Cover Image

Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal

Three schemes for reconstructing the dust preparation system forthe boiler unit TP-100 for burning gas coal with respect to theexplosion safety of the dust system and the stability of the liquidslag leakage from the tap of the combustion chamber of thesteam generator at a wide load regulation range...

Full description

Saved in:
Bibliographic Details
Date:2017
Main Author: Rokhman, B.
Format: Article
Language:Russian
Published: Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2017
Online Access:https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/47
Tags: Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:Vidnovluvana energetika
Download file: Pdf

Institution

Vidnovluvana energetika
_version_ 1871103106561867776
author Rokhman, B.
author_facet Rokhman, B.
author_institution_txt_mv [ { "author": "B. Rokhman", "institution": "Coal Energy Technology Institute NAS of Ukraine" } ]
author_sort Rokhman, B.
baseUrl_str https://ve.org.ua/index.php/journal/oai
collection OJS
datestamp_date 2026-07-18T06:32:07Z
description Three schemes for reconstructing the dust preparation system forthe boiler unit TP-100 for burning gas coal with respect to theexplosion safety of the dust system and the stability of the liquidslag leakage from the tap of the combustion chamber of thesteam generator at a wide load regulation range of 120-200 MWare studied. These schemes differ by the way of drying solidfuel. It is shown that at air drying of coal it is not possible toachieve a high level of explosion safety of the dust system evenwhen the standard temperature of the air mixture is within 70°C,nor the unloading of the block below 140 MW, which is lessthan the planned range of 120-200 MW, nor a large margin fordrying agent temperature by the condition of condensation ofwater vapor. The interval of the boiler load changing of the unitTP-100 using the gas-air drying scheme for coal is considerablynarrower than in the case of air drying. This is due to a decreasein gas temperatures at the outlet from the zone of maximum heatrelease and liquid slag, О2 concentration in the gas, and the burnoutefficiency of solid fuel due to the discharge of spent dryingagent loading with inert gases into the main burners. However,the degree of explosion safety of the dust system (О2 (byvolume) < 16%) and the temperature margin of the drying agentby the condition of water vapor condensation at air-gas drying ishigher than that of air one. Of the three proposed options forreconstructing the dust preparation system of the boiler unit TP-100, the most efficient is the scheme for drying coal with fluegases and discharging the drying agent into the cooled zone. Thisscheme allows to organize a regime of stable liquidл slagremoval within the planned interval of load regulation of theboiler unit TP-100 of 120-200 MW due to the followingmeasures: a) the thermal energy of the air is not consumed toevaporate the moisture of the raw coal; b) dry coal is fed to thezone of maximum heat release and inert gases are introducedinto it; c) a high degree purification from the dust in the spentdrying agent is provided. A high level of explosion safety of thedust system is achieved by a low oxygen content in the dryingagent (О2 < 10%). The proposed measures allow exceeding thetemperature of liquid slag above the temperature of normalliquid ash removal at 113°C, which is much higher than at the airand gas-air drying. This margin provides stable liquid
first_indexed 2025-07-17T11:37:08Z
format Article
fulltext КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 6 УДК 532.529: 517.4 Б.Б.Рохман, докт.техн.наук (Институт угольных энерготехнологий НАН Украины, Киев) Численный анализ различных схем реконструкции существующей системы пылеприготовления при переводе парогенератора ТП-100 с АШ на газовый каменный уголь Проанализированы три варианта реконструкции системы пылеприготовления котлоагрегата ТП-100 для сжигания ГСШ относительно взрывобезопасности пылесистемы и диапазона регулирования нагрузки парогенератора. Эти схемы отли- чаются между собой способом сушки угля. Показано, что воздушная сушка не обеспечивает достаточно высокий уровень взрывобезопасности пылесистемы даже при поддержании нормативной температуры аэросмеси в пределах 70°С, а также не позволяет снижать нагрузку ниже 140 МВт. При газовоздушной сушке содержание О2 (по объему) < 16%, что оказывает су- щественное влияние на температурный уровень в ошипованной зоне и приводит к значительному сужению диапазона регу- лирования парогенератора по сравнению с воздушной. Показано, что наиболее эффективной схемой является сушка угля дымовыми газами со сбросом сушильного агента в охлажденную зону. Эта схема позволяет значительно расширить диа- пазон регулирования нагрузки парогенератора с 120 до 200 МВт при содержании в дымовых газах О2 < 10%, что обеспечи- вает высокий уровень взрывобезопасности. Библ. 4, табл. 1, рис. 3. Ключевые слова: парогенератор, сушка, система пылеприготовления, уголь, ошипованная зона, сушильный агент, шлак, горелка. ORCID: 0000-0002-1270-6102 Согласно Указу Президента Украины №37/2017 "О решении Совета национальной безопасности и обороны Украины от 16 февраля 2017 года "О неотложных мерах по нейтрализа- ции угроз энергетической безопасности Украины и усилении защиты критической инфраструкту- ры", необходимо в ближайшее время произвести реконструкцию существующих энергоблоков те- пловых электростанций и теплоэлектроцентра- лей, на которых используется уголь антрацито- вой группы, для сжигания ими газового каменно- го угля ГСШ Львовско-Волынского бассейна. Каменный угль ГСШ с высоким выходом ле- тучих относится к категории взрывоопасных то- плив, поэтому размалывать его в существующей системе пылеприготовления парогенератора ТП-100 не представляется возможным, так как она была спроектирована под взрывобезопасный уголь антрацитовый штыб. В настоящей работе с использованием нор- мативных материалов [1–4] численно исследова- ны три схемы реконструкции пылесистемы паро- генератора ТП-100, предназначенные для сжига- ния обогащенного каменного угля марки Г сле- дующего состава (на рабочую массу): углерод Cр = 60,77%, водород Hр = 3,87%, азот Nр = 1,1%, кислород Oр = 5,11%, сера Sр = 1,39%, зола Aр = 18,86%, влага Wр = 8,9%, низшая теплота сгорания угля Qн р = 5684 ккал/кг, выход летучих на горючую массу Vdaf = 38,7%. Эти схемы отли- чаются между собой способом сушки угля. В ка- честве сушильного агента используются воздух, дымовые газы и их смесь. Цель настоящей работы − выбрать наиболее эффективную схему реконструкции системы пы- леприготовления котлоагрегата ТП-100, которая обеспечивала бы высокий уровень взрывобезо- пасности и устойчивый режим жидкого шлако- удаления в широком диапазоне регулирования нагрузки парогенератора 120-200 МВт. Отсюда вытекают пять основных задач: 1. Выбор сушильного агента и его парамет- ров, обеспечивающих взрывобезопасность пыле- системы. 