MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP
 Various schemes have been developed for reconstructing the existing dust-system of the TPP-210A boiler of Unit № 4 of the Trypillia TPP with the discharge of the spent drying agent into the main burners (low-cost technologies) or into the cooling zone located above the pre-furnace and...
Збережено в:
| Дата: | 2018 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Російська |
| Опубліковано: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2018
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/2 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103066376241152 |
|---|---|
| author | Rokhman, B.B. |
| author_facet | Rokhman, B.B. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "B.B. Rokhman",
"institution": "Coal Energy Technology Institute NAS of Ukraine"
}
] |
| author_sort | Rokhman, B.B. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:06Z |
| description |  Various schemes have been developed for reconstructing the existing dust-system of the TPP-210A boiler of Unit № 4 of the Trypillia TPP with the discharge of the spent drying agent into the main burners (low-cost technologies) or into the cooling zone located above the pre-furnace and behind the boiler (medium-cost technologies). The advantages of medium-cost technologies over low-cost are shown, in particular, ensuring a high level of fire and explosion safety, slag-free operation and minimization of emergency injections due to redistribution of the ratio of drying agent entering the cooling zone and behind the boiler, a wide range of unit load changes from 150 to 285 MW. Two ways of switching the power unit to a load of 180 MW are shown: 1) by changing both bodies to a load of 60% of the nominal load without lighting with oil fuel (maneuvering mode); 2) by stopping one of the bodies and increasing the load of the second body to 165 MW (basic mode). |
| first_indexed | 2025-07-17T11:36:57Z |
| format | Article |
| fulltext |
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 6
УДК 532.529: 517.4
ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ И СПОСОБЫ
ИХ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ 300 МВт
С АНТРАЦИТОВОГО ШТЫБА НА УГЛИ ГАЗОВОЙ ГРУППЫ
Б.Б.Рохман, докт. техн. наук
Институт угольных энерготехнологий НАН Украины,
04070, г. Киев, ул. Андреевская 19, тел. +38-044-425-53-77, e-mail: Brolene@yahoo.com
Разработаны различные схемы реконструкции существующей пылесистемы котла ТПП-210А блока № 4 Трипольской ТЭС
со сбросом отработанного сушильного агента в основные горелки (малозатратные технологии) или в зону охлаждения,
расположенную над предтопком, и за котел (среднезатратные технологии). Показаны преимущества среднезатратных
технологий над малозатратными, в частности, обеспечение высокого уровня пожаро- и взрывобезопасности, безшлако-
вочной работы ширм и минимизации аварийных впрысков за счет перераспределения соотношения расходов сушильного
агента, поступающих в зону охлаждения и за котел, широкого диапазона изменения нагрузки энергоблока от 150 до 285
МВт. Показаны два способа перехода энергоблока на нагрузку 180 МВт: 1) путем перевода обоих корпусов на нагрузку 60%
от номинальной, без подсветки мазутом (маневренный режим); 2) за счет остановки одного из корпусов и повышения на-
грузки второго корпуса до 165 МВт (базовый режим). Библ. 5, табл. 2, рис. 3.
Ключевые слова: котел, сушка, система пылеприготовления, уголь, ошипованная зона, сушильный агент, шлак, горелка.
MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR
IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM
BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP
Rokhman B.B., Doctor of Technical Sciences, Leading researcher,
Coal Energy Technology Institute NAS of Ukraine,
04070, Kiev, Andreevskaya street 19, Tel.: +38-044-425-53-77, E-mail: Brolene@yahoo.com
Various schemes have been developed for reconstructing the existing dust-system of the TPP-210A boiler of Unit № 4 of the Trypillia
TPP with the discharge of the spent drying agent into the main burners (low-cost technologies) or into the cooling zone located
above the pre-furnace and behind the boiler (medium-cost technologies). The advantages of medium-cost technologies over low-cost
are shown, in particular, ensuring a high level of fire and explosion safety, slag-free operation and minimization of emergency
injections due to redistribution of the ratio of drying agent entering the cooling zone and behind the boiler, a wide range of unit load
changes from 150 to 285 MW. Two ways of switching the power unit to a load of 180 MW are shown: 1) by changing both bodies to
a load of 60% of the nominal load without lighting with oil fuel (maneuvering mode); 2) by stopping one of the bodies and increasing
the load of the second body to 165 MW (basic mode). Referenses 5., tabl. 2., fig. 3.
Key words: boiler, drying, dust preparation system, coal, studded zone, drying agent, slag, burner.
Рохман Б.Б.
Rokhman B.
Сведения об авторе: ведущий научный со-
трудник Института угольных энерготехно-
логий НАН Украины, доктор технических
наук. Биографические данные Рохмана Б.Б.
размещены в известных мировых изданиях
“Who's Who in Science and Engineering” и
“2000 Outstanding Intellectuals of the 21st
Century”.
Образование: Новочеркасский политехни-
ческий институт.
Область научных интересов: Математи-
ческое моделирование аэродинамики, теп-
ломассообмена и химического реагиро-
вания полидисперсного ансамбля твердого
Information about the author: the leading
researcher of the Institute of Coal Energy
Technologies of the NAS of Ukraine, Doctor of
Technical Sciences. Biographical information
of Rohman B.B. is published in well-known
world directories "Who's Who in Science and
Engineering" and "2000 Outstanding
Intellectuals of the 21st Century".
Education: Novocherkassk Polytechnic
Institute.
Research interests: Mathematical modeling of
aerodynamics, heat and mass transfer and
chemical reaction of a polydisperse ensemble of
solid fuel in chamber and layer furnaces, in
© Б.Б.Рохман, 2018
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 7
топлива в камерных и слоевых топках, в реакторах с цирку-
лирующим кипящим слоем и в кипящем слое.
Публикации: более 90 научных работ, из них 27 работ со-
держатся в наукометри-ческой базе Scopus и 4 в наукомет-
рической базе Web of Science.
ORCID 0000-0002-1270-6102
reactors with a circulating fluidized bed and in the fluidized bed.
Publications: more than 90 scientific papers, 27 of them are
contained in the science-based Scopus database and 4 in the
science-based Web of Science database.
ORCID 0000-0002-1270-6102
В работе [1] подробно описана разработан-
ная методика расчета на базе нормативных мате-
риалов [2, 3], позволяющая детально исследовать
различные схемы реконструкций существующих
пылесистем и определять их влияние на работу
парогенератора. Для проверки адекватности мо-
дели в [1] были произведены сопоставления ре-
зультатов расчета с паспортными данными котла
ТПП-210А и экспериментальными значениями
Трипольской ТЭС и ЦКТИ, полученными на па-
рогенераторе ТПП-210А. Там же подробно опи-
саны котлоагрегат ТПП-210А блока № 4 Три-
польской ТЭС и существующая индивидуальная
система пылеприготовления с промежуточным
бункером пыли и шаровой барабанной мельни-
цей Ш-50, предназначенной для размола взрыво-
безопасного угля АШ. Кроме того, в [1] изложе-
ны основные принципы модернизации сущест-
вующей пылесистемы котла ТПП-210А блока
№ 4 Трипольской ТЭС для сжигания газового уг-
ля марок Г и ДГ-100.
