tC
51,5 29,5 7,5 0,5 8,5 2,0 0,7 0,2 12301290 14001500 14201500
Методика проведения испытаний и обработки результатов
Испытания по определению температуры точки росы продуктов горения топлива проводились на котлоагрегатах БКЗ-420-140 ст. № 3, 4 Ново-Зиминской ТЭЦ по общепринятой методике ОРГРЭС [7].
Котельный агрегат БКЗ-420-140, од-нобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, предназначен для получения пара высокого давления при сжигании азейского бурого угля с твердым шлакоудалением9 [8].
Контроль по температуре среды выполнялся с помощью штатных термопар. В качестве вторичных приборов был исполь-
зован электронный термометр «Testo 925».
Отбор проб сырого топлива производился из бункеров сырого угля (БСУ).
Отбор проб уноса для определения содержания горючих производился из-под гидрозатворов скрубберов.
Шлак от котла отбирался для определения содержания горючих из-под шнеков шлакоудаления.
Отбор и анализ продуктов сгорания производился с помощью переносного газоанализатора «Testo 350» в поворотной камере, в конвективной шахте за воздухоподогревателем (ВЗП) и за дымососами.
Определение технического состава
9ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования; утв. и введен в действие постановлением Госстандарта Российской Федерации от 25.10.1995 г. № 553 / GOST P 50831-95. Boiler plants. Thermomechanical equipment. General technical requirements; approved and put into effect by the decision of the State Standard of the Russian Federation of 25 October 1995 no. 553
топлива (М, Аг, Qг/, Sd, ^^ и содержания горючих в уносе и шлаке (Гун, Гшл) проводилось в химической лаборатории НЗТЭЦ.
Обработка результатов проводилась по известным методикам10,11 [9]. Коэффициент избытка воздуха по газовому тракту определялся по приближенной кислородной формуле:
а = 21/(21- О2),
где О2 - содержание кислорода в дымовых газах, %.
Потери теплоты с уходящими газами ц2, %, определялись по формуле
Я2 = (КауХ+СУ($уГ(аух1х.в)/ /(ауХЩ(1-0,01^4У10-2,
где К, С, Ь - коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива (для бурого угля составляют: К = 3,46+0,021-Мр С = 0,51+0,042 Мр; Ь = 0,16+0,011Мр, где - приведенная влажность топлива, %); ауХ - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах Зух - температура уходящих газов, °С 1Хв - температура холодного воздуха, °С ц4 - суммарная потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %.
Потери теплоты от химического недожога ц3, %, определялись по следующей формуле:
рэ = 3,32СОух(аух - 0,02),
где СОух - концентрация оксида углерода в уходящих газах, %.
Суммарные потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива ц4, %, определялись как
q 4
7,8х
103 х A х
а.
a у
Гу
a ш
Г ± ш
100 -
Гу
100 -
Г
где А - зольность на рабочую массу топлива, %; - низшая теплота сгорания на рабочую массу топлива, ккал/кг; аун - доля золы топлива в уносе; ашл - доля золы топлива в шлаке; Гун - содержание горючих в уносе, %; Гшл - содержание горючих в шлаке, %.
Потери теплоты в окружающую среду д5, %, определялись по формуле
qs = qs
D я
D
где - потери теплоты при номинальной нагрузке, %; йном - номинальная нагрузка котла, т/ч; О - текущая нагрузка котла, т/ч.
Потери теплоты с физическим теплом шлака q6шл, %, рассчитывались по формуле
q6шл = ашл'(с-$)злАг^г/,
где (с-8)зл - энтальпия шлака, ккал/кг; А - зольность на рабочую массу топлива, %; 0[\ - низшая теплота сгорания на рабочую массу топлива, ккал/кг.
КПД котла определялся по обратному балансу:
Пкабр = 100 - Ер, %, где 1ц - сумма потерь теплоты q2, q4, q5,
q6.
Истинные расходы среды (питательной воды, перегретого пара, конденсата на впрыски) определены с учетом введения поправок на расчетные параметры расходомерных шайб.
Приведенные значения потерь теплоты с уходящими газами, температуры уходящих газов и КПД котла брутто определены с учетом расчетных значений ис-
РД 34.26.617-97. Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта. М.: СПО ОРГРЭС, 1998. 12 с. /RD 34.26.617-97. Methodology for assessing boiler plant technical conditions prior and after repair. Moscow: SPO ORGRES Publ., 1998. 12 p.
11РД 34.09.155-93. Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций. М.: СПО ОРГРЭС, 1993. 156 с. / RD 34.09.155-93. Methodical instructions for compilation and content of energy characteristics of thermal power plant equipment. Moscow: SPO ORGRES Publ., 1993. 156 p.
ходных параметров.
Температура точки росы дымовых газов при сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии рассчитывается по приведенному содержанию серы и золы в топливе и температуре конденсации водяных паров [20]:
t =tH2° ■ф ''конд
200^
+
^Ьпр оГ r , ^ ,
1 25аУн'Апр
(1)
и о
где £ко2нд - температура конденсации водяных паров, °С; аун - доля золы топлива в уносе; 5,5р - приведенное содержание серы
на рабочую массу топлива, %-кг/МДж;
- приведенное содержание золы на рабочую массу топлива, %-кг/МДж.
Приведенное содержание серы и золы на рабочую массу топлива определяется по формулам:
r _10-SP_ г _ 103-Ар
Snp = пн ; Апр = Qp
QH
где 5р , Лр - содержание серы и золы топлива соответственно, %; фр1 - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.
Результаты испытаний котлоагрегатов
Испытания котлоагрегатов ст. № 3, 4 проводились в соответствии с программой испытаний в диапазоне нагрузок от 230 до 400 т/ч. Во время испытаний котлы работали на азейском буром угле.
Измерения температуры выполнялись в поворотном газоходе конвективной шахты (за первой ступенью воздухоподогревателя ВЗП-1 по ходу газов) на котле № 4 на отметке 6 м и перед ВЗП-1 на котле № 3 на отметке 9 м в штатных местах.
До начала проведения каждого опыта (за 20 мин) отбирались пробы угля на химический анализ с помощью ручного пробоотборника из БСУ котлов. Стабилизировался режим работы котла. Проводился газовый анализ дымовых газов с измерением температуры конденсации водяных паров в них.
Анализ топлива на определение серы выполнялся в соответствии с ГОСТ Р
19
53356-2009 По результатам анализа производился пересчет серы в топливе с сухой на рабочую массу.
На основании полученных результатов построена зависимость приведенного содержания серы в топливе от содержания
в нем серы на рабочую массу для азейско-го угля (рис. 1). Из этой зависимости видно, что при близком техническом составе проб азейского угля полученный график имеет линейную зависимость и совпадает для обоих котлов.
В соответствии с п. 4.3.28 РД
1Ч
34.20.501-9513 при значениях приведенной серы Эгпр > 0,4%-кг-103/ккал (0,096%кг/МДж) температура воздуха на входе в ВЗП должна быть не ниже 80°С. Как видно из рис. 1, значению Srпр=0,096%•кг/МДж соответствует значение ¿г около 1,71%. Это означает, что при содержании серы в топливе на рабочую массу 1,71% необходимо поднять температуру воздуха перед воздухоподогревателем до 80°С.
Определение содержания серы в топливе достаточно длительный процесс, что не позволяет оперативно воздействовать на режим работы оборудования. Полученные во время испытаний концентрации SO2 в дымовых газах приведены к коэффициенту избытка воздуха а=1,4. На основании полученных данных построена зависимость концентрации SO2 от содержания серы в топливе (рис. 2).
12
ГОСТ Р 53356-2009. Топливо твердое минеральное. Определение серы с использованием ИК-спектрометрии. М.: Стандартинформ, 2009. 8 с. / GOST R 53356-2009. Solid mineral fuel. Determination of sulfur using IR spectrometry. Moscow: Standardinform Publ., 2009, 8 p.
13РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003. 218 с. /RD 34.20.501-95. Rules of technical operation of power plants and networks of the Russian Federation. Moscow: ZAO Energoservis Publ., 2003, 218 p.
Рис. 1. Зависимость приведенной серы топлива от содержания серы на рабочую массу Fig. 1. Dependence of fuel reduced sulfur on as-fired sulfur content
Температура конденсации водяных паров измерялась с помощью «Testo 335». Температура точки росы дымовых газов рассчитывалась по формуле (1), полученные значения изменялись в диапазоне от
108 до 124,6°С. На основании этих данных была построена зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания оксидов серы в них для азейского угля (рис. 3).
Е Е
8000
"ООО
6272 6000
° ?000 га
о
Ï 4000
s i—
5
? 5000
о s
CL
О (О
2000 1000 0
/
SO: = 29 ¡9,8 (S')1 3823 У
У S Ж
kjr
1,71
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 Котел № 3 / Boiler по. 3 Котел № 4 / Boiler по 4 Sr,%
Рис. 2. Изменение концентрации оксидов серы от значений серы в топливе на рабочую массу Fig. 2. Change in the concentration of sulfur oxides from the values of sulfur in fuel
for the working mass
В результате анализа полученной зависимости была определена формула для расчета содержания SO2 в дымовых газах в зависимости от содержания серы в топливе:
SO2 = 2989,8 ■ ■ 1,3823. (2)
Для определения уровня концентрации SO2 в зависимости от содержания серы в топливе на рабочую массу построен график в расширенном диапазоне - от 0,5 до 1,8% Sr с использованием формулы (2) При Sr = 1,71%, что соответствует значению Sпр = 0,4%-кг103/ккал (0,096%кг/МДж), концентрация SO2 будет составлять 6272 мг/м3. С учетом погрешности измерений и неравномерности газового потока концентрация SO2, соответствующая значению Sпр = 0,4%-кг103/ккал (0,096%кг/МДж), предположительно находится в пределах от 6000 до 6500 мг/м3.
В результате анализа построенной зависимости была получена формула для определения температуры точки росы в зависимости от концентрации SO2 в дымовых газах:
tр = 13,43 ■ /п^) + 7,562. (3)
По формуле (3) определяется температура точки росы дымовых газов за ВЗП по измеренной с помощью газоанализатора и приведенной к а=1,4 концентрации оксидов серы.
Температура воздуха перед воздухоподогревателем во время испытаний поддерживалась на уровне 70°С, что обусловлено режимной картой. В соответствии с РД 34.26.105-8414 температура воздуха перед ВЗП должна быть ниже температуры точки росы дымовых газов более чем на 45-50°С. В период испытаний эта разность составляла 40-57°С, т.е. немного отличалась от нормативных значений.
140
125 120
о 100
г о
0) Ï t ni s о
80
60
40
20
tp=l 3,43 lu(SO: ) +7,562
6272
1000 2000 3000 4000 5000 6000 "ООО
■ Котел №. 3 / Boiler по. 3 Котел № 4 ! Boiler по. 4 <"РИ Q =„ 1;?)мг'м7
bU2 (at а = 1.4) mg/m3
Рис. 3. Влияние концентрации SO2 на температуру точки росы дымовых газов Fig. 3. Effect of SO2 concentration on the dew point temperature of flue gases
14
РД 34.26.105-84 (МУ 34-70-118-84). Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1986. 12 с. / RD 34.26.105-84 (MU 34-70118-84). Methodical instructions for preventing low-temperature corrosion of boiler heating surfaces and gas flues. Moscow: SPO "Soyuztekhenergo" Publ., 1986, 12 p.
В соответствии с рекомендациями РД 34.26.105-8414 для определения температуры воздуха перед ВЗП в зависимости от концентрации оксидов серы в дымовых газах температура воздуха принята ниже точки росы на 50°С (рис. 4). Как было установлено выше, содержанию приведенной серы Sпр=0,4%•кгШ /ккал (0,096%кг/МДж) соответствует концентрация SO2 ~ 6272 мг/м3, при этом температура воздуха перед ВЗП в соответствии с п. 4.3.28 РД 34.20.501-9513 должна быть не ниже 80°С.
Температура воздуха перед ВЗП определяется по результатам измерений с помощью газоанализатора концентрации SO2 по формуле:
1взп = 13,43 ■ /п^) - 42,438.
лено, что значения температуры точки росы ниже температуры уходящих газов на котле № 4 на 2-4°С, а на котле № 3 - до 6°С.
Работа котла в таких режимах может вызвать низкотемпературную коррозию на поверхности труб ВЗП со стороны дымовых газов.
Для определения температуры уходящих газов за котлом в зависимости от концентрации оксидов серы в дымовых газах в соответствии с рекомендациями РД 34.26.105-8414 температура принята выше точки росы на 15°С (рис. 5).
Температура уходящих газов определяется по результатам измерений с помощью газоанализатора концентрации SO2 по формуле
По результатам испытаний опреде-
tyX = 13,43 ■ /n(SO2) + 22,562.
Рис. 4. Значение температуры воздуха перед воздухоподогревателем в зависимости
от содержания SO2 в дымовых газах Fig. 4. The value of the air temperature before the air heater, depending on the SO2 content
in the flue gases
° P
ta -о »
X О)
Is
■ i. r—
iii E 1= ш s I-ф i-
150.00
140.00
130.00
120.00
110.00
100.00
90.00
S0.00
Ш.
t x
0.0 1000.0 2000.0 3000.0
Котел № 4 /
Котел № 3 I Boiler no. 3
X
6272
4000.0 5000.0 6000.0 7000.0
SO2 (при a = 1,4)мг/мэ / SOs (at a = 1.4) mg/m3
Boiler no. 4
Рис. 5. Значение температуры уходящих газов в зависимости от концентрации оксидов серы Fig. 5. Value of flue gas temperature depending on the concentration of sulfur oxides
Выводы по результатам испытаний
На основании результатов проведенных испытаний на котлоагрегатах БКЗ-420-140 ст. № 3, 4 Ново-Зиминской ТЭЦ по определению температуры точки росы дымовых газов установлено:
- для азейского угля, который сжигался во время испытаний, приведенное содержание серы в топливе от содержания в нем серы на рабочую массу имеет линейную зависимость;
- содержание выбросов оксидов серы в дымовых газах зависит от содержания серы в топливе на рабочую массу. Для азейского угля, с содержанием серы на рабочую массу в пределах от 0,5 до 1,9%, содержание SO2 в дымовых газах определяется уравнением
SO2 = 2989,8 ■ ^1,3823;
- температура точки росы в зависи-
мости от концентрации оксидов серы в дымовых газах, приведенной к коэффициенту избытка воздуха в уходящих газах а=1,4, определяется уравнением
tр = 13,43 ■ /п^) + 7,562;
- в рабочем диапазоне нагрузок температура точки росы приближается к температуре уходящих газов, что приводит к локальной конденсации паров серной кислоты;
- в период испытаний сжигаемый уголь имел содержание серы на рабочую массу в ограниченных пределах - от 0,66 до 1,4%, в связи с чем расчетный диапазон содержания серы в топливе на рабочую массу ограничен в пределах от 0,5 до 1,9%;
- температура воздуха перед ВЗП и уходящих газов определяются в зависимости от содержания SO2 в дымовых газах.
Библиографический список
1. Нестеров В.И., Хорешок А.А. Актуальные аспекты улучшения качества добываемых углей // Вестник Кузбасского государственного технического универ-
ситета. 2004. № 6.1 (43). С. 12-14. 2. Равич М.Б. Эффективность использования топлива. М.: Наука, 1977. 344 с.
3. Кудряшов А.Н., Байбурин Р.Р., Елманов А.В., Кулагин Н.В. Снижение доли оксидов серы путем связывания их летучей золой при сжигании мугунского и ирбейского углей в котлоагрегатах Ново-Иркутской ТЭЦ // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Всерос. науч.-практ. конф. с междунар. участием (Иркутск, 19-22 апреля 2016 г.). Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2016. С. 207-211.
4. Некрасов Б.В., Федоров С.К., Епихин А.Н., Угна-чев В.И., Володин А.М. Решение проблемы снижения выбросов диоксида серы с дымовыми газами тепловых электростанций // Электроэнергетика России - 2008 / Russia Power - 2008: доклад на VI Московской междунар. выставке-конф. (Москва, 15-17 апреля 2008 г.) [Электронный ресурс] // Тригенера-ция. Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ. URL: combienergy.ru/stat/956-Reshenie-
problemy-snijeniya-vybrosov-dioksida-sery (12.01.12018).
5. Алехнович А.Н. Характеристики и свойства энергетических углей. Челябинск: Цицеро, 2012. 549 с.
6. Алехнович А.Н. Сера в энергетических углях и её влияние на работу ТЭС. Челябинск: Цицеро, 2014. 123 с.
7. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1991. 416 с.
8. Фёдоров А.И. Пособие по эксплуатации барабанных котлов среднего и высокого давления. М.: Изд-во ОАО «ВТИ», 2006. 188 с.
9. Пеккер Я.Л. Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива (обобщенные методы). 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1977. 256 с.
Reference
1. Nesterov V.I., Khoreshok A.A. Relevant aspects of mined coal quality improvement. Vestnik Kuzbasskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Vestnik of Kuzbass State Technical University]. 2004, no. 6.1 (43), pp. 12-14. (In Russian).
2. Ravich M.B. Effektivnost' ispol'zovaniya topliva. [Fuel efficiency]. Moscow: Nauka Publ., 1977, 344 p. (In Russian).
3. Kudryashov A.N., Baiburin R.R., Elmanov A.V., Ku-lagin N.V. Snizhenie doli oksidov sery putem svyazyvaniya ikh letuchei zoloi pri szhiganii mugunskogo i irbeiskogo uglei v kotloagregatakh Novo-Irkutskoi TETs [Reduction of the percentage of sulfur oxides by binding them with fly ash when burning Mugunsky and Irbeisky coal in Novo-Irkutsk CHP boilers]. Materialy Vserossiiskoi nauchno-prakticheskoi konferentsii s mezhdunarodnym uchastiem "Povyshenie effektivnosti proizvodstva i ispol'zovaniya energii v usloviyakh Sibiri" [Proceedings of the All-Russia Scientific and Practical conference with international participation "Improving the efficiency of energy production and use in the conditions of Siberia"]. Irkutsk: Irkutskii gosudarstvennyi tekhnicheskii universitet Publ., 2016, pp. 207-211. (In Russian).
4. Nekrasov B.V., Fedorov S.K., Epikhin A.N., Ugna-chev V.I., Volodin A.M. Reshenie problemy snizheniya vybrosov dioksida sery s dymovymi gazami teplovykh elektrostantsii [Solving the problem of reducing sulfur dioxide emissions with CHP flue gases]. Doklad na VI
Критерии авторства
Авторы заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Moskovskoi mezhdunarodnoi vystavke-konferentsii "Elektroenergetika Rossii - 2008 / Russia Power -2008" [Report at the VI Moscow International exhibition-conference "Energy Sector of Russia - 2008"]. Available at: combienergy.ru/stat/956-Reshenie-problemy-snijeniya-vybrosov-dioksida-sery (accessed 12 January 12018).
5. Alekhnovich A.N. Kharakteristiki i svoistva energet-icheskikh uglei [Characteristics and properties of power generating coals]. Chelyabinsk: Tsitsero Publ, 2012, 549 p. (In Russian).
6. Alekhnovich A.N. Sera v energeticheskikh uglyakh i ee vliyanie na rabotu TES [Sulfur in power generating coals and its influence on TPP operation]. Chelyabinsk: Tsitsero Publ., 2014, 123 p. (In Russian).
7. Trembovlya V.I., Finger E.D., Avdeeva A.A. Tep-lotekhnicheskie ispytaniya kotel'nykh ustanovok [Thermal tests of boiler plants]. Moscow: Energoatomizdat Publ., 1991, 416 p. (In Russian).
8. Fedorov A.I. Posobie po ekspluatatsii barabannykh kotlov srednego i vysokogo davleniya [Handbook on the operation of medium and high pressure drum boilers]. Moscow: JSC VTI Publ., 2006, 188 p. (In Russian).
9. Pekker Ya.L. Teplotekhnicheskie raschety po prive-dennym kharakteristikam topliva (obobshchennye metody) [Thermal calculations on given fuel characteristics (generalized methods)]. Moscow: Energiya Publ., 1977, 256 p. (In Russian).
Authorship criteria
The authors declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
Conflict of interest
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