2. Очистка отработанного сушильного агента от мелкодисперсной пыли. 3. Выбор места ввода отработанного су- шильного агента в топку парогенератора ТП-100. © Б.Б.Рохман, 2017 КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 7 4. Выбор транспортирующего агента, его па- раметров и устройства для транспортировки мел- кодисперсной пыли от промежуточного бункера пыли до основных горелок. 5. Обеспечение устойчивого жидкого шлако- удаления в диапазоне изменения нагрузки паро- генератора ТП-100 от 60 до 100%. Описание котлоагрегата ТП-100. Пароге- нератор ТП-100 с естественной циркуляцией сре- ды был сконструирован для сжигания пыли ан- трацитового штыба калорийностью 6010 ккал/кг и предназначен для работы в блоке с турбиной 200 МВт (рис. 1). Основные технические харак- теристики парогенератора: производительность по пару − 640 т/ч, давление пара в барабане − 155 атм, температуры первичного и вторичного пара на выходе из парогенератора − 570°С. В процессе эксплуатации указанные температуры пара были понижены до 545°С. Котлоагрегат имеет Т-образную компоновку с жидким шлако- удалением. Топка разделена двухсветным экра- ном на две равные части. В экране предусмотре- ны отверстия для выравнивания давления газовой смеси. В каждой части корпуса топки располага- ется по одной летке для удаления жидкого шлака. Края летки защищены змеевиками с пропуском по ним технической воды. Холодные воронки и экраны выше горелок утеплены с помощью оши- повки и хромитовой массы. Пылеугольные горелки устанавливаются с фронта и сзади в два яруса в количестве 16 штук (рис. 1, поз. 20). Выше основных горелочных устройств расположены восемь сбросных горе- лок, поз. 19. Все экраны выполнены из труб на- ружным диаметром 60 мм и шагом 64 мм. Отвод пароводяной смеси из боковых экранов топки осуществляется обогревательными трубами диа- метром 133×10 мм. Все опускные трубы, выхо- дящие из барабана парогенератора, имеют диа- метр 159×13 мм. В барабане предусмотрена трех- ступенчатая паросепарация: механические ци- клоны, барботаж пара через слой питательной воды и пластинчатый сепаратор. По ходу газов в горизонтальном газоходе рас- полагаются: ширмовый пароперегреватель (ШПП), поз. 22, выходные ступени острого (КПП2), поз. 23 и вторичного пара (ППП2), поз. 24, первые ступе- ни вторичного (ППП1), поз. 25 и первичного пара (КПП1), поз. 26. В конвективной шахте, поз. 30: регулировочная ступень промежуточного паро- перегревателя, поз. 27, трубчатый воздухоподог- реватель (ТВП), поз. 28, водяной экономайзер (ЭК), поз. 29 и регенеративный вращающийся воздухоподогреватель (РВП) 31. Рис. 1. Схема реконструкции индивидуальной системы пылеприготовления котлоагрегата ТП-100 с промежу- точным бункером пыли и шаровой барабанной мельни- цей ШБМ-50 и воздушной сушкой обогащенного камен- ного угля марки Г: 1 – бункер угля; 2 – отсекающий ши- бер; 3 – автовесы; 4 – весовой бункер; 5 – питатель угля; 6 – нисходящая сушилка; 7 – шаровая барабанная мельница; 8 – сепаратор; 9 – циклон; 10 – бункер пыли; 11 – мельнич- ный вентилятор; 12 – короб первичного воздуха; 13 – короб вторичного воздуха; 14 – клапан; 15 – мигалка; 16 – клапан присадки холодного воздуха; 17 – смеситель; 18 – взрывной клапан; 19 – сбросные горелки; 20 – основные горелки; 21 – топка; 22 – ширмовый пароперегреватель (ШПП); 23 – выходная ступень острого пара (КПП2); 24 – выходная ступень вторичного пара (ППП2); 25 – первая ступень вторичного пара (ППП1); 26 – первая ступень первичного пара (КПП1); 27 – регулировочная ступень промежуточно- го пароперегревателя; 28 – трубчатый воздухоподогрева- тель (ТВП); 29 – водяной экономайзер (ЭК); 30 – конвек- тивная шахта; 31 – регенеративный вращающийся возду- хоподогреватель (РВП); 32 – трубопровод рециркуляции; 33 – трубопровод влагоотсоса; 34 – трубопровод горячего воздуха; 35 – течка сырого угля; 36 – уходящие газы; 37 – подвесные трубы (фестон). КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 8 Из барабана первичный насыщенный пар по- ступает в коллектор и затем по крайним пакетам потолочных труб направляется в крайние труб- ные пакеты перегревателя КПП1, расположенные в пристеночной зоне горизонтального газохода. Далее по необогреваемым трубам пар поступает в радиационную поверхность РПП, расположен- ную в виде сплошного пояса, состоящего из го- ризонтальных труб, опоясывающих оба корпуса топки выше горелок и прикрепленных к испари- тельным экранам. Здесь осуществляется весьма сложное перекрещивание паровых потоков, при котором часть пара направляется в другую сто- рону по ширине газохода, а остальной пар пере- брасывается из одного конвективного газохода в другой. Далее первичный пар проходит через средние змеевиковые трубные пакеты КПП1, за- тем по средним пакетам потолочных труб на- правляется в средние пакеты ШПП, за которыми находятся первые горизонтальные впрыскиваю- щие пароохладители, расположенные параллель- но барабану. В них происходит переброс пара с левой половины газохода в правую и наоборот. Далее пар движется по крайним трубным паке- там ширм и затем по крайним пакетам змеевиков КПП2. После второго пароохладителя пар снова перебрасывается справа налево и наоборот, про- ходит средние пакеты КПП2 и затем по отводя- щим трубам поднимается в камеры, из которых направляется в турбину. Вторичный пар на пониженных нагрузках последовательно проходит регулировочную сту- пень промежуточного пароперегревателя, первую ППП1 и вторую ППП2 ступени вторичного пара. При номинальной нагрузке пар минует регулиро- вочный пакет ППП. Описание существующей пылесистемы. Согласно паспорту парогенератора ТП-100 он укомплектован индивидуальной полуразомкну- той системой пылеприготовления с промежуточ- ным бункером пыли и шаровой барабанной мельницей ШБМ-50. На блоке устанавливаются две нитки приготовления пыли. В качестве су- шильного агента используется смесь из 79% го- рячего воздуха, отобранного после трубчатого воздухоподогревателя с температурой 398°С и 21% отработанного рециркулирующего запылен- ного сушильного агента с температурой 160°С. Из бункера сырого угля влажное топливо в коли- честве 43,75 т/ч (на одну мельницу) с помощью питателя подается в нисходящую сушилку, где происходит его сушка и испарение 40% исходной влаги в объеме воздуха, после чего сушильный агент с температурой 224°С и дисперсный поток с температурой 90°С направляются в ШБМ-50, в которой дробленный уголь размалывается до пы- левидного состояния. Далее газовзвесь транспор- тируется по пылепроводу в сепаратор, где мелкие частицы отделяются от крупных. Последние воз- вращаются в мельницу на домол, а мелкодис- персная пыль и газы вводятся в циклон, где газ отделяется от частиц. Мелкодисперсная фаза на- правляется в промежуточный бункер пыли, а за- пыленный сушильный агент с помощью мельнич- ного вентилятора в количестве 97000 м3/ч с тем- пературой 160°С подается в сбросные горелки и 19500 м3/ч агента направляется на рециркуляцию. В целом пылесистема работает под разряже- нием, кроме тракта мельничный вентилятор – сбросные горелки. Согласно нормативным мате- риалам [2] коэффициент присоса холодного воз- духа при тепловых расчетах принимался 20% от весового количества сушильного агента на входе в пылесистему. Транспорт пыли из промежуточного бункера к основным горелкам осуществляется при помо- щи первичного воздуха под напором, который обеспечивается вентилятором горячего дутья ти- па ВГД-20. Дозирование пыли к основным го- релкам производится с использованием лопаст- ных пылепитателей с регулируемым числом обо- ротов ротора. На каждую горелку устанавливает- ся один пылепитатель и один пылепровод. Кон- центрация пыли в газодисперсном потоке состав- ляет 0,7 кг/кг, его температура − 299°С, расход твердой фазы на один пылепровод − 4,58 т/ч. Анализ работы системы пылеприготовле- ния и парогенератора ТП-100 при воздушной сушке каменного угля (рис. 1). При воздушной сушке каменного угля ГСШ температура отрабо- танного сушильного агента не должна превышать 70°С [2−4]. При работе парогенератора ТП-100 на нагрузке 200 МВт сушильный агент на входе в пылесистему формируется за счет 45% (от коли- КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 9 чества сушильного агента на входе в пылесисте- му) горячего воздуха, отобранного после трубча- того воздухоподогревателя с температурой 376°С, поз. 34, 25% холодного воздуха, поз. 16 и 30% рециркулирующего отработанного сушиль- ного агента с температурой 70°С, поз. 32 (табли- ца 1, вариант 1). Транспорт пыли к основным го- релкам осуществляется 70% отработанного за- пыленного сушильного агента с температурой 70°С. Температура на выходе из ошипованной зоны равна 1651°С, жидкого шлака – 1485°С. За- пас по температуре жидкого шлака (разница ме- жду температурой жидкого шлака и температу- рой нормального жидкого шлакоудаления 1450°С) составляет 35°С. Этот запас недостато- чен для того, чтобы разгрузить парогенератор ТП-100 до 120 МВт. Для наращивания указанно- го запаса уменьшим расход сушильного агента с 118769 м3/ч до 79314 м3/ч (таблица 1, вариант 2). Это повлечет за собой повышение температуры сушильного агента на входе в пылесистему с 201°С до 266°С за счет уменьшения расхода хо- лодного воздуха с 25% до 6%. В результате ко- эффициент избытка воздуха в основных горелках понизится с 1,12 до 1,05, вследствие чего темпе- ратура жидкого шлака поднимется до 1516°С, а величина рассматриваемого запаса возрастет до 66°С, что обеспечит устойчивое жидкое шлако- удаление в интервале нагрузок 140-200 МВт. Од- нако второй вариант имеет существенный недос- таток по сравнению с первым. Если в варианте 1 скорости газа в пылепроводах лежат в требуемых диапазонах, выбранных из условия невыпадения пыли на стенки пылепроводов, то в варианте 2 значения скоростей газа в пылепроводах оказы- ваются ниже нижней границы указанных диапа- зонов, что повлечет за собой выпадение пыли на стенки труб с последующим ее возгоранием и взрывами в пылесистеме. Для устранения этой опасности необходимо произвести значительную реконструкцию пылесистемы, связанную с уменьшением диаметров трубопроводов, циклона и сепаратора. Отметим, что в вариантах 1 и 2 запас по тем- пературе сушильного агента по условию конден- сации водяных паров в конце установки не пре- вышает 22°С. Динамические возмущения, изменения ско- рости аэросмеси и расхода воздуха через мель- ницу приводят к перераспределению концентра- ции пыли в тракте, взвихриванию тлеющих от- ложений и усилению контакта этих отложений с объемом взрывоопасной смеси. В таких условиях даже при поддержании нормативной температу- ры аэросмеси в пределах 70°С при воздушной сушке высокореакционного каменного угля не гарантирована взрывобезопасная эксплуатация пылесистемы. Уменьшение температуры аэро- смеси ниже 70°С приводит к отложению влажной пыли по тракту пылеприготовления. Рис. 2. Схема реконструкции индивидуальной системы пылеприготовления котлоагрегата ТП-100 с промежу- точным бункером пыли и шаровой барабанной мельни- цей ШБМ-50 и газовоздушной сушкой обогащенного каменного угля марки Г: обозначения 1 – 31 те же, что на рис. 1; 32 – трубопровод дымовых газов; 33 – трубопро- вод влагоотсоса; 34 – трубопровод горячего воздуха; 35 – течка сырого угля; 36 – подвесные трубы (фестон). Анализ работы системы пылеприготовле- ния и парогенератора ТП-100 при газовоздуш- ной сушке каменного угля (рис. 2). При газо- воздушной сушке каменного угля ГСШ темпера- тура отработанного сушильного агента не долж- на превышать 120°С, а содержание кислорода в газовой смеси (по объему) – не более 16% [3, 4]. При работе котлоагрегата на нагрузке 200 МВт сушильный агент на входе в пылесистему состо- КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 10 ит из 48% горячего воздуха, отобранного после трубчатого воздухоподогревателя с температурой 388°С, поз. 34, 13,4% холодного воздуха, поз. 16 и 38,6% рециркулирующих дымовых газов, отра- ботанных после регенеративного вращающегося воздухоподогревателя с температурой 130°С, поз. 32 (таблица 1, вариант 3). Транспортирую- щим агентом пыли к основным горелкам являет- ся отработанный запыленный сушильный агент с температурой 90°С. При такой организации про- цесса сушки каменного угля температура на вы- ходе из зоны максимальных тепловыделений со- ставляет 1604°С, а жидкого шлака – 1443°С, т.е. нет запаса по температуре жидкого шлака, необ- ходимого для организации устойчивого режима жидкого шлакоудаления на более низких нагруз- ках. Для создания этого запаса поднимем темпе- ратуру отработанного сушильного агента до 120°С, благодаря чему температура сушильного агента на входе в нисходящую сушилку возрас- тет с 240°С до 307,9°С из-за уменьшения расхода холодного воздуха до 1% (таблица 1, ср. вариан- ты 3 и 4). В результате коэффициент избытка воздуха в основных горелках снижается с 1,116 до 1,073, а температура жидкого шлака повыша- ется всего лишь до 1475°С. Результаты расчетов показывают, что полученный таким образом за- пас по температуре жидкого шлака 25°С не по- зволяет обеспечить устойчивое жидкое шлако- удаление даже на нагрузке 140 МВт. При этом в варианте 4 содержание кислорода в газовой смеси (по объему), в отличие от вари- анта 3, превышает 16%. Из таблицы 1 видно, что запас по температу- ре сушильного агента по условию конденсации водяных паров в конце установки в варианте 4 оказывается на 31,5°С выше, чем в варианте 3 за счет более высокой температуры отработанного сушильного агента. Анализ работы системы пылеприготовле- ния и парогенератора ТП-100 при газовой сушке каменного угля (рис. 3). При газовой сушке каменного угля ГСШ температура отрабо- танного сушильного агента и концентрация окислителя в газе (по объему) не должны превы- шать, соответственно 120°С и 16% [3, 4]. Рис. 3. Схема реконструкции индивидуальной системы пылеприготовления котлоагрегата ТП-100 с промежу- точным бункером пыли и шаровой барабанной мельни- цей ШБМ-50 и газовой сушкой обогащенного каменного угля марки Г: обозначения 1 – 15, 17 – 31, 33 – 35 те же, что на рис. 1; 16 – эжектор; 32 – газопровод; 36 – дымосос рециркуляции газов (ДРГ); 37 – ожижающий агент; 38 – ру- кавный циклонный фильтр (или батарейные циклоны БЦП– 500); 39 – подвесные трубы (фестон); 40 – аэрационный пи- татель; 41 – трубопровод сброса сушильного агента в газо- ход за котлом; 42 – клапан присадки холодного воздуха. В отличие от предыдущих схем реконструк- ции пылесистемы, которые не обеспечивают в полной мере ее взрывобезопасность и устойчивое жидкое шлакоудаление в диапазоне изменения нагрузки парогенератора от 120-200 МВт, здесь внесены следующие изменения, позволяющие решить поставленные выше задачи. Данная кон- цепция реконструкции схемы пылеприготовле- ния базируется на шести основных принципах: 1. Не использовать тепловую энергию горя- чего воздуха для сушки каменного угля ГСШ. Вся энергия тратится исключительно на горение. 2. В ошипованную зону подавать сухое топ- ливо, у которого низшая теплота сгорания Qн c выше, чем величина Qн р сырого угля. 3. Минимизировать попадание инертных дымовых газов в зону максимальных тепловыде- лений, чтобы исключить возможность уменьше- ния адиабатической температуры горения и кон- центрации окислителя, а, следовательно, не до- пустить снижения эффективности выгорания КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 11 кокса. Для этого отработанный сушильный агент (дымовые газы) вводится в сбросные горелки, поз. 19, которые расположены над ошипованной зоной и не оказывают на нее влияния. Кроме то- го, предусмотрена подача высококонцентриро- ванной пыли в основные горелки аэрационным питателем, поз. 40 в соотношении 80-100 кг пыли на кг транспортирующего агента. 4. Обеспечить высокую степень очистки от- работанного сушильного агента от пыли, тем са- мым уменьшить мехнедожог и повысить темпе- ратуры в ошипованной зоне и жидкого шлака. Для этого за циклоном, поз. 9 устанавливается новое устройство – рукавный циклонный фильтр (или батарейные циклоны типа БЦП-500), обес- печивающее тонкую очистку до 99%, поз. 38. 5. Высокий уровень взрывобезопасности пыле- системы достигается за счет сушки каменного угля ГСШ дымовыми газами, у которых концентрация окислителя (по объему) не превышает 10%. 6. Обеспечить в широком диапазоне регули- рование расхода и температуры сушильного агента на входе в пылесистему. Для этого отборы дымовых газов производятся после водяного экономайзера, поз. 36 и регенеративного вра- щающегося воздухоподогревателя, поз. 32. При работе парогенератора ТП-100 на на- грузке 200 МВт сушильный агент на входе в пы- лесистему формируется из 51% дымовых газов, отобранных после водяного экономайзера с тем- пературой 325°С с помощью вновь установлен- ного устройства ДРГ, поз. 36 и 49% дымовых га- зов, отобранных после регенеративного вра- щающегося воздухоподогревателя с температу- рой 147,6°С, поз. 32 (таблица 1, вариант 5). При этом температура отработанного сушильного агента принималась 90°С. После смешения двух потоков газа, поз. 17 температура сушильного агента на входе в нисходящую сушилку состави- ла 240°С, поз. 6, а в мельницу – 135°С, поз. 7. При такой схеме организации процесса сушки угля температура на выходе из торкретированной зоны оказывается значительно выше, чем в вари- антах 1-4 и составляет 1735°С, а температура жидкого шлака превышает температуру нор- мального жидкого шлакоудаления на 113°С, бла- годаря чему обеспечивается устойчивый режим жидкого шлакоудаления в диапазоне изменения нагрузки парогенератора от 120-200 МВт. Необходимо отметить, что рециркуляция дымовых газов благотворно влияет на регулиро- вание температуры вторичного пара. Для более тонкой регулировки здесь предусмотрен сброс сушильного агента в газоход за котлом перед зо- лоуловителями, поз. 41. Основные трудности, возникающие при ор- ганизации процесса сушки ГСШ на нагрузках котлоагрегата 120 МВт и 140 МВт связаны, пре- жде всего, с определением оптимальных расхо- дов сушильного агента на входе в систему пыле- приготовления, которые обеспечивали бы скоро- сти газа в пылепроводах, лежащие в требуемых интервалах, выбранных из условия невыпадения пыли на стенки трубопроводов. Для этого на обоих режимах повысим температуру отработан- ного сушильного агента с 90°С до 120°С (таблица 1, варианты 6 и 7). В результате расходы и тем- пературы сушильного агента на входе в пылеси- стему на нагрузке 120 МВт соответственно равны 107591 м3/ч и 257,3°С, а на 140 МВт − 105393 м3/ч и 279,5°С. В ошипованной зоне на нагрузке 140 МВт температура жидкого шлака превышает температуру нормального жидкого шлакоудаления на 36°С, что гарантирует устой- чивый режим жидкого шлакоудаления. На на- грузке 120 МВт обеспечивается режим устойчи- вого шлакоудаления за счет температуры шлака 1439°С, но без всякого запаса по температуре жидкого шлакоудаления. Из таблицы видно, что коэффициенты из- бытка воздуха в горелках на нагрузках парогене- ратора 120 и 140 МВт несколько занижены и со- ставляют соответственно 1,03 и 1,01. Оптималь- ные значения рассматриваемых коэффициентов в горелочных устройствах на указанных нагрузках составляют 1,05. Численные исследования про- цесса горения ГСШ показывают, что с повыше- нием значения коэффициента избытка воздуха с 1,01 до 1,05 при помощи клапана присадки хо- лодного воздуха (рис. 3, поз. 42), запас по тем- пературе жидкого шлака снижается с 36°С до 23°С, а возрастание величины коэффициента из- бытка воздуха с 1,03 до 1,05 приводит к незначи- тельному (на 6°С) уменьшению температуры КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 12 жидкого шлака. В обоих случаях сохраняется ре- жим устойчивого шлакоудаления на нагрузках парогенератора 120 и 140 МВт. Нулевой запас по температуре жидкого шлака на нагрузке парогенератора 120 МВт гово- рит о невозможности организации устойчивого режима работы котлоагрегата на нагрузке 100 МВт. Как показывают расчеты, температура шлака в рассматриваемом режиме оказывается на 10°С ниже температуры жидкоплавкого состоя- ния золы при избытке воздуха на выходе из топ- ки 1,4 (таблица 1, вариант 8). С уменьшением избытка воздуха до 1,25 температура шлака пре- вышает температуру жидкоплавкого состояния золы на 37°С. Но этого явно недостаточно для устойчивого жидкого шлакоудаления. Одно из основных условий построения такого режима: величина коэффициента избытка воздуха на вы- ходе из топки не должна превышать 1,2, вследст- вие чего температура на выходе из зоны макси- мальных тепловыделений возрастает до 1570°С. Такого режима можно достичь за счет сброса от- работанного запыленного сушильного агента в газоход за котлом (рис. 3, поз. 41). Таблица 1. Результаты расчетов парогенератора ТП-100 и системы пылеприготовления Номер варианта Наименование величин 1 2 3 4 5 6 7 8 Характеристики котлоагрегата Марка угля ГСШ ГСШ ГСШ ГСШ ГСШ ГСШ ГСШ ГСШ Температура нормального жидкого шлакоудаления, С 1450 1450 1450 1450 1450 1450 1450 1450 Расход питательной воды, кг/ч 670000 670000 670000 670000 670000 470000 402000 335000 Расход вторичного пара, кг/ч 590000 590000 590000 590000 590000 415000 354000 295000 Нагрузка котла, % 100 100 100 100 100 70 60 50 Полный расход топлива на котел, кг/ч 85453 85244 85184 85476 86888 63470 54490 45172 Состав сушильного агента на входе в пылесистему воздух воздух газ, воздух газ, воздух дымовые газы дымовые газы дымовые газы дымовые газы Место подачи рециркулирующих газов в котел − − в зону № 1 в зону № 1 в зону № 2 в зону № 2 в зону № 2 в зону № 2 Место отбора рециркулирующих газов в котле − − после РВП после РВП после РВП и после ЭК после РВП и после ЭК после РВП и после ЭК после РВП и после ЭК Температура газов на выходе из зоны №1, С 1651 1686 1604 1639 1735 1653 1602 1492 Температура газов в нижней части зоны №1, С 1654 1688 1607,4 1642 1740 1655,8 1603 1495 Средняя температура загрязненных экранов зоны №1, С 1485 1516 1443 1475 1563 1486 1439 1340 Температура загрязненных экранов зоны №1 в районе пода, С 1488 1519 1446 1478 1566 1489 1442 1343 Температура газов на выходе из топки, С 1182 1173 1184 1180 1104 991 927,5 915 Температура газов на выходе из ШПП, С 1025 1011 1034 1024 985 908 858,75 853 Температура газов на выходе из фестона, С 1012 996 1021 1010 974 897 849 843 КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 13 Номер варианта Наименование величин 1 2 3 4 5 6 7 8 Температура газов на выходе из КПП2, С 869 855 880 868 856 790 756 746 Температура газов на выходе из ППП2, С 788 774 798 787,3 784 727 700 688 Температура газов на выходе из ППП1, С 603 596 608 603 610 569 555 542 Температура газов на выходе из КПП1, С 489 486 493 489 499 469 460 449 Температура газов на выходе из ре- гулировочной ступени ППП, С 473 465 480 474 486 455 447 435 Температура газов на выходе из ТВП, С 375 369 386 380 407,6 381 375,8 356 Температура газов на выходе из эко- номайзера, С 290 286 298 293 325 306 300 284 Температура газов на выходе из го- рячей части РВП, С 152 150 162 158 183 167 167,5 153 Температура газов на выходе из хо- лодной части РВП (уходящие газы), С 122 120 130 127 147,6 132,8 133 121 Температура холодного воздуха на входе в холодную часть РВП, С 30 30 30 30 30 30 30 30 Температура горячего воздуха на входе в ТВП, С 241 239 251 247,04 280 264,6 263 246 Температура горячего воздуха на выходе из ТВП, С 376 372 388 383 410 391 388 371,5 Минимальная температура стенки в горячей части РВП, С 121 120 130 126 148 135 136,4 125 Минимальная температура стенки в холодной части РВП, С 86 84,6 91 89 103 93,5 93,6 86,3 Температура точки росы, С 110,6 111,6 110,6 111,2 110,3 110,1 109,1 108,1 Характеристики пылесистемы Тонина помола, R90 28 28 28 28 28 28 28 28 Коэффициент размолоспособности 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Температура отработанного сушиль- ного агента, С 70 70 90 120 90 120 120 100 Температура угля перед нисходящей сушкой, С 0 0 0 0 0 0 0 0 Относительная влажность отрабо- танного сушильного агента 23 37 35 21 45 32 31 31 Температура точки росы в пылеси- стеме, С 43 47 63,5 62 70,8 70,8 70,8 70,8 Производительность мельницы ШБМ, т/ч 47 46,88 47,08 47 47,8 34,9 29,96 24,85 Количество испаренной влаги 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 Количество сушильного агента на один кг сырого угля на входе в пы- лесистему, кг/кг 1,979 1,2881 1,86 1,714 1,86 2,1 2,515 1,718 КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 14 Номер варианта Наименование величин 1 2 3 4 5 6 7 8 Температура сушильного агента на входе в пылесистему, С 201 266 240 307,9 240 279,5 257,3 276,2 Доля горячего воздуха от количества сушильного агента на входе в пылесистему 0,45 0,64 0,48 0,71 − − − − Доля газов, отобранных после РВП, от количества сушильного агента на входе в пылесистему − − 0,386 0,28 0,49 0,185 0,28 0,08 Доля холодного воздуха от количе- ства сушильного агента на входе в пылесистему 0,25 0,06 0,134 0,01 − − − − Доля рециркулирующего отработан- ного сушильного агента от количе- ства сушильного агента на входе в пылесистему 0,3 0,3 − − − − − − Доля газов, отобранных после ЭК, от количества сушильного агента на входе в пылесистему − − − − 0,51 0,815 0,72 0,92 Количество влажного сушильного агента в конце пылесистемы, кг/кг 2,554 1,689 2,4 2,22 2,4 2,71 3,22 2,2 Расход влажного сушильного агента в конце пылесистемы, м3/ч 118769 79314 118227 118354 118915 105393 107591 58918,5 Содержание кислорода во влажном сушильном агенте в конце пылесистемы > 0,16 > 0,16 0,15894 0,16792 0,0893 0,08586 0,0941 0,09542 Коэффициент избытка воздуха в горелке, кг/кг 1,12 1,05 1,116 1,073 1,03 1,01 1,03 1,165 Доля газов, отобранных после РВП, от количества газов после места отбора − − 0,0532 0,03704 0,0664 0,02796 0,0483 0,00881 Доля газов, отобранных после ЭК, от количества газов после места отбора − − − − 0,0731 0,1354 0,13299 0,114 Количество влаги, снятой в нисхо- дящей сушилке, т/ч 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,114 0,956 0,793 Температура сушильного агента на выходе из нисходящей сушилки, С 102 114,8 137,5 193 135 182,9 176 160,9 Весовое количество сушильного агента в нисходящей сушилке, кг/кг 2,085 1,36 1,96 1,81 1,965 2,212 2,64 1,814 Расход сушильного агента через нисходящую сушилку, м3/ч 119080 85691 121348 126885 121580 109112 108639 62356 Влагосодержание отработанного сушильного агента на выходе из пылесистемы, г/кг 51 77 192,5 173,85 299 301,8 296 294 Минимально допустимая температу- ра сушильного агента по условиям конденсации водяных паров, С 48 51 68,5 67 75,8 75,8 75,8 75,8 Запас по температуре сушильного агента в конце установки, С 22 19 21,5 53 14,2 44,2 44,2 24,2 Примечание. При позонном расчете высота топки разбивается на пять зон. Высота первой ошипованной зоны – 9,70 м, второй – 3,6 м, третьей – 3,6 м, четвертой – 4,53 м, пятой – 9,266 м. КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 15 Выводы. 1. При воздушной сушке каменно- го угля диапазон регулирования нагрузки котло- агрегата ТП-100 (140-200 МВт) оказывается ниже запланированного 120-200 МВт. При этом не удается достичь ни высокого уровня взрывобезо- пасности пылесистемы, ни запаса по температуре сушильного агента по условию конденсации во- дяных паров (≤ 22°С). 2. Диапазон регулирования нагрузки пароге- нератора ТП-100 при использовании схемы газо- воздушной сушки ГСШ значительно уже по сравнению с воздушной сушкой. Это связано со сбросом забалластированного инертными газами отработанного сушильного агента в основные горелки, что приводит к уменьшению температур газов на выходе из ошипованной зоны с 1688°С до 1642°С и шлака с 1516°С до 1475°С, сниже- нию концентрации окислителя в газе и эффек- тивности выгорания угля (таблица 1, ср. вариан- ты 2 и 4). Уровень взрывобезопасности системы пылеприготовления (О2 (по объему) < 16%) и за- пас по температуре сушильного агента по усло- вию конденсации водяных паров (≤ 53°С) при газовоздушной сушке оказывается выше, чем при воздушной. 3. При использовании в качестве сушильного агента дымовых газов удается достичь заплани- рованного интервала регулирования нагрузки котлоагрегата ТП-100 120-200 МВт путем сле- дующих технических решений: 1) тепловая энер- гия воздуха не расходуется на испарение влаги сырого угля; 2) в зону максимальных тепловыде- лений подается сухой уголь (Qн c > Qн р) и мини- мизируется поступление в нее инертных дымо- вых газов; 3) обеспечивается высокая степень очистки от пыли отработанного сушильного агента. Высокий уровень взрывобезопасности пылесистемы достигается низким содержанием кислорода в сушильном агенте (О2 < 10%). При такой организации процесса сушки ГСШ на на- грузке 200 МВт удается достичь высоких значе- ний температур на выходе из ошипованной зоны 1735°С и шлака 1563°С, в результате чего темпе- ратура жидкого шлака превышает температуру нормального жидкого шлакоудаления на 113°С, что значительно выше, чем при воздушной и га- зовоздушной сушках. Существенный запас по температуре жидкого шлака 36°С присутствует при разгрузке парогенератора до 140 МВт, что свидетельствует об устойчивом жидком шлако- удалении. На нагрузке 120 МВт указанный запас исчезает, однако температура шлака 1439°С по- зволяет организовать устойчивый режим шлако- удаления. Кроме того, при низких нагрузках со- храняется достаточно большой запас по темпера- туре сушильного агента по условию конденсации водяных паров 44,2°С. 1. Кузнецов Н.В., Митор В.В. и др. Тепловой расчет ко- тельных агрегатов (Нормативный метод) – М.: Энергия, 1973. – 296 с. 2. Соколов Н.В., Кисельгоф М.Л. Расчет и проектирова- ние пылеприготовительных установок котельных агрегатов (Нормативные материалы) – Л. : ОНТИ ЦКТИ, 1971. – 313 с. 3. Инструкция по обеспечению взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовлению и сжигания пылевидного топлива (СО 153-34.03.352-2003) № 251, 2003 г. – 19 с. 4. Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж № 296 (ГКД 34.20.507-2003), 2003. – 477 с. REFERENCES 1. Kuznetsov N.V., Mitor V.V. et al. Thermal calculation of boiler units (Normative method) – M. : Energia, 1973. – 296 p. 2. Sokolov NV, Kiselgoff M.L. Calculation and design of pulverizing units of boilers (Normative materials) – L. : ONTI CKTI, 1971. – 313 p. 3. Instruction for explosion safety of fuel supply and units for the preparation and combustion of pulverized fuel (СО 153- 34.03.352-2003) No. 251, 2003 . – 19 p. 4. The rules of technical operation of electric power stations and networks № 296 (ГКД 34.20.507-2003), 2003. – 477 p. Б.Б.Рохман, докт.техн.наук (Інститут вугільних енерго- технологій НАН України, Київ) Числовий аналіз різних схем реконструкції існуючої сис- теми пилоприготування при переведенні парогенератора ТП-100 з АШ на газове кам’яне вугілля Проаналізовано три варіанти реконструкції системи пило- приготування котлоагрегату ТП-100 для спалювання ГСШ щодо вибухобезпеки пилосистеми і діапазону регулювання навантаження парогенератора. Ці схеми розрізняються між собою способом сушіння вугілля. Показано, що повіт- ряне сушіння не забезпечує досить високий рівень вибухобе- зпеки пилосистеми навіть при підтримці нормативної тем- ператури аеросуміші в межах 70°С, а також не дозволяє знижувати навантаження нижче 140 МВт. При газоповіт- ряному сушінні вміст О2 (за об’ємом) < 16%, що істотно впливає на температурний рівень у шипованій зоні і призво- КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058 Відновлювана енергетика. 2017. № 2 16 дить до значного звуження діапазону регулювання пароге- нератора в порівнянні з повітряним. Показано, що найбільш ефективною схемою є сушка вугілля димовими газами зі скиданням сушильного агента в охолоджену зону. Ця схема дозволяє значно розширити діапазон регулювання наван- таження парогенератора зі 120 до 200 МВт при вмісті в димових газах О2 < 10%, що забезпечує високий рівень вибу- хобезпеки. Бібл. 4, табл. 1, рис. 3. Ключові слова: парогенератор, сушка, система пилоприго- тування, вугілля, зашипована зона, сушильний агент, шлак, пальник. Rokhman B., Doctor of Technical Sciences (Coal Energy Tech- nology Institute NAS of Ukraine, Kiyv) Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal Three variants of the dust preparation system reconstruction for the TP-100 boiler unit for burning gas coal in respect to the explosion safety of the dust system and the load regulation range of the steam generator are analyzed. These schemes differ by the method of drying coal. It is shown that air drying does not provide a sufficiently high level of explosion protection of the dust system, even if the temperature of the air mixture is maintained within normative 70°C, and also does not allow reducing the load below 140 MW. In gas-air drying, О2 content (by volume) is < 16%, which has a significant effect on the temperature level in the studded zone and leads to a significant limitation of the steam generator control range in comparison with the air drying. It has been shown that the most effective method is to dry the coal with flue gases and discharge the drying agent into the cooled zone. This method allows to significantly expand the range of load regulation of the steam generator from 120 to 200 MW with the content O2 < 10% in flue gases, which ensures a high level of explosion safety. Refer- ences 4, table 1, figures 3. Keywords: steam generator, drying, dust preparation system, coal, studded zone, drying agent, slag, burner. SYNOPSES Three schemes for reconstructing the dust preparation system for the boiler unit TP-100 for burning gas coal with respect to the explosion safety of the dust system and the stability of the liquid slag leakage from the tap of the combustion chamber of the steam generator at a wide load regulation range of 120-200 MW are studied. These schemes differ by the way of drying solid fuel. It is shown that at air drying of coal it is not possible to achieve a high level of explosion safety of the dust system even when the standard temperature of the air mixture is within 70°C, nor the unloading of the block below 140 MW, which is less than the planned range of 120-200 MW, nor a large margin for drying agent temperature by the condition of condensation of water vapor. The interval of the boiler load changing of the unit TP-100 using the gas-air drying scheme for coal is considerably narrower than in the case of air drying. This is due to a decrease in gas temperatures at the outlet from the zone of maximum heat release and liquid slag, О2 concentration in the gas, and the burn- out efficiency of solid fuel due to the discharge of spent drying agent loading with inert gases into the main burners. However, the degree of explosion safety of the dust system (О2 (by volume) < 16%) and the temperature margin of the drying agent by the condition of water vapor condensation at air-gas drying is higher than that of air one. Of the three proposed options for reconstructing the dust preparation system of the boiler unit TP- 100, the most efficient is the scheme for drying coal with flue gases and discharging the drying agent into the cooled zone. This scheme allows to organize a regime of stable liquidл slag removal within the planned interval of load regulation of the boiler unit TP-100 of 120-200 MW due to the following measures: a) the thermal energy of the air is not consumed to evaporate the moisture of the raw coal; b) dry coal is fed to the zone of maximum heat release and inert gases are introduced into it; c) a high degree purification from the dust in the spent drying agent is provided. A high level of explosion safety of the dust system is achieved by a low oxygen content in the drying agent (О2 < 10%). The proposed measures allow exceeding the temperature of liquid slag above the temperature of normal liquid ash removal at 113°C, which is much higher than at air and gas-air drying. This margin provides stable liquid slag removal when unloading the steam generator to 120 MW. Стаття надійшла до редакції 30.03.17 Остаточна версія 31.05.17
id veorgua-article-47
institution Vidnovluvana energetika
keywords_txt_mv keywords
language Russian
last_indexed 2026-07-19T01:02:56Z
publishDate 2017
publisher Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
record_format ojs
resource_txt_mv veorgua/6a/a02b6321b2d10e4eda331f1b2051ee6a.pdf
spelling veorgua-article-472026-07-18T06:32:07Z Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal Численный анализ различных схем реконструкции существующей системы пылеприготовления при переводе парогенератора ТП-100 с АШ на газовый каменный уголь Числовий аналіз різних схем реконструкції існуючої сис- теми пилоприготування при переведенні парогенератора ТП-100 з АШ на газове кам’яне вугілля Rokhman, B. Three schemes for reconstructing the dust preparation system forthe boiler unit TP-100 for burning gas coal with respect to theexplosion safety of the dust system and the stability of the liquidslag leakage from the tap of the combustion chamber of thesteam generator at a wide load regulation range of 120-200 MWare studied. These schemes differ by the way of drying solidfuel. It is shown that at air drying of coal it is not possible toachieve a high level of explosion safety of the dust system evenwhen the standard temperature of the air mixture is within 70°C,nor the unloading of the block below 140 MW, which is lessthan the planned range of 120-200 MW, nor a large margin fordrying agent temperature by the condition of condensation ofwater vapor. The interval of the boiler load changing of the unitTP-100 using the gas-air drying scheme for coal is considerablynarrower than in the case of air drying. This is due to a decreasein gas temperatures at the outlet from the zone of maximum heatrelease and liquid slag, О2 concentration in the gas, and the burnoutefficiency of solid fuel due to the discharge of spent dryingagent loading with inert gases into the main burners. However,the degree of explosion safety of the dust system (О2 (byvolume) &amp;lt; 16%) and the temperature margin of the drying agentby the condition of water vapor condensation at air-gas drying ishigher than that of air one. Of the three proposed options forreconstructing the dust preparation system of the boiler unit TP-100, the most efficient is the scheme for drying coal with fluegases and discharging the drying agent into the cooled zone. Thisscheme allows to organize a regime of stable liquidл slagremoval within the planned interval of load regulation of theboiler unit TP-100 of 120-200 MW due to the followingmeasures: a) the thermal energy of the air is not consumed toevaporate the moisture of the raw coal; b) dry coal is fed to thezone of maximum heat release and inert gases are introducedinto it; c) a high degree purification from the dust in the spentdrying agent is provided. A high level of explosion safety of thedust system is achieved by a low oxygen content in the dryingagent (О2 &amp;lt; 10%). The proposed measures allow exceeding thetemperature of liquid slag above the temperature of normalliquid ash removal at 113°C, which is much higher than at the airand gas-air drying. This margin provides stable liquid Проанализированы три варианта реконструкции системы пылеприготовления котлоагрегата ТП-100 для сжигания ГСШотносительно взрывобезопасности пылесистемы и диапазона регулирования нагрузки парогенератора. Эти схемы отли-чаются между собой способом сушки угля. Показано, что воздушная сушка не обеспечивает достаточно высокий уровеньвзрывобезопасности пылесистемы даже при поддержании нормативной температуры аэросмеси в пределах 70°С, а также непозволяет снижать нагрузку ниже 140 МВт. При газовоздушной сушке содержание О2 (по объему) &amp;lt; 16%, что оказывает су-щественное влияние на температурный уровень в ошипованной зоне и приводит к значительному сужению диапазона регу-лирования парогенератора по сравнению с воздушной. Показано, что наиболее эффективной схемой является сушка углядымовыми газами со сбросом сушильного агента в охлажденную зону. Эта схема позволяет значительно расширить диа-пазон регулирования нагрузки парогенератора с 120 до 200 МВт при содержании в дымовых газах О2 &amp;lt; 10%, что обеспечи-вает высокий уровень взрывобезопасности. Проаналізовано три варіанти реконструкції системи пило-приготування котлоагрегату ТП-100 для спалювання ГСШщодо вибухобезпеки пилосистеми і діапазону регулюваннянавантаження парогенератора. Ці схеми розрізняютьсяміж собою способом сушіння вугілля. Показано, що повіт-ряне сушіння не забезпечує досить високий рівень вибухобе-зпеки пилосистеми навіть при підтримці нормативної тем-ператури аеросуміші в межах 70°С, а також не дозволяєзнижувати навантаження нижче 140 МВт. При газоповіт-ряному сушінні вміст О2 (за об’ємом) &amp;lt; 16%, що істотновпливає на температурний рівень у шипованій зоні і призво-КОМПЛЕКСНІ ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ НА ОСНОВІ ВДЕ ISSN 1819-8058Відновлювана енергетика. 2017. № 2 16дить до значного звуження діапазону регулювання пароге-нератора в порівнянні з повітряним. Показано, що найбільшефективною схемою є сушка вугілля димовими газами зіскиданням сушильного агента в охолоджену зону. Ця схемадозволяє значно розширити діапазон регулювання наван-таження парогенератора зі 120 до 200 МВт при вмісті вдимових газах О2 &amp;lt; 10%, що забезпечує високий рівень вибу-хобезпеки. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2017-06-14 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/47 Vidnovluvana energetika ; No. 2 (49) (2017): Scientific and Applied Journal Vidnovluvana energetika; 6-16 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 2 (49) (2017): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 6-16 Відновлювана енергетика; № 2 (49) (2017): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 6-16 2664-8172 1819-8058 ru https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/47/35 Copyright (c) 2017 B. Rokhman https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0
spellingShingle Rokhman, B.
Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title_alt Численный анализ различных схем реконструкции существующей системы пылеприготовления при переводе парогенератора ТП-100 с АШ на газовый каменный уголь
Числовий аналіз різних схем реконструкції існуючої сис- теми пилоприготування при переведенні парогенератора ТП-100 з АШ на газове кам’яне вугілля
title_full Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title_fullStr Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title_full_unstemmed Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title_short Numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the TР-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
title_sort numerical analysis of various schemes for reconstructing the existing dust preparation system when changing the tр-100 steam generator operation from burning anthracite culm to burning gas coal
url https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/47
work_keys_str_mv AT rokhmanb numericalanalysisofvariousschemesforreconstructingtheexistingdustpreparationsystemwhenchangingthetr100steamgeneratoroperationfromburninganthraciteculmtoburninggascoal
AT rokhmanb čislennyjanalizrazličnyhshemrekonstrukciisuŝestvuûŝejsistemypyleprigotovleniâpriperevodeparogeneratoratp100sašnagazovyjkamennyjugolʹ
AT rokhmanb čislovijanalízríznihshemrekonstrukcííísnuûčoísistemipiloprigotuvannâpriperevedenníparogeneratoratp100zašnagazovekamânevugíllâ

Similar Items