Постановка задачи. В настоящей работе на
базе сформулированных в [1] основных положе-
ний модернизации существующей пылесистемы
котлоагрегата ТПП-210А блока № 4 Трипольской
ТЭС были разработаны и обоснованы различные
схемы реконструкции системы пылеприготовле-
ния, различающиеся способом сушки газового
угля и местом сброса отработанного cушильного
агента (СА): 1) сушка газовоздушной смесью, со-
стоящей из дымовых газов, отобранных после
водяного экономайзера (ВЭ), горячего воздуха,
отобранного после регенеративного вращаю-
щегося воздухоподогревателя (РВП), и рецирку-
лирующего СА, со сбросом отработанного СА в
основные горелки; 2) сушка продуктами сгора-
ния, отобранными после ВЭ, и рециркулирую-
щим СА со сбросом отработанного СА в основ-
ные горелки; 3) сушка дымовыми газами, ото-
бранными после ВЭ и РВП, и рециркулирующим
СА со сбросом отработанного СА в зону охлажде-
ния, расположенную над предтопком, и за котел.
Первые две схемы сушки относятся к мало-
затратным технологиям (минимальные капвло-
жения), третья – к среднезатратным технологиям,
где удается достичь оптимального соотношения
цены и качества. Превышение цены среднеза-
тратных технологий над малозатратными оправ-
дано тем, что среднезатратные технологии по-
зволяют решать более широкий спектр задач, в
частности: 1) обеспечивать устойчивое жидкое
шлакоудаление при стабильной работе котла
ТПП–210А в диапазоне изменения нагрузки
энергоблока от 150 до 285 МВт без подсветки ма-
зутом; 2) регулировать температуру газов на вы-
ходе из топки для предотвращения шлакования
ширм путем изменения расхода впрыска отрабо-
танного СА в охлажденную зону, расположен-
ную над предтопком; 3) регулировать температу-
ру вторичного пара на выходе из котла за счет
парового теплообменника и изменения соотно-
шения расходов отработанного СА, поступаю-
щих в зону охлаждения и за котел, что миними-
зирует аварийные впрыски во вторичном тракте;
4) повышение маневренности энергоблока за счет
быстрой глубокой разгрузки двух корпусов до
нагрузки 50% от номинальной без подсветки ма-
зутом с последующим, при необходимости, бы-
стрым наращиванием нагрузки до 285 МВт. При
сжигании АШ минимальная нагрузка энергобло-
ка с котлом ТПП–210А достигалась путем оста-
новки одного из корпусов, что препятствовало
быстрому набору нагрузки энергоблока до
285 МВт, т. е. маневренность энергоблока была
ограничена; 5) предусмотрены два способа пере-
вода двухкорпусного энергоблока на нагрузку
180 МВт: 1) путем разгрузки обоих корпусов до
60% от номинальной (маневренный режим); 2) за
счет полной остановки одного корпуса энерго-
блока и повышения нагрузки второго корпуса до
165 МВт (базовый режим).
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 8
Малозатратные технологии (рис. 1). Из
бункера угля поз. 1 сырое дробленное топливо
марки ДГ-100 в количестве 65,75 т/ч (на одну
мельницу, табл. 1, вариант 1) с помощью питате-
ля поз. 5 подается в мельницу Ш-50 поз. 7, где
происходит его сушка в газовом объеме и размол
угля до пылевидного состояния. В качестве СА
используется смесь из 74,5% дымовых газов поз.
24, отобранных после ВЭ поз. 22 с температурой
422 °С с помощью дымососа рециркуляции газов
поз. 30 и 25,5% отработанного рециркули-
рующего запыленного СА с температурой 90 °С
поз. 25. Далее двухфазный поток транспортиру-
ется по пылепроводу в сепаратор поз. 8, где мел-
кие частицы отделяются от крупных. Последние
возвращаются в мельницу на домол, а мелкодис-
персная пыль и газы вводятся в циклон поз. 9, где
газ отделяется от частиц. Мелкодисперсная фаза
направляется в промежуточный бункер пыли
поз. 10, а запыленный СА с помощью мельнич-
ного вентилятора поз. 11 в количестве 90074 м3/ч
с температурой 90 °С используется в качестве
агента, транспортирующего пыль к основным го-
релкам поз. 15, и 30831 м3/ч агента направляется
на рециркуляцию. Угольная пыль из бункера поз.
10 с помощью аэрационного питателя поз. 29 в
соотношении 80–100 кг пыли на кг транспорти-
рующего агента подается в пылепровод поз. 33,
где смешивается с 74,5% отработанного СА,
вследствие чего массовая концентрация пыли
снижается до 0,64 кг/кг. В этом случае вместо
аэрационных пылепитателей поз. 29 целесооб-
разно использовать лопастные. При такой орга-
низации процесса сушки эффективная темпера-
тура среды в предтопке tэф = 1584 С оказывается
на 150–160 ниже, чем при сжигании АШ [1] из-за
двух факторов: 1) тепловые напряжения объема в
зоне I q1 = 450785 ккал/(ч·м3) ниже допустимых
650000-750000 ккал/(ч·м3), так как существую-
щий объем предтопка в 1,6 раза выше необходи-
мого при сжигании углей газовой группы. Нали-
чие излишнего объема в предтопке не компенси-
руется уменьшениием коэффициента тепловой
эффективности экранов ψ с 28,2% (АШ) до 24,1%
(газовый уголь).
Необходимо отметить, что значение коэффи-
циента ψ при сжигании газовых углей у котла
ТПП–210А, имеющего топку с пережимом, на
20% выше, чем у парогенератора с открытой топ-
кой ТП–100. Это говорить о том, что в парогене-
раторе ТПП–210А больше выделенного тепла
расходуется на подогрев рабочей среды, чем в
котлоагрегате ТП–100. Поэтому в топке котла
ТПП–210А сложнее организовывать устойчивое
жидкое шлакоудаление при сжигании газового
угля, чем в открытой топке парогенератора ТП–
100; 2) рециркулирующие дымовые газы после
пылесистемы направляются в основные горелки.
Известно, что 1% рециркулирующих дымовых
газов снижает адиабатическую температуру го-
рения tad на 10°С.
Устойчивое жидкое шлакоудаление в этом
случае оценивалось двумя способами: 1) темпе-
ратура газов на выходе из предтопка
//
zonIt = 1575 С выше, чем минимальная темпера-
тура факела tф,min = 1573 С, при которой начина-
ется непрерывное вытекание шлака из летки то-
почной камеры, т.е. выполняется неравенство
//
zonI1t ≥ tф,min [4]. При этом разность температур
∆t = tн.ж – t0 = 57 С (tн.ж – нормального жидкого
шлакоудаления, t0 – температура истинно жидко-
го состояния), от которой зависит значение tф,min
лежит в допустимом интервале ∆t = 50–70 С [5];
2) согласно [4] температура жидкого шлака
tslag = tэф – 130 = 1454 С больше, чем температура
tн.ж ≈ 1440 С [1].
Температура газов на выходе из топки
//
тt = 1180 С ниже температуры начала шлакова-
ния для угля марки ДГ-100 – tн.шл = 1268 ± 30 С
[1], что говорит о безшлаковочной работе по-
верхностей нагрева, расположенных в горизон-
тальном газоходе и конвективной шахте.
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 9
Рис. 1. Схема реконструкции индивидуальной системы пылеприготовления котлоагрегата ТПП-210А с промежуточ-
ным бункером пыли и шаровой барабанной мельницей Ш-50 и газовоздушной сушкой газового угля марок Г и ДГ-
100: 1 – бункер угля; 2 – отсекающий шибер; 3 – автовесы; 4 – весовой бункер; 5 – питатель угля; 6 – смеситель; 7 – шаро-
вая барабанная мельница; 8 – сепаратор; 9 – циклон; 10 – бункер пыли; 11 – мельничный вентилятор; 12 – мигалка; 13 –
короб вторичного воздуха; 14 – ожижающий агент; 15 – основные горелки; 16 – топка; 17 – ширмовый пароперегреватель
(шпп); 18 – выходная ступень острого пара (кпп); 19 – выходная ступень вторичного пара (пппII); 20 – первая ступень
вторичного пара (пппI); 21 – регулировочная ступень промежуточного пароперегревателя; 22 – водяной экономайзер (ВЭ);
23 – регенеративный вращающейся воздухоподогреватель (РВП); 24 – трубопровод рециркуляции дымовых газов; 25 – тру-
бопровод рециркуляции отработанного СА; 26 – клапан присадки холодного воздуха; 27 – трубопровод горячего воздуха на
сушку; 28 – трубопровод влагоотсоса; 29 – аэрационный питатель; 30 – дымосос рециркуляции газов (ДРГ); 31 – трубо-
провод горячего воздуха; 32 – взрывной клапан; 33 – пылепровод к основным горелкам; 34 – короб первичного воздуха; 35 –
течка сырого угля; 36 – уходящие газы; 37 – шлак.
Fig.1. The scheme of the individual pulverization system reconstruction of the boiler TPP-210A with the intermediate dust
bunker and the ball mill Sh-50 and gas-air drying of the coals of G and DG-100 grades: 1 – coal bunker; 2 – cutting gate; 3 –
automatic scales; 4 – weighing hopper; 5 – coal feeder; 6 – the mixer; 7 – ball mill; 8 –separator; 9 – cyclone; 10 – dust bunker; 11
– mill fan; 12 – flasher; 13 – a box of secondary air; 14 –fluidizing agent; 15 – main burners; 16 – furnace; 17 – screen superheater
(шпп); 18 – output stage of hot steam (кпп); 19 – output stage of secondary steam (пппII); 20 – first stage of secondary steam
(пппI); 21 – regulating stage of intermediate superheater; 22 – water economizer (ВЭ); 23 – regenerative rotating air heater (РВП);
24 – pipeline of flue gases recirculation; 25 – recirculation line of spent drying agent; 26 – cold air additive valve; 27 – hot air line
for drying; 28 – the pipeline of the moisture pump; 29 – aeration feeder; 30 – smoke exhauster of recirculating gases (ДРГ); 31 – hot
air line; 32 – the explosive valve; 33 – dust line to the main burners; 34 – box of primary air; 35 – raw coal flow; 36 – outgoing
gases; 37 – slag.
Уровень пожаро- и взрывобезопасности пы-
лесистемы оценивался по трем критериям: 1)
значение объемной концентрации окислителя в
отработанном СА с учетом присосов воздуха в
пылесистему 7,75% менее 16%; 2) запас по тем-
пературе СА во избежание конденсации водяных
паров составляет 12 °С; 3) скорости газовзвеси в
пылепроводах (при расходе СА 120905 м3/ч) ле-
жат в требуемых диапазонах, выбранных из усло-
вия невыпадения пыли на стенки трубопроводов.
При сушке дымовыми газами угля марки Г
(табл. 1, вариант 2), температура СА на входе в
пылесистему на 133 °С ниже, чем в варианте 1
из-за меньшего количества испаренной влаги
∆Wр = 3,6% по сравнению с углем марки ДГ-100
– ∆Wр = 9,9% [1]. Это достигается путем повы-
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 10
шения расхода рециркулирующего запыленного
СА в 2,5 раза, что естественно будет сказываться
на организации режимов работы пылесистемы.
Здесь уровень температур в предтопке на 40 °С
выше, чем в варианте 1 за счет меньшего значе-
ния коэффициента рециркуляции дымовых газов
rрец = 4,1% (табл. 1, ср. варианты 1 и 2). Указан-
ные выше критерии пожаро- и взрывобезопасно-
сти пылесистемы в варианте 2 выполняются.
Одним из способов повышения уровня тем-
ператур в предтопке при сжигании угля марки
ДГ-100 является уменьшение коэффициента rрец
за счет частичного замещения доли дымовых га-
зов в СА горячим воздухом. В этом случае газо-
воздушная смесь на входе в Ш-50 формируется
из трех компонентов: 53,6% дымовых газов, ото-
бранных после ВЭ с температурой 419 °С, 25%
горячего воздуха с температурой 393 °С поз. 27 и
21,4% рециркулирующего отработанного СА с
температурой 90 °С (табл. 1, вариант 3). Предло-
женная схема сушки уменьшает коэффициент rрец
с 8,46% до 6,03%, вследствие чего температуры
tad и tэф повышаются на 33 °С и 22 °С, соответст-
венно, содержание кислорода во влажном СА в
конце пылесистемы возрастает на 3,55% (табл. 1,
ср. варианты 1 и 3).
При размоле угля марки Г температуру СА
на входе в пылесистему следует уменьшить на
30 °С за счет впрыска 10% холодного воздуха,
что влечет за собой возрастание объемной кон-
центрации окислителя в отработанном СА до
13,58% (табл. 1, ср. варианты 3 и 4).
Как отмечалось выше, подача рециркули-
рующих дымовых газов в основные горелки при-
водит к снижению температур tad, tэф и //
zonIt , из-за
чего происходит сужение диапазона регулирова-
ния нагрузки энергоблока. Расчеты показывают,
что для угля марки Г минимальная нагрузка
энергоблока, при которой обеспечивается устой-
чивое жидкое шлакоудаление (tн.ж ≈ 1350 С [1],
tslag = tэф – 130 = 1462 С и //
zonIt = 1538 С ≥ tф,min =
= 1536 С при ∆t = tн.ж – t0 = 84 С) при стабиль-
ной работе котла ТПП–210А составляет 210 МВт
(табл. 1, вариант 5). Для угля марки ДГ-100 диа-
пазон регулирования нагрузки энергоблока еще
уже из-за большего количества рециркулирую-
щих дымовых газов, поступающих в основные
горелки, и более высокой температуры tн.ж. Необ-
ходимо подчеркнуть, что малозатратные техно-
логии не позволяют регулировать температуру
газов на выходе из топки для предотвращения
шлакования ширм. Температура вторичного пара
регулируется за счет аварийных впрысков (на-
пример, на котлоагрегате ТПП-210А блока № 4
Трипольской ТЭС), что приводит к неоправдан-
ному снижению к.п.д. котла.
Среднезатратные технологии (рис. 2). Для
устранения перечисленных недостатков была
разработана новая концепция реконструкции пы-
лесистемы котла ТПП-210А блока № 4 Триполь-
ской ТЭС. Ее преимущества перед малозатрат-
ными технологиями описаны выше. Новая кон-
цепция базируется на пяти основных техниче-
ских решениях: 1) высококонцентрированная по-
дача сухой угольной пыли аэрационным питате-
лем поз. 29 в основные горелки поз. 15 в соотно-
шении 80–100 кг пыли на 1 кг транспортирующе-
го агента, что минимизирует поступление инерт-
ных газов в активную зону; 2) в ошипованную
зону подается высушенное топливо, у которого
низшая теплота сгорания выше, чем у сырого уг-
ля; 3) глубокая очистка отработанного СА от пы-
ли (до 99,9%) за счет установки после циклона
поз. 9 рукавных циклонных фильтров поз. 36
способствует повышению уровня температур в
предтопке и снижению мехнедожога; 5) ввод от-
работанного СА в сбросные горелки поз. 38 и за
котел поз. 39. В этом случае продукты сгорания
не оказывают влияния на выгорание пыли в оши-
пованной зоне, препятствуют затягиванию факе-
ла в охладительную зону и тем самым защищают
ширмы от шлакования. Кроме того, такое техни-
ческое решение позволяет уменьшить избыток
воздуха в предтопке, что повышает эффектив-
ность выгорания угольной пыли.
Применение среднезатратной технологии для
угля марки ДГ-100 приводит к повышению адиа-
батической температуры горения с 1909 °С до
2178 °С, температуры газов на выходе из пред-
топка с 1575 °С до 1704 С, эффективной темпе-
ратуры среды в предтопке с 1584 °С до 1764 °С,
что позволяет существенно расширить диапазон
изменения нагрузки энергоблока от 150
до 285 МВт (табл. 1, ср. варианты 1 и 6).
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 11
Среднезатратные технологии позволяют ре-
гулировать температуры газов на выходе из топ-
ки и вторичного пара за счет изменения соотно-
шения расходов отработанного СА, поступаю-
щих в зону II и за котел. Продемонстрируем это
на примере. При сбросе всего отработанного СА
в зону II температура //
тt = 1136 С, что влечет за
собой перераспределение тепловосприятий по
первичному и вторичному трактам (табл. 1, вари-
ант 6). Из рис. 3 а видно, что для поддержания
заданной температуры пара 545 °С перед цилин-
дром высокого давления тепловосприятия пер-
вичного тракта недостаточно, в то время как во
вторичном – избыток тепла. Для устранения это-
го недостатка необходимо 60% отработанного
СА подать в зону II и 40% за котел (табл. 1, вари-
ант 7, рис. 2, поз. 38 и 39). При этом температура
//
тt = 1161 °С, вследствие чего тепловосприятие
по первичному тракту повышается и минимизи-
руются аварийные впрыски во вторичном тракте
(рис. 3 б).
Рис. 2. Схема реконструкции индивидуальной системы пылеприготовления котлоагрегата ТПП-210А с промежуточ-
ным бункером пыли и шаровой барабанной мельницей Ш-50 и газовой сушкой газового угля марок Г и ДГ-100: Обо-
значения 1 – 35 те же, что на рис. 1; 36 – рукавный циклонный фильтр; 37 – эжектор; 38 – сбросные горелки; 39 – трубо-
провод сброса СА в газоход за котлом; 40 – шлак; 41 – существующий дымосос; 42 – трубопровод рециркуляции дымовых
газов; 43 – регулирующий шибер.
Fig. 2. The scheme of the individual pulverization system reconstruction of the boiler TPP-210A with the intermediate dust
bunker and the ball mill Sh-50 and gas drying of the coals of G and DG-100 grades: The notation 1 – 35 is the same as in Fig. 1;
36 – baghouse filter; 37 – ejector; 38 – discharge burners; 39 – pipeline of drying agent discharge into the flue behind the boiler; 40
– slag; 41 – existing smoke exhauster; 42 – flue gas recirculation pipeline; 43 – adjusting slide.
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 12
При сбросе всего отработанного СА за котел
по трубопроводу рециркуляции дымовых газов поз.
39 (рис. 2) температура уходящих газов уменьша-
ется до 119 °С, вследствие чего возникает опас-
ность коррозии поверхностей нагрева воздухопо-
догревателя (табл. 1, вариант 8). Для устранения
этой причины необходимо предварительно подог-
реть холодный воздух, поступающий в воздухопо-
догреватель, путем установки калорифера и орга-
низации рециркуляции горячего воздуха.
В вариантах 9 и 10 (табл. 1) показана реа-
лизация новой концепции реконструкции пы-
лесистемы котла ТПП-210А для угля марки Г.
В варианте 9 сушка газового угля производится
трехкомпонентной смесью, которая формиру-
ется из продуктов сгорания, отобранных после
ВЭ поз. 24 и РВП поз. 42 (рис. 2) с температу-
рами 417 °С и 161 °С в количестве 36,9% и
30%, соответственно, и 33,1% отработанного
рециркулирующего СА с температурой 110 °С.
В варианте 10 СА состоит из двух компонен-
тов: 34% дымовых газов, отобранных после ВЭ,
и 66% рециркулирующего СА с температурой
95 °С. Недостатком варианта 10 является
большое количество рециркулирующего СА
77200 м3/ч по сравнению с углем марки ДГ-100
– 34216 м3/ч, что затрудняет организацию на-
дежной работы пылепровода рециркуляции СА
(табл. 1, ср. варианты 6 и 10). В этом случае
предпочтительней выглядит вариант 9.
Рис. 3. Распределение расчетных температур первичного и вторичного пара по тракту котла ТПП-210А для вариан-
тов 6 (а) и 7 (б) : 1 – водяной экономайзер (ВЭ); 2 – нижняя радиационная часть (НРЧ); 3 – верхняя радиационная часть
(ВРЧ); 4 – экраны поворотной камеры (ЭПК); 5 – потолок (ПОТ); 6 – ширмовый пароперегреватель (ШППц – центральные
ширмы); 7 – ширмовый пароперегреватель (ШППк – крайние ширмы); 8 – выходная ступень острого пара (кпп); 9 – регу-
лировочная ступень промежуточного пароперегревателя; 10 – первая ступень вторичного пара (пппI); 11 – выходная сту-
пень вторичного пара (пппII).
Fig. 3. Distribution of design temperatures of primary and secondary steam along the boiler path of the TPP-210A steam
generator for variants 6 (а) and 7 (б) : 1 – water economizer (ВЭ); 2 – low radiation part (НРЧ); 3 – upper radiation part screen
(ВРЧ); 4 – screens of the rotary chamber (ЭПК); 5 – ceiling (ПОТ); 6 – superheater (ШППц – central screens); 7 – superheater
(ШППк – side screens); 8 – output stage of hot steam (кпп); 9 – regulating stage of intermediate superheater;); 9 – regenerative
rotating air heater (РВП); 10 – the first stage of secondary steam (пппI); 11 – output stage of secondary steam (пппII).
На низких нагрузках энергоблока 210 МВт и
180 МВт при сжигании углей марок Г и ДГ-100
удается достичь устойчивого жидкого шлакоуда-
ления при стабильной работе котла ТПП–210А,
так как уровень температур в предтопке несколь-
ко выше, чем при нагрузке 285 МВт (табл. 1, ср.
варианты 1, 2 и 11–14). На минимальной нагрузке
энергоблока 150 МВт при сжигании угля марки Г
(tн.ж ≈ 1350 С [1]) удается обеспечить непрерыв-
ное вытекание шлака из летки топки ( //
zonIt =
= 1521 С ≥ tф,min = 1489 С при ∆t = tн.ж – t0 =
= 50 С; табл. 1, вариант 16). При этом содержа-
ние О2 в отработанном СА составляет 10,66%.
Новая концепция предусматривает два спо-
соба перевода двухкорпусного энергоблока на
нагрузку 180 МВт: 1) при работе энергоблока в
маневренном режиме оба корпуса переводятся на
нагрузку 60% от номинальной без подсветки ма-
зутом с последующим, при необходимости, бы-
стрым наращиванием нагрузки до 285 МВт;
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 13
2) при работе энергоблока в базовом режиме
один корпус энергоблока останавливается, дру-
гой – переходит на нагрузку 165 МВт. Исследо-
вания показывают, что при такой организации
процесса сжигания угля марки ДГ-100 темпера-
турный уровень в предтопке близок к значениям
температур, приведенным в паспорте котла
ТПП–210А, тепловые напряжения объема
530885 ккал/(ч·м3) меньше допустимых, темпера-
тура //
тt = 1209 °С ниже tн.шл = 1268 ±
± 30 С, температура металла стенки труб НРЧ,
выполненных из стали 12Х1МФ, не превышает
495 °С (табл. 1, вариант 17). Для обеспечения
этого режима необходимо модернизировать су-
ществующий дымосос. Ориентировочная стои-
мость модернизации составляет 20–30% от стои-
мости дымососа. В этом случае максимальная на-
грузка энергоблока увеличивается до 330 МВт.
Необходимо отметить, что такой режим невоз-
можно организовать при малозатратных техноло-
гиях, так как температура газов на выходе из
топки оказывается близка к температуре начала
шлакования.
Таблица 1. Результаты расчетов вариантов 1-10 парогенератора ТПП-210А блока № 4 Трипольской ТЭС и системы
пылеприготовления (на один корпус)
Table 1. Calculations results of variants 1-10 of steam generator ТPP-210А block 4 of Tripillya power station and the dust
preparation system (per one body)
Номер варианта Наименование
величин
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Характеристики котла
Технологии малозатратные среднезатратные
Марка угля ДГ-100 Г ДГ-100 Г Г ДГ-100 ДГ-100 ДГ-100 Г Г
Нагрузка энергоблока,
МВт
285 285 285 285 210 285 285 285 285 285
Полный расход угля на ко-
тел, кг/ч
65751 59310 65955 59314 43459 66220 65919 65516 60004 59331
Состав СА на входе в пы-
лесистему
дымо-
вые газы
дымо-
вые газы
дымо-
вые га-
зы, воз-
дух
дымо-
вые га-
зы, воз-
дух
дымо-
вые га-
зы, воз-
дух
дымо-
вые газы
дымо-
вые газы
дымо-
вые газы
дымо-
вые газы
дымо-
вые газы
Место подачи рециркули-
рующих газов в котел
основ-
ные го-
релки
основ-
ные го-
релки
основ-
ные го-
релки
основ-
ные го-
релки
основ-
ные го-
релки
в зону II 40% за
котел
60% в
зону II
за котел в зону II в зону II
Место отбора дымовых га-
зов в котле
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ
после
ВЭ и
РВП
после
ВЭ
Коэффициент избытка
воздуха на выходе из топ-
ки
1,174 1,177 1,17 1,165 1,147 1,216 1,182 1,13 1,215 1,2014
Средняя тепловая нагрузка
радиационных поверхно-
стей в предтопке, ккал/
(ч·м2)
135866 142641 140291 146321 123847 175408 174091 171106 170960 169249
Тепловое напряжение объ-
ема предтопка,
ккал/ (ч·м3)
450785 449180 449922 449177 329109 457179 455104 452323 456191 451080
Допустимое тепловое на-
пряжение объема предтоп-
ка, ккал/ (ч·м3)
650000-750000
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 14
Номер варианта Наименование
величин
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Адиабатическая темпе-
ратура горения, С
1909 1968 1942 1996 1972 1883/
2178
1994/
2172
2078 1896/
2151
1950/
2147
Эффективная температура
среды в предтопке, С
1584 1624 1606 1641 1592 1764 1758 1748 1746 1741
Температура газов на вы-
ходе из предтопка, С
1575 1604 1590 1616 1538 1704 1700 1691 1692 1687
То же из топки, С 1180 1185 1181 1185 1074 1136 1161 1179 1148 1159
То же из шпп, С 1058 1058 1056 1057 944 1023 1039 1047 1033 1038
То же из поворотной ка-
меры, С
1000 999 998 997 886 971 982 985 980 982
То же из кпп, С 833 829 829 826 735 818 818 812 823 820
То же из пппII, С 710 692 706 689 627 691 686 678 693 689
То же из пппI, С 573 560 571 558 525 563 559 553 562 560
То же из регулировочной
ступени ппп, С
518 505 515 503 437 494 505 487 493 497
То же из экономайзера, С 422 410 419 407 357 430 431 420 417 417
То же из горячей части
РВП, С
194 190 191 188 173 196 188 164 203 189,9
То же из холодной части
РВП (уходящие газы), С
151 147 148 146 136 152 142 119 161 147,5
Температура горячего воз-
духа на выходе из РВП, С
397 384 393 383 342 403 398 377 395 390
Характеристики пылесистемы
Температура отработанно-
го СА, С
90 95 90 95 95 90 90 90 110 95
Температура точки росы в
пылесистеме, С
73 71 70 66 66 77,5 77,5 77,5 69 71
Количество испаренной
влаги, кг/кг
0,101 0,03673 0,101 0,03673 0,03673 0,101 0,101 0,101 0,03673 0,03673
Количество СА на один кг
сырого угля на входе в
пылесистему, кг/кг
1,124 1,34 1,1354 1,344 1,8725 1,1499 1,1546 1,16 1,2774 1,3439
Температура СА на входе
в пылесистему, С
342 209 340 210 185 337 337 335 244 210
Доля горячего воздуха от
количества СА на входе в
пылесистему, %
− − 25 15 15 − − − − −
Доля холодного воздуха от
количества СА на входе в
пылесистему, %
− − − 10 10 − − − − −
Доля рециркулирующего
отработанного СА от ко-
личества СА на входе в
пылесистему, %
25,5 65,18 21,4 50,5 52,3 29 29,46 27,5 33,1 66
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 15
Номер варианта Наименование
величин
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Доля газов, отобранных
после ВЭ, от количества
СА на входе в пылесисте-
му, %
74,5 34,82 53,6 24,5 22,7 71 70,54 72,5 36,9 34
Доля газов, отобранных
после РВП, от количества
СА на входе в пылесисте-
му, %
− − − − − − − − 30 −
Расход влажного СА в
конце пылесистемы, м3/ч
120905 119103 119485 118333 119905 117988 117557 117593 116961 116970
Содержание кислорода во
влажном СА в конце пы-
лесистемы, %
7,75 8,8 11,3 13,58 13,68 8,41 8,23 7,75 9,88 9,1
Коэффициент рециркуля-
ции газов, отобранных по-
сле ВЭ
8,46 4,1 6,03 2,88 3,8 7,46 7,38 8,81 3,79 3,8
То же после РВП − − − − − − − − 2,7 −
Минимально допустимая
температура СА по усло-
виям конденсации водя-
ных паров, С
78 76 75 71 71 82,5 82,5 82,5 74 76
Запас по температуре СА в
конце установки, С
12 19 15 24 24 7,5 7,5 7,5 36 19
Таблица 2. Результаты расчетов вариантов 11-17 парогенератора ТПП-210А блока № 4 Трипольской ТЭС и системы
пылеприготовления (на один корпус)
Table 2. Calculations results of variants 11-17 of steam generator ТPP-210А block 4 of Tripillya power station and the dust
preparation system (per one body)
Номер варианта Наименование
величин
11 12 13 14 15 16 17
Характеристики котла
Технологии среднезатратные
Марка угля ДГ-100 Г ДГ-100 Г ДГ-100 Г ДГ-100
Нагрузка энергоблока, МВт 210 210 180 180 150 150 330
Полный расход угля на котел, кг/ч 48771 44280 41618 37868 34566 31367 76896
Состав СА на входе в пылесистему дымовые
газы
дымовые
газы
дымовые
газы
дымовые
газы
дымовые
газы
дымовые
газы
дымовые
газы
Место подачи рециркулирующих газов в
котел
в зону II в зону II в зону II в зону II в зону II в зону II в зону II
Место отбора дымовых газов в котле после ВЭ после ВЭ
и РВП
после ВЭ после ВЭ
и РВП
после ВЭ после ВЭ
и РВП
после ВЭ
Коэффициент избытка воздуха на выходе
из топки
1,246 1,253 1,2658 1,274 1,2946 1,304 1,2304
Средняя тепловая нагрузка радиационных
поверхностей в предтопке, ккал/ (ч·м2)
148538 144620 135296 132790 121325 119035 184654
Тепловое напряжение объема предтопка,
ккал/ (ч·м3)
336713 336649 287328 287901 238642 238478 530885
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 16
Номер варианта Наименование
величин
11 12 13 14 15 16 17
Допустимое тепловое напряжение объема
предтопка, ккал/ (ч·м3)
650000-750000
Адиабатическая температура горения, С 1820/
2160
1814/
2128
1778/
2149
1776/
2122
1738/
2140
1721/
2115
1949/
2158
Эффективная температура среды в пред-
топке, С
1713 1695 1685 1671 1656 1642 1768
Температура газов на выходе из предтопка,
С
1623 1611 1579 1571 1529 1521 1730
То же из топки, С 1020 1028 960 970 894 899 1209
То же из шпп, С 912 918 856 864 798 801 1093
То же из поворотной камеры, С 861 867 808 816 752 756 1039
То же из кпп, С 732 736 693 698 654 657 872
То же из пппII, С 632 634 608 611 586 588 729
То же из пппI, С 528 529 519 518 514 513 588
То же из регулировочной ступени ппп, С 455 450 424 436 411 412 527
То же из экономайзера, С 398 383 375 371 365 353 451
То же из горячей части РВП, С 190 193 184 190 181 185 201
То же из холодной части РВП (уходящие
газы), С
146 155 142 152 139 149 156
Температура горячего воздуха на выходе
из РВП, С
378 368 360 360 353 346 418
Характеристики пылесистемы
Температура отработанного СА, С 90 110 90 110 90 110 90
Температура точки росы в пылесистеме, С 77,5 69 77,5 69 77,5 69 72,6
Количество испаренной влаги, кг/кг 0,101 0,03673 0,101 0,03673 0,101 0,03673 0,101
Количество СА на один кг сырого угля на
входе в пылесистему, кг/кг
1,614 1,76931 1,91379 2,0752 2,3312 2,503 1,008
Температура СА на входе в пылесистему,
С
277 215 251,8 204 227 193 365
Доля рециркулирующего отработанного
СА от количества СА на входе в пылеси-
стему, %
41,2 37,21 45 39,8 51,6 41,76 25,5
Доля газов, отобранных после ВЭ, от ко-
личества СА на входе в пылесистему, %
58,8 32,79 55 30,2 48,4 28,24 74,5
Доля газов, отобранных после РВП, от ко-
личества СА на входе в пылесистему, %
− 30 − 30 − 30 −
Расход влажного СА в конце пылесистемы,
м3/ч
118543 118438 118538 118397 118668 117865 121320
Содержание кислорода во влажном СА в
конце пылесистемы, %
8,99 10,27 9,22 10,45 9,5 10,66 8,41
Коэффициент рециркуляции газов, ото-
бранных после ВЭ
8,5 4,51 9,31 4,79 9,8 5,268 6,155
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 17
Номер варианта Наименование
величин
11 12 13 14 15 16 17
То же после РВП − 3,673 − 4,26 − 5,07 −
Минимально допустимая температура СА
по условиям конденсации водяных паров,
С
82,5 74 82,5 74 82,5 74 77,6
Запас по температуре СА в конце установ-
ки, С
7,5 36 7,5 36 7,5 36 12,4
Примечание. В числителе приведены значения адиабатической температуры горения для подсушенного угля при избытке
воздуха в предтопке без учета рециркуляции дымовых газов, в знаменателе – для сырого угля при избытке воздуха на выхо-
де из топки с учетом рециркуляции дымовых газов.
Выводы. 1. Разработаны и обоснованы раз-
личные схемы реконструкции существующей
пылесистемы котла ТПП-210А (малозатратные и
среднезатратные технологии) для сжигания газо-
вого угля марок ДГ-100 и Г и исследовано влия-
ние этих схем на работу парогенератора.
2. Показано, что при организации процесса
сушки газовых углей газовоздушной смесью
концентрации окислителя в отработанном СА и
уровень температур в предтопке выше на 3,6–
4,8% и 17–22 °С, чем при сушке дымовыми газа-
ми, вследствие чего уровень пожаро- и взрывобе-
зопасности пылесистемы понижается, а интервал
изменения нагрузки энергоблока несколько воз-
растает.
3. Показано, что интервал регулирования на-
грузки энергоблока при использовании малоза-
тратных технологий значительно уже по сравне-
нию со среднезатратными технологиями.
4. Показано, что малозатратные технологии
не позволяют регулировать температуру газов на
выходе из топки для предотвращения шлакова-
ния ширм, а температура вторичного пара регу-
лируется за счет аварийных впрысков, что при-
водит к неоправданному снижению к.п.д. котла.
5. Разработана новая концепция реконструк-
ции пылесистемы котла ТПП–210А для угля ма-
рок Г и ДГ-100 (среднезатратные технологии) с
сушкой дымовыми газами, отобранными после
ВЭ и РВП, и рециркулирующим СА со сбросом
СА в зону охлаждения, расположенную над
предтопком и за котел. Такая организация про-
цесса сушки обеспечивает высокий уровень по-
жаро- и взрывобезопасности, безшлаковочную
работу ширм, широкий диапазон изменения на-
грузки энергоблока от 150 до 285 МВт, регулиро-
вания температур газов на выходе из топки и
вторичного пара.
6. Новая концепция предусматривает два
способа перехода двухкорпусного энергоблока на
нагрузку 180 МВт: 1) путем перевода обоих кор-
пусов на нагрузку 60% от номинальной без под-
светки мазутом (маневренный режим); 2) за счет
остановки одного из корпусов энергоблока и по-
вышения нагрузки второго корпуса до 165 МВт.
При этом параметры котла ТПП–210А не превы-
шают допустимых значений (базовый режим).
1. Рохман Б. Б. Исследование различных схем реконст-
рукции проектной системы пылеприготовления при перево-
де парогенератора ТПП-210А блока № 4 Трипольской ТЭС с
АШ на газовый уголь марок Г и ДГ-100 // Відновлювана
енергетика. - 2017. - № 4. - С. 6-26.
2. Кузнецов Н.В., Митор В.В. и др. Тепловой расчет ко-
тельных агрегатов (Нормативный метод) – М.: Энергия,
1973. – 296 с.
3. Соколов Н.В., Кисельгоф М.Л. Расчет и проектирова-
ние пылеприготовительных установок котельных агрегатов
(Нормативные материалы) – Л.: ОНТИ ЦКТИ, 1971. – 313 с.
4. Вербовецкий Э.Х., Жмерика Н.Г. Методические ука-
зания по проектированию топочных устройств энергетиче-
ских котлов – Санкт–Петербург, 1996. – 270 с.
5. Изюмов М. А., Росляков П. В. Проектирование и рас-
чет горелок – Москва, 1990. – 115 с.
ОСНОВНІ КОНЦЕПТУАЛЬНІ РІШЕННЯ І СПОСОБИ
ЇХ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРИ ПЕРЕВЕДЕННІ ЕНЕРГОБЛОКІВ
300 МВ З АНТРАЦИТОВОГО ШТИБУ НА ВУГІЛЛЯ
ГАЗОВОЇ ГРУПИ
Б.Б.Рохман, докт. техн. наук
Інститут вугільних енерготехнологій НАН України,
04070, м. Київ, вул. Андріївська, 19, тел. +38-044-425-53-77,
e-mail: Brolene@yahoo.com
Розроблено різні схеми реконструкції існуючої пилосистеми
котла ТПП-210А блоку № 4 Трипільської ТЕС зі скиданням
КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058
Відновлювана енергетика. 2018. № 1 18
відпрацьованого сушильного агента в основні пальники (ма-
ловитратні технології) або в зону охолодження, розташо-
вану над передтопком, і за котел (середньовитратні тех-
нології). Показано переваги середньовитратних технологій
над маловитратними, зокрема, забезпечення високого рівня
пожежо- та вибухобезпеки, безшлаковочної роботи ширм і
мінімізації аварійних впорскувань за рахунок перерозподілу
співвідношення витрат сушильного агента, що надходять в
зону охолодження і за котел, широкого діапазону зміни на-
вантаження енергоблоку від 150 до 285 МВт. Показано два
способи переходу енергоблоку на навантаження 180 МВт:
1) шляхом переведення обох корпусів на навантаження 60%
від номінального без підсвічування мазутом (маневрений
режим); 2) за рахунок зупинки одного з корпусів і підвищен-
ня навантаження другого корпусу до 165 МВт (базовий
режим). Бібл.5, табл.2, рис.3.
Ключові слова: котел, сушка, система пилоприготування,
вугілля, зашипована зона, сушильний агент, шлак, пальник.
REFERENCES
1. Rohman B.B. (2017). Yssledovanye razlychnyikh skhem
rekonstruktsyy proektnoy systemy pyilepryhotovlenyya pry per-
evode paroheneratora TPP-210A bloka # 4 Trypol'skoy TЭS s
ASh na hazovyiy uhol' marok H y DH-100 [Investigation of
various schemes for reconstructing of the design dust preparation
system when changing the TPP-210A steam generator operation
of the Trypillia TPP Block 4 from burning anthracite culm to
burning G and DG-100 gas coal] Vidnovluvana energetika
[Renewable energy] 4, 6-26 [in Rus].
2. Kuznetsov N.V., Mitor V.V. i dr. (1973). Teplovoy ra-
schet kotelnyih agregatov (Normativnyiy metod) [Thermal calcu-
lation of boiler units (Normative method)]. Moscow, USSR: En-
ergiya [in Rus].
3. Sokolov N.V., Kiselgof M.L. (1971). Raschet i proektiro-
vanie pyileprigotovitelnyih ustanovok kotelnyih agregatov (Nor-
mativnyie materialyi) [Calculation and design of pulverizing
units of boilers (Normative materials)]. Leningrad, USSR: ONTI
TsKTI [in Rus].
4. Verbovetskiy E.H., Zhmerika N.G. (1996). Metodicheskie
ukazaniya po proektirovaniyu topochnyih ustroystv ener-
geticheskih kotlov [Methodological instructions for the design of
combustion devices for power boilers]. Sankt-Peterburg, Russia
[in Rus].
5. Yzyumov M. A., Roslyakov P. V. (1990). Proektyrovanye
y raschet horelok [Design and calculation of burners]. Moscow,
USSR, 115 P. [in Rus].
SYNOPSES
Various schemes for reconstructing the dust
preparation system for the TPP-210A boiler unit 4 of the Trypil-
lia TPP, differing in the way of drying the gas coal (flue gas or
gas-air mixture) and the place of discharge of the spent drying
agent: into the main burners (low-cost technologies) or into the
cooling zone, located above the pre-furnace, and behind the
boiler (medium-cost technologies) are developed and justified.
With the use of low-cost technologies for G-grade coal, the
minimum load of the power unit ensuring stable liquid slag
removal and stable operation of the TPP-210A boiler is 210
MW. For DG-100 coal, the load regulation range of the power
unit is less due to the greater amount of recirculating flue gases
entering the main burners and the higher temperature of normal
liquid slag removal. It is shown that when drying the gas coals
with a gas-air mixture, concentration of the oxidant in the spent
drying agent and the temperature in the preheater is higher by
3.6-4.8% and 17-22 °C than when drying with flue gases, and
the explosion and fire safety of the dust system decreases while
the interval of load change of the power unit increases
somewhat. It is shown that low-cost technologies do not allow
regulating the temperature of gases at the outlet from the furnace
to prevent slagging of the screens. The temperature of the
secondary steam is regulated by emergency injections, which
leads to an unjustified reduction in boiler efficiency. To
eliminate these shortcomings, a new concept for the
reconstruction of the dust preparation system of the TPP-210A
boiler (medium-cost technologies) has been developed. These
technologies allow to solve a wider range of tasks in comparison
with low-cost technologies, in particular to provide: 1) stable
liquid slag removal in the range of load change of the power unit
from 150 to 285 MW without fuel oil lighting; 2) slag-free
operation of screens and minimization of emergency injections
due to redistribution of the ratio of drying agent entering the
cooling zone and beyond the boiler; 3) increasing the
maneuverability of the power unit due to the rapid deep
unloading of the two bodies to a load of 50% of the nominal,
followed, if necessary, by a rapid build-up of the load to 285
MW; 4) high level of fire and explosion safety of the dust
system. Two ways of switching a two-body power unit to a load
of 180 MW are developed: 1) by unloading both bodies to 60%
of the rated load (maneuvering mode); 2) due to a complete
shutdown of one power unit body and an increase in the load of
the second body to 165 MW (basic mode).
Статья надійшла до редакції 24.01.2018
Остаточна версія 21.03.2018
|
| id | veorgua-article-2 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Russian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:02:17Z |
| publishDate | 2018 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/0b/f3f551d0ea71dd08d25262a79854b00b.pdf |
| spelling | veorgua-article-22026-07-18T06:32:06Z MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ И СПОСОБЫ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ 300 МВт С АНТРАЦИТОВОГО ШТЫБА НА УГЛИ ГАЗОВОЙ ГРУППЫ ОСНОВНІ КОНЦЕПТУАЛЬНІ РІШЕННЯ І СПОСОБИ ЇХ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРИ ПЕРЕВЕДЕННІ ЕНЕРГОБЛОКІВ 300 МВ З АНТРАЦИТОВОГО ШТИБУ НА ВУГІЛЛЯ ГАЗОВОЇ ГРУПИ Rokhman, B.B. boiler drying dust preparation system coal studded zone drying agent burner slag котел сушка система пилоприготування вугілля зашипована зона сушильний агент шлак пальник котел сушка система пылеприготовления уголь ошипованная зона сушильный агент шлак горелка  Various schemes have been developed for reconstructing the existing dust-system of the TPP-210A boiler of Unit № 4 of the Trypillia TPP with the discharge of the spent drying agent into the main burners (low-cost technologies) or into the cooling zone located above the pre-furnace and behind the boiler (medium-cost technologies). The advantages of medium-cost technologies over low-cost are shown, in particular, ensuring a high level of fire and explosion safety, slag-free operation and minimization of emergency injections due to redistribution of the ratio of drying agent entering the cooling zone and behind the boiler, a wide range of unit load changes from 150 to 285 MW. Two ways of switching the power unit to a load of 180 MW are shown: 1) by changing both bodies to a load of 60% of the nominal load without lighting with oil fuel (maneuvering mode); 2) by stopping one of the bodies and increasing the load of the second body to 165 MW (basic mode). Разработаны различные схемы реконструкции существующей пылесистемы котла ТПП-210А блока № 4 Трипольской ТЭС со сбросом отработанного сушильного агента в основные горелки (малозатратные технологии) или в зону охлаждения, расположенную над предтопком, и за котел (среднезатратные технологии). Показаны преимущества среднезатратных технологий над малозатратными, в частности, обеспечение высокого уровня пожаро- и взрывобезопасности, безшлако- вочной работы ширм и минимизации аварийных впрысков за счет перераспределения соотношения расходов сушильного агента, поступающих в зону охлаждения и за котел, широкого диапазона изменения нагрузки энергоблока от 150 до 285 МВт. Показаны два способа перехода энергоблока на нагрузку 180 МВт: 1) путем перевода обоих корпусов на нагрузку 60% от номинальной, без подсветки мазутом (маневренный режим); 2) за счет остановки одного из корпусов и повышения на- грузки второго корпуса до 165 МВт (базовый режим). Various schemes have been developed for reconstructing the existing dust-system of the TPP-210A boiler of Unit № 4 of the Trypillia TPP with the discharge of the spent drying agent into the main burners (low-cost technologies) or into the cooling zone located above the pre-furnace and behind the boiler (medium-cost technologies). The advantages of medium-cost technologies over low-cost are shown, in particular, ensuring a high level of fire and explosion safety, slag-free operation and minimization of emergency injections due to redistribution of the ratio of drying agent entering the cooling zone and behind the boiler, a wide range of unit load changes from 150 to 285 MW. Two ways of switching the power unit to a load of 180 MW are shown: 1) by changing both bodies to a load of 60% of the nominal load without lighting with oil fuel (maneuvering mode); 2) by stopping one of the bodies and increasing the load of the second body to 165 MW (basic mode). Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2018-04-30 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/2 Vidnovluvana energetika ; No. 1 (52) (2018): Scientific and Applied Journal Vidnovluvana energetika; 6-18 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 1 (52) (2018): Научно-прикладной журнал Возобновляемая энергетика; 6-18 Відновлювана енергетика; № 1 (52) (2018): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 6-18 2664-8172 1819-8058 ru https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/2/1 Copyright (c) 2018 B.B. Rokhman https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | boiler drying dust preparation system coal studded zone drying agent burner slag Rokhman, B.B. MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title | MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title_alt | ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ И СПОСОБЫ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ 300 МВт С АНТРАЦИТОВОГО ШТЫБА НА УГЛИ ГАЗОВОЙ ГРУППЫ ОСНОВНІ КОНЦЕПТУАЛЬНІ РІШЕННЯ І СПОСОБИ ЇХ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРИ ПЕРЕВЕДЕННІ ЕНЕРГОБЛОКІВ 300 МВ З АНТРАЦИТОВОГО ШТИБУ НА ВУГІЛЛЯ ГАЗОВОЇ ГРУПИ |
| title_full | MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title_fullStr | MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title_full_unstemmed | MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title_short | MAIN CONCEPTUAL SOLUTIONS AND METHODS OF THEIR IMPLEMENTATION WHEN CHANGING THE 300 MW ENERGY UNITS FROM BURNING ANTHRACITE CULM TO BURNING COAL OF THE GAS GROUP |
| title_sort | main conceptual solutions and methods of their implementation when changing the 300 mw energy units from burning anthracite culm to burning coal of the gas group |
| topic | boiler drying dust preparation system coal studded zone drying agent burner slag |
| topic_facet | boiler drying dust preparation system coal studded zone drying agent burner slag котел сушка система пилоприготування вугілля зашипована зона сушильний агент шлак пальник котел сушка система пылеприготовления уголь ошипованная зона сушильный агент шлак горелка |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/2 |
| work_keys_str_mv | AT rokhmanbb mainconceptualsolutionsandmethodsoftheirimplementationwhenchangingthe300mwenergyunitsfromburninganthraciteculmtoburningcoalofthegasgroup AT rokhmanbb osnovnyekonceptualʹnyerešeniâisposobyihrealizaciipriperevodeénergoblokov300mvtsantracitovogoštybanaugligazovojgruppy AT rokhmanbb osnovníkonceptualʹníríšennâísposobiíhrealízacíípriperevedenníenergoblokív300mvzantracitovogoštibunavugíllâgazovoígrupi |