5.3. Способы сжигания топлива и горелочные устройства.

Для сжигания твердого топлива используют следующие способы: слоевой, факельный, вихревой, в кипящем слое. Для сжигания жидких и газообразных топлив применяется факельный способ сжигания.

При слоевом процессе горения поток воздуха проходит сквозь неподвижный или медленно движущийся слой топлива и, взаимодействия с ним, превращается в поток топочных газов (рис. 5.2)

Рис. 5.2. Сжигание твердого топлива в плотном слое.

Слоевые топки применяются в котлах средней и малой мощности. При факельном сжигании твердое топливо предварительно размельчается и в виде пыли вдувается в топку, где сгорает во взвешенном состоянии (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Топка с факельным сжиганием пылевидного топлива.

1 – горелка; 2 – камера топки; 3 – трубы и барабан; 4 – трубы заднего экрана; 5 – шлаковая воронка; 6 – устройство для удаления шлака и золы; 7 – факел.

Размол топлива увеличивает поверхность химической реакции горения и способствует лучшему сгоранию топлива. Размол топлива осуществляется в дробилках и мельницах. Длительность пребывания частиц топлива в топочном пространстве не превышает времени пребывания продуктов сгорания в топке 1,5÷3 с.

Вихревой способ сжигания топлива реализуется в циклонных топках (рис. 5.4).

Рис.5.4. Сжигание твердого топлива в циклонной топке.

Циклонные топки предназначены для сжигания мелкодробленого топлива и грубой пыли. Крупные частицы угля находятся во взвешенном состоянии длительное время до полного их выгорания. В топках сжигают частицы угля до 5,5 мм, воздух подают со скоростью до 100 м/с по касательной к образующей циклона создавая мощный вихрь. Температура в топке около 2000⁰С, зола плавится, жидкий шлак стекает в шлакоприемник.

Сжигание топлива в кипящем (псевдоожиженном) слое является промежуточным между слоевым и факельным (рис.5.5).

Рис. 5.5. Сжигание твердого топлива в кипящем слое.

В камере сжигают топливо размером 5÷10 мм при скорости воздуха 0,1 – 0,5 м/с. Частицы топлива находятся во взвешенном состоянии, циркулируют в объеме камеры, что создает впечатление кипящей жидкости.

В котельных установках в качестве топлива используют мазут. Его применяют также как растопочное топливо для пылеугольных топок и дополнительное при комбинированном сжигании газа. Мазут сжигают в распыленном состоянии, для дробления топлива на отдельные капли используются форсунки (рис. 5.6, а).

Рис. 5.6. Мазутная форсунка (а) и газовая горелка (б).

При дроблении топлива увеличивается площадь соприкосновения мазута с воздухом и скорость реакции горения возрастает.

На рис. 5.6, б изображена диффузная газовая горелка. Газ и воздух движутся в горелке параллельными струями и вводятся в топочную камеру раздельно где, смешиваясь, образуют факел. Для создания факела используются также горелки предварительного смешения или кинетические горелки. Горючая смесь образуется в смесителе горелки, а в топочной камере происходит кинетическое горение.

Мощность или тепловой поток факела определяется по выражению:

(5.17)

где В – расход топлива м³/ч; - теплота сгорания топлива кВт·ч/м³.

Глава шестая.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ, ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ

6.1. Котельные установки.

Котельная установка состоит из котельного агрегата и вспомогательного оборудования (рис. 6.1). Котельным агрегатом называется энергетическое устройство для получения пара с заданным давлением р, МПа и температурой t, ⁰С или горячей воды повышенного давления.

Рис. 6.1. Принципиальная схема котельной установки.

1 – бункер топлива; 2 – мельница; 3 – вентилятор; 4 – горелка; 5 – топка; 6 – экраны топки; 7 – барабан; 8 – пароперегреватель; 9 – водяной экономайзер; 10 – воздухоподогреватель; 11 – бак воды; 12 – питательный насос; 13 – вентилятор; 14 – контур здания котельной; 15 – золоулавливающее устройство; 16 – дымосос; 17 – труба; 18 – насосная для откачки золошлаковой пульпы; 19 – факел.

Топливо со склада после дробления подается конвейером в бункер 1 далее поступает в мельницу 2. После размельчения пылеугольное топливо вентилятором 3 подается к горелкам 4 топки 5. К горелкам вентилятором 13 через воздухонагреватель 10 подается воздух. Топливо и воздух, вступая в реакцию горения, образуют факел 19.

Вода для питания котла подается из бака 11 насосом 12 через водяной экономайзер 9 в барабан 7. Испарение воды происходит в экранах 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8, а затем направляется к турбине или потребителю пара.

Температура факела 1500-1700⁰С, под действием тепла факела вода в экранах испаряется. Отдав тепло воде, температура газов в верхнее части топки снижается до 1000⁰С. Газы омывают пароперегреватель, температура их снижается, далее по газовому тракту они отдают тепловую энергию воде, воздуху и покидают котел с температурой около 100⁰С. Уходящие газы очищаются в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17. Зола и шлак из топки удаляются насосом 18 по трубопроводам в золоотвалы.

По характеру движения воды, пароводяной смеси и пара паровые котлы подразделяются на: барабанные с естественной циркуляцией; прямоточные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией движение воды в опускных трубах и пароводяной смеси в экранных трубах осуществляется вследствие разности плотностей: пароводяная смесь в экранных трубах вверх, вода в опускных трубах вниз.

В прямоточных котлах отсутствует барабан, вода прокачивается насосом через экономайзер, экраны, пароперегреватель, включенные последовательно. Вся вода, поступающая в тракт, превращается в пар.

По паропроизводительности выпускают котлы от 20 до 250 т/ч, по давлению от 1,4 МПа до 35 МПа, температура пара от 250 до 570⁰С. Температура питательной воды от 50 до 260⁰С.

Тепловой баланс котельного агрегата имеет вид:

(5.18)

- количество тепловой энергии, поступившее в котел; Q₁ – использованная, полезная тепловая энергия, которая идет на нагрев воды, преобразование воды в пар, передается рабочему телу в конвективных поверхностях газохода; Q₂, Q₃, Q₄, Q₅, Q₆, ΣQ_пот - потери тепловой энергии, соответственно, с уходящими газами; от химической неполноты сгорания топлива; от механической неполноты сгорания; в окружающую среду через ограждение котла; с физической теплотой шлака; сумма потерь тепловой энергии.

Количество тепловой энергии, поступившей в топку парового котла или располагаемая теплота определяется по выражению:

(5.19)

где - низшая теплота сгорания топлива; - физическая теплота соответственно, топлива, воздуха при его подогреве вне котла, пара, при его использовании для распыливания топлива в форсунке.

Коэффициент полезного действия котла находится по выражению:

(5.20)

где Q_пол, Q – соответственно, полезная и полная энергия котла.

Различают КПД котла брутто (5.20) и нетто, когда из полезной энергии вычитается

энергия на собственные нужды котла: на привод вентиляторов, насосов и результат делится на полную энергию котла.

6.2. Паровые турбины.

Паровая турбина это двигатель, в котором энергия пар преобразуется в механическую работу. На рис. 6.2 приведен принцип действия струи пара на лопатку.

Рис. 6.2. Воздействие струи пара на лопатки в виде прямоугольной пластины (а), полусферы (б), изогнутые под углом 10 – 30⁰ (в).

1 – сопло; 2 – струя пара; 3 – лопатка; Р – сила.

От формы лопаток зависит усилие, развиваемое турбиной. При изготовлении лопаток в виде полусфер сила воздействия струи возрастает в 2 раза по сравнению с силой, воздействующей на лопатку в виде прямоугольного параллелепипеда. Случай, изображенный на рис. 6.2, б трудно реализуем на практике. Поэтому струя пара, вытекающая из сопла подается на лопатки, изогнутые под некоторым углом к плоскости вращения (рис. 6.2, в) при этом сила струи в 1,7 раза большем, чем в случае, изображенном на рис. 6.2,а.

Современные турбины выполняются многоступенчатыми с числом ступеней от 3 до 30 и более (рис. 6.3).

Пар

Рис. 6.3. Паровая турбина с 3-мя ступенями (а) и изменение скорости и давления потока по ступеням (б).

1 – корпус; 2 – патрубик; 3 – диафрагма; 4 – рабочее колесо; 5 – сопло; 6 – лопатка.

На общем валу турбины закреплены три рабочих колеса 4 с рабочими лопатками. Сопло 5 расположены в корпусе и диафрагмах, отделяющих одну ступень от другой (на рис. не показаны). Пар через сопла поступает на криволинейные лопатки, закрепленные на рабочем колесе и создает окружную силу, вращающую рабочее колесо. В турбине сухой пар расширяется, проходит через состояние насыщения и становится влажным: смесью сухого насыщенного и капель воды. Содержание влаги на выходе из турбины для её надежной работы не должно превышать 10 – 13%. Влажный пар из турбины поступает в конденсатор, где превращаются в воду, имеющую температуру насыщения.

Мощность на валу турбины Р_в меньше внутренней мощности Р_т на значение потерь механических (в подшипниках и т.д.) и потерь от трения и завихрения потока в каналах, перетечек пара в зазорах и т.д. Коэффициент полезного действия турбины определяется по выражению:

(5.21)

КПД турбин .

Паровые турбины для привода турбогенераторов выпускают мощностью от 2,5 МВт до 1600 МВт на параметры свежего пара р₀=3,4 – 30 МПа, t₀=435÷570⁰С. Типы турбин: конденсационные с отоплением (теплофикационные); конденсационные с производственным отбором пара; с противодавлением; теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара.

Конденсационные турбины характеризуются тем, что пар, пройдя через турбину, направляется в конденсатор, где конденсируется, теряя теплоту. Из промежуточных ступеней часть пара отбирается для подогрева питательной воды.

В конденсационных турбинах, предназначенных для совместной выработки электроэнергии и пара, пар отбирается на теплофикацию, а оставшийся, пройдя последние ступени турбины, направляется в конденсатор. При производственном отборе пара он имеет более высокие параметры.

Турбины с противодавлением отличаются от предыдущих типов тем, что после них отсутствует конденсатор и весь пар идет на отопление и производственные нужды.

Конденсационная установка предназначена для создания за паровой турбиной вакуума с целью увеличения теплоперепада и повышения термического КПД установки. Отработавший пар поступает в конденсатор сверху и соприкасаясь с поверхностью трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода, конденсируется. Конденсат стекает вниз и из сборника насосом подается через регенеративные подогреватели в паровой котел. При конденсации пара давление в конденсаторе падает и поддерживается в пределах 3 – 7 кПа.

6.3. Газотурбинные установки.

Рис. 6.4. Газотурбинная установка.

1 – генератор; 2 – устройство топливоподачи; 3 – камера сгорания; 4 – воздух из компрессора; 5 – горелка; 6 – факел; 7 – газоход; 8 – вспомогательный двигатель; 9 – газовая турбина; 10 – компрессор.

Газотурбинная установка (ГТУ) работает следующим образом (рис. 6.4). Компрессор 10 засасывает из атмосферы воздух, сжимает его и подает в камеру сгорания (КС) 3, куда из горелки 5 поступает через устройство топливоподачи 2 топливо. Топливо смешивается с воздухом и сгорает, продукты сгорания поступают в газовую турбину (ГТ) 9. В газовой турбине потенциальная энергия газов преобразуется в механическую энергию, а затем в электрическую энергию в генераторе 1. Запуск ГТУ производится пусковым электродвигателем 8.

Степень сжатия компрессора определяется по выражению:

, (5.22)

где - давление, соответственно, перед компрессором и за компрессором.

Давление в тракте ГТУ 1,3 – 1,7 МПа, это в 10 – 15 раз меньше чем в ПТУ. Прогрев и пуск ПТУ занимает от часа до нескольких часов, ПТУ – 10 – 15 минут.

Воздух при сжатии нагревается, температура воздуха после сжатия Т_в определяется по выражению:

, (5.23)

Где Т_а – температура воздуха перед компрессором. Например, если Т_а – 300К (Т_а=27⁰С), то Т_в=600К, т.е. воздух нагревается на 300⁰С.

Давление воздуха в КС 1,3 – 1,7 МПа, давление топливного газа должно быть больше давления воздуха. Расход газа составляет 1 – 1,5% от расхода воздуха. Температура газов на выходе из КС 1350 – 1400⁰С. В проточной части ГТ газы расширяются до атмосферного давления.

Компрессор потребляет примерно половину или чуть больше мощности ГТ. Например, Р_гт=180МВт, Р_комп=196 МВт, где Р_гт – полезная мощность газовой турбины.

Температуру газов за турбиной можно определить по выражению:

, (5.24)

где -соответственно температура газов перед турбиной и за турбиной.

Например при П_к=16, Т_с=1400⁰С, Т_d=563⁰С. КПД газотурбинных установок .

При уменьшении нагрузки газовой турбины для уменьшения подачи воздуха от компрессора его лопатки выполняются поворотными вокруг вертикальной оси на 25 – 30⁰. Это позволяет регулировать мощность на 50 – 100%. Схема ГТУ приведена на рис. 6.5.

Рис. 6.5. Схема ГТУ.

К – компрессор; В – воздух; Т – топливо; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; УГ – уходящие газы; Г – генератор.