Скачиваний:
90
Добавлен:
12.06.2014
Размер:
3.07 Mб
Скачать

УЧРЕДИТЕЛИ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, РОССИЙСКОЕ ОАО ЭНЕРГЕТИКИ

ÈЭЛЕКТРИФИКАЦИИ “ЕЭС РОССИИ”, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ АССОЦИАЦИЯ “КОРПОРАЦИЯ ЕЭЭК”, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА “ЭНЕРГОПРОГРЕСС”, РОССИЙСКОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКОВ

ÈЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Главный редактор

Ольховский Г.Г.

Зам. главного редактора

Антипов К.М.

Волков Э.П., Денисов В.И., Зотов В.М., Корниенко А.Г., Кощеев Л.А., Ляшенко В.С., Неклепаев Б.Н., Нечаев В.В., Орфеев В.М., Охотин В.Н., Прушинский Б.Я., Ремезов А.Н., Решетов В.И., Савваитов Д.С., Седлов А.С., Соловьева Т.И., Федосеев Б.С., Широкова М.И.

РЕДАКЦИЯ

Зам. главного редактора

Соловьева Т.И.

Ответственный секретарь

Широкова М.И.

Научный редактор

Шишорина Г.Д.

Литературный редактор

Евсеева В.Н.

Секретарь редакции

Васина С.А.

Компьютерный набор

Коновалова О.Ф.

Раздел “Энергохозяйство за рубежом”

Научные редакторы

Алексеев Б.А., Котлер В.Р.

АДРЕС РЕДАКЦИИ

115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23

ТЕЛЕФОНЫ

Редакция

(095) 234-7417, 234-7419

Главный редактор

(095) 275-3483

Ôàêñ

(095) 234-7417

Internet www.energy-journals.ru

E-mail tis@mail.magelan.ru

Сдано в набор 30.07.2003 Подписано в печать 29.08.2003

Формат 60 84 1/8 Бумага офсетная ¹ 1. Печать офсетная

Печ. л. 10. Тираж 1900. Цена свободная

Оригинал-макет выполнен в издательстве “Фолиум”

127238, Москва, Дмитровское ш., 58 Тел/факс: (095) 482-5590, 482-5544, 488-7210 Internet: www.folium.ru

E-mail: prepress@folium.ru

Отпечатано в типографии издательства “Фолиум”

©НТФ “Энергопрогресс”, “Электрические станции”, 2003

Å Æ Å Ì Å Ñ ß × Í Û É Ï Ð Î È Ç Â Î Ä Ñ Ò Â Å Í Í Î - Ò Å Õ Í È × Å Ñ Ê È É Æ Ó Ð Í À Ë

I S S N 0 2 0 1 - 4 5 6 4

Издается с января 1930

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Голышев Л. В., Винницкий И. П., Ôèëü Ñ. À., Мысак И. С., Сиденко А. П., Мищенко Ю. М. Экономические

показатели котла ТПП-210А при сжигании АШ в нестационарных режимах . . . . . . .

. . . . 2

Кушнаренко В. В. О дополнительных обоснованиях классификации по Êò энергетического твердого

топлива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . 6

Кравчук В. В., Урьев Е. В. Некоторые особенности диагностики вылета лопаток, расположенных в

средней части роторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . 11

 

 

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Баркан Я. Д., Зицмане И. Прогнозирование базы годовой выработки энергии ГЭС . . . . . . .

. . . . 15

Кузнецов А. Н., Орлов В. Н., Титов А. М., Шарапов Д. В., Русинов А. М. Микропроцессорная

система

комплексного управления и контроля гидроагрегатов Чебоксарской ГЭС . . . . . . . . .

. . . . 21

ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

 

Железко Ю. С. Договорные условия электроснабжения и правила присоединения потребителей к

 

электрическим сетям в части качества электроэнергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

27

Будовский В. П. Визуальные средства обеспечения надежной работы диспетчерского персонала

 

энергосистем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

35

Иванилов Б. В., Заболотный И. П. Оценка технологии регистрации и обработки информации . . . . .

40

Сопьяник В. Х., Жамойдин А. А., Æóê Å. È., Ломоносов А. В. Математическое моделирование цифровой

 

обработки осциллограмм токов и напряжений аварийных режимов . . . . . . . . . . . . . . . .

45

Мокеев С. Ф., Вицинский С. А., Мокеев А. С. О проверке кабелей на термическую стойкость . . . . . .

49

Шляхов С. С., Чирков Г. С., Макаров А. П. Перенапряжения в высокочастотных заградителях . . . . . .

52

Головко С. И., Потапов П. Н. Измерение расстройки компенсации в сетях 6 – 35 кВ . . . . . . . . . . .

59

Трифонов В. З. Опыт эксплуатации опорных изоляторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

66

 

 

ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

 

Шинкаренко Г. В. Измеритель потери напряжения во вторичной цепи трансформатора напряжения .

68

Лисицын А. А., Машенков В. М. Критерии оценки правильной работы реле обратной мощности . . . .

75

Вторая научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики – 2003 . . . . .

79

 

 

ХРОНИКА

 

60 ëåò Энергомашиностроительному факультету Московского энергетического института (техниче-

 

ского университета). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

80

О заседании 17-й конференции CIRED 12 – 15 мая в Барселоне . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

81

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономические показатели котла ТПП-210А при сжигании АШ в нестационарных режимах

Голышев Л. В., Винницкий И. П., Ôèëü Ñ. À., инженеры, Мысак И. С., доктор техн. наук, Сиденко А. П., Мищенко Ю. М., инженеры

ОАО ЛьвовОРГРЭС – Национальный университет “Львовская политехника” – Трипольская ТЭС

Существующая система нормирования техни- ко-экономических показателей котельного оборудования основана на использовании результатов тепловых испытаний в стационарных режимах. При этом эффективность факельного способа сжигания низкореакционного каменного угля марки АШ или Т оценивается по содержанию горючих в золе уноса, по которому рассчитывают потери тепла от механического недожога и соответственно КПД брутто котла. Обычно содержание горючих в уносе определяют лабораторным анализом пробы золы, которая в течение всего опыта отбирается из потока дымовых газов и непрерывно накапливается в штатной уносной установке.

В нестационарных режимах работы оборудования с помощью штатных уносных установок практически невозможно зафиксировать продолжительность нестационарного режима и определить динамическое изменение содержания горючих в уносе. Действующие нормативные энергетические характеристики, разработанные по результатам испытаний в стационарных режимах, не учитывают динамические изменения содержания горючих в уносе и потерь тепла в нестационарных режимах, что приводит к несоответствию расчетнонормативных и фактических экономических показателей. Негативное влияние нестационарности режима на экономические показатели котла очень трудно количественно оценить без представительных данных о динамике выгорания пылеугольного топлива, которые могут быть получены только при использовании специальных систем непрерывного измерения параметров переходного процесса.

Ввод в эксплуатацию автоматических систем непрерывного измерения содержания горючих в уносе – анализаторов RCA-2000 (Дания) – обеспе- чило выполнение комплексного исследования стационарных и широкой гаммы нестационарных режимов котла ТПП-210А Трипольской ТЭС при сжигании АШ с подсветкой факела природным газом [1, 2].

По результатам исследования основных нестационарных режимов разработана методика по определению динамических поправок к экономи-

ческим показателям котла. В нестационарных режимах происходит ухудшение полноты сгорания АШ, которое увеличивает содержание горючих в уносе по сравнению с содержанием горючих в стационарных режимах. При этом нестационарные режимы характеризуются следующими показателями нестационарности:

продолжительностью нестационарного режи-

ìà ä; максимальным увеличением содержания горю-

чих в уносе Ãóí.

Показатели нестационарности определяются:ä – по непрерывным измерениям анализаторов

RCA-2000, которые точно фиксируют начало и окончание нестационарного режима, а также характер динамики изменения содержания горючих в уносе;

Ãóí – лабораторным методом анализа проб золы, отобранных штатными уносными установками или системой золоотбора анализаторов, в на- чале и конце нестационарного режима.

Динамические поправки составляются сравнением средневзвешенных экономических показателей нестационарного режима с экономическими показателями стационарного нормативного режима за отчетный период времени. Поправки вводятся только для продолжительных нестационарных режимов котла:

послепусковых режимов; режимов попеременного сжигания природного

газа и АШ; глубоких изменений тепловой нагрузки.

Принята следующая последовательность определения изменений (разницы) между экономиче- скими показателями нестационарного и стационарного нормативного режимов:

увеличение средневзвешенного содержания горючих в уносе Ãóíñ ;

увеличение потери тепла от механического не-

дожога q4;

уменьшение потери тепла с уходящими газами q2;

2

2003, ¹ 9

уменьшение КПД брутто котла áðê ;

увеличение удельного расхода топлива b.

Увеличение средневзвешенного содержания горючих в уносе определяется из выражения

Ã

ñ

Ã

óí

K

i

,

(1)

 

óí

 

 

 

 

ãäå Ãóí – максимальное увеличение содержания горючих в уносе при нестационарном режиме (показатель нестационарности); Êi – коэффициент коррекции, усредняющий динамические изменения содержания горючих в уносе в течение фикси-

рованной продолжительности нестационарного режима (ä).

Результаты определения коэффициента коррекции для двух основных типов нестационарных режимов приведены в òàáë. 1.

Среднее значение коэффициента коррекции для послепусковых режимов составило 0,34, а для режимов попеременного сжигания природного газа и АШ – 0,33. Для данных режимов принято постоянное значение коэффициента Êi = 0,30.

Динамические поправки и коэффициент коррекции для режимов изменения тепловой нагрузки определялись при условии глубокой разгрузки и значениях показателя глубины разгружения

 

Dìàêñ Dìèí

0,14,

(2)

 

 

Dìàêñ

 

ãäå Dìàêñ è Dìèí – соответственно начальная максимальная и конечная после разгружения минимальная нагрузка корпуса котла.

Эксплуатация мощных энергоблоков 300 МВт, как правило, сопровождается прохождением ноч- ных и дневных провалов нагрузок, которые обеспечиваются многочисленными глубокими разгрузками котлов ТПП-210А.

По результатам исследования при= 0,14 0,30 усредненные показатели нестационарности одного разгружения составляли:

максимальное изменение содержания горючих в уносе Ãóí = 4%;

продолжительность нестационарного режимаä = 1,5 ÷;

коэффициент коррекции Êi = 0,75.

Увеличение потери тепла от механического недожога в нестационарном режиме находится по формуле

q

4

q

ñ

q

í

,

(3)

 

 

4

 

4

 

 

ãäå qñ4 – усредненная потеря тепла от механического недожога в нестационарном режиме, %; q4í

нормативная потеря тепла от механического недожога по энергетической характеристике котельного оборудования, %.

Развернутая форма записи формулы (3) имеет вид

 

 

 

ñ

 

 

í

 

 

 

q

 

A

à óí

 

 

à óí

 

,

(4)

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100 Ã

ñ

 

100 Ã

í

 

 

 

 

 

 

 

 

 

óí

 

 

óí

 

ãäå Ãóíí – нормативное содержание горючих в уносе, %; Ãóíñ – усредненное содержание горючих в

уносе в нестационарном режиме, %; À – постоянная величина для обоих режимов.

À à

 

à

 

7830 A d

,

(5)

ò

óí

Qir

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ãäå àò, àóí – соответственно доли твердого топлива и золы в уносе; Ad – зольность на рабочую массу, %; Qir – низшая удельная теплота сгорания,

êêàë/êã.

После подстановки в формулу (4) значения Ãóíñ = Ãóíí + Ãóíñ получим

 

 

 

 

 

 

à óíí à óíñ

 

 

 

à óíí

 

 

 

q

4

À

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

. (6)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100

(Ã í Ã c ) 100 Ã

í

 

 

 

 

 

 

 

 

 

óí

óí

 

 

 

 

óí

Ò à á ë è ö à

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показатель

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

нестационарности

 

 

 

 

Характеристика

 

 

 

 

 

 

 

Коэффи-

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжи-

Максималь-

 

циент

нестационарного

 

 

 

тельность

ное увеличе-

коррекции

режима

 

 

 

 

 

 

нестацио-

ние содержа-

 

 

Êi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

нарного

ния горючих

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

режима ä, ÷

Ãóí, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пусковые режимы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

3,0

6

 

 

0,27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

 

4,0

7

 

 

0,30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

53

 

15,5

11

 

 

0,28

Длительность

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

73

 

16,5

12

 

 

0,40

простоя котла

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ï, ÷

 

 

 

77

 

16,0

12

 

 

0,40

 

 

 

240

 

18,0

14

 

 

0,42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

250

 

18,5

14

 

 

0,37

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1725

 

23,0

20

 

 

0,29

 

 

 

 

 

Режимы попеременного сжигания природного газа и АШ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

2,0

7

 

 

0,40

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

 

2,5

7

 

 

0,42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длительность

 

6

 

2,3

6

 

 

0,39

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

 

3,3

6

 

 

0,29

сжигания

 

 

 

 

 

 

природного

 

 

7

 

3,0

6

 

 

0,22

ãàçà ã, ÷

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14

 

4,5

7

 

 

0,33

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16

 

4,5

8

 

 

0,31

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

60

 

6,5

7

 

 

0,30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2003, ¹ 9

3

удельному

%,b

5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ê

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

поправкаДинамическая

топливарасходу

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 ï, ÷

Уменьшение потери тепла с уходящими газами в нестационарном режиме рассчитывается по формуле

q

2

q

ñ

q

í

,

(7)

 

 

2

 

2

 

 

ãäå qñ2 – потеря тепла с уходящими газами в нестационарном режиме, %; q2í – нормативная потеря

тепла с уходящими газами, %.

После преобразования формула (7) представляет соотношение

q2 0,01B q4 ,

(8)

ãäå Â – постоянная величина для обоих режимов

 

 

 

 

 

 

 

 

t

 

 

 

 

 

B (k

 

 

 

 

 

 

óõ

 

õâ

 

0,00012

 

), (9)

 

c)

 

 

 

 

(0,982

 

 

óõ

 

 

óx

 

óõ

b

 

óõ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ãäå óõ è óõ – коэффициент избытка воздуха и температура уходящих газов, °С; tõâ – температура холодного воздуха, °С; k, c, b – коэффициенты, зависящие от вида, марки и приведенной влажности топлива.

Уменьшение КПД брутто в нестационарном режиме определяется по формуле

áðê q4 q2.

(10)

Динамическая поправка к экономическим показателям работы котельного оборудования за от- четный период рассчитывается по формуле

n

Ï 1 ( Ï i äi ni ), (11)

p i 1

ãäå Ïi – изменение экономического показателя в однотипном нестационарном режиме, %; ð – общая продолжительность работы котла за отчетный период, ч; äi – продолжительность однотипного нестационарного режима, ч; ni – число однотипних нестационарных режимов за отчетный период.

Динамические поправки определяют не только изменение экономических показателей, но и временную долю нестационарных режимов в общей

Ò à á ë è ö à 2

 

 

 

 

 

 

Режимы попеременного

Режим глу-

Показатель

 

Послепусковые режимы

 

бокого раз-

 

 

сжигания газа и АШ

 

 

 

 

 

 

гружения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длительность простоя котла ï, ÷

6

53

73

250

1725

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длительность сжигания газа ã, ÷

 

 

 

 

 

6

14

60

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжительность нестационарного ре-

4,0

15,5

16,5

18,5

23,0

2,5

4,5

6,5

1,5

æèìà ä, ÷

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Максимальное увеличение содержания го-

7

11

12

14

20

 

7

 

4,0

рючих в уносе Ãóí, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент коррекции Ki

 

 

0,3

 

 

 

0,3

 

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Увеличение содержания горючих в уносе

2,1

3,3

3,6

4,2

6,0

 

2,1

 

3,0

à óíñ , %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание горючих в уносе Ã óíñ , %

17,6

18,8

19,1

19,7

21,5

 

17,6

 

18,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Изменение экономических показателей:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

увеличение потери тепла от механиче-

1,28

2,04

2,23

2,62

3,83

 

1,28

 

1,85

ского недожога q4,%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

уменьшение потери тепла с уходящими

–0,11

–0,17

–0,18

–0,22

–0,32

 

–0,11

 

–0,15

газами q2, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

уменьшение КПД брутто котла áð, %

–1,17

–1,87

–2,05

–2,4

–3,51

 

–1,17

 

–1,70

ê

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Динамическая поправка к удельному рас-

1,40

2,24

2,45

2,87

4,20

 

1,40

 

2,03

ходу топлива b, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

2003, ¹ 9

продолжительности работы котла за отчетный пе-

удельномук

топлива рассчитывается по соотношению

 

ðèîä.

 

 

 

 

Динамическая поправка к удельному расходу

поправка

 

áðê

 

b

áðê

100,

(12)

 

 

Динамическая

 

 

 

 

ãäå áðê – нормативный КПД брутто по энергети-

ческой характеристике котла.

Динамическая поправка к удельному расходу топлива при глубоких изменениях тепловой нагрузки учитывает число разгрузок котла за отчетный период и определяется по формуле

%,b'

топливарасходу

0,4

0,3

0,2

0,1

0

20

30

40

50

60

70

80

90

Число разгрузок котла за отчетный период (месяц) n

b

1

b ä n,

(13) !

 

ð

"

ãäå b – поправка к удельному расходу топлива в режиме одного разгружения котла, %; ä - продолжительность нестационарного режима при одном разгружении, ч; n – число разгрузок котла за отчетный период.

Граничные условия, при которых не учитывается нестационарность режима и не определяются динамические поправки:

послепусковые режимы при длительности простоя котла менее 4 ч (ï < 4 ÷);

режимы попеременного сжигания природного газа и АШ при длительности сжигания природного газа менее 5 ч (ã < 5 ÷);

изменения тепловой нагрузки котла при глубине разгружения < 0,14.

В качестве примера практического применения методики выполнен расчет изменений экономич- ности котла ТПП-210А при работе в нестационарных режимах.

Приняты следующие исходные данные: показатели нестационарности режимов котла

ïî òàáë. 1; нормативные показатели действующей энерге-

тической характеристики котельного оборудования: уголь АШ – Аd = 33,4%, Qir = 18,01 ÌÄæ êã (4302 êêàë êã); àò = 0,82, àóí = 0,85, Ãóíí = 15,5%.

Результаты расчета изменений экономических показателей котла в основных нестационарных режимах приведены в òàáë. 2.

Зависимость динамической поправки к удельному расходу топлива от длительности простоя котла для послепусковых режимов показана на ðèñ. 1.

Для двух других типов нестационарных режимов котла динамические поправки к удельному расходу топлива имеют постоянные значения и составляют:

для режимов попеременного сжигания природного газа и АШ b = 1,4%;

для одного глубокого разгружения b = 2,03%. Динамическая поправка к удельному расходу топлива при числе разгружений n > 1 за отчетный период работы котла, например месяц, рассчитывается по формуле (13) и после упрощений имеет

âèä

b = 0,00423n.

Зависимость динамической поправки к удельному расходу топлива от числа глубоких разгрузок котла за отчетный период времени (месяц) показана на ðèñ. 2.

При эксплуатации энергоблока 300 МВт число глубоких разгрузок котла может составлять n = 60 90 в месяц. При этом значения динамиче- ской поправки b находятся в пределах от 0,25 до 0,38%.

Методика определения динамических поправок может быть использована при нормировании технико-экономических показателей конструктив- но-подобных котлов ТПП-210А и ТПП-210, сжигающих каменный уголь марки АШ и Т.

Выводы

1.По результатам исследования нестационарных режимов сжигания АШ в котле ТПП-210А, которое проведено с использованием системы непрерывного измерения содержания горючих в уносе – анализаторов RCA-2000, составлена методика определения динамических поправок к экономическим показателям.

2.Снижение экономичности котла ТПП-210А в нестационарных режимах учитывается динамиче- ской поправкой к удельному расходу топлива при использовании исходных данных действующей

2003, ¹ 9

5

энергетической характеристики котельного оборудования и составляет:

для послепусковых режимов при длительности простоя котла ï = 6 1725 ч динамическая поправка b = 1,4 4,2%;

для режимов попеременного сжигания природного газа и АШ b = 1,4%;

для одного режима глубокой разгрузки котлаb = 2,03%.

Список литературы

1.Результаты применения системы непрерывного измерения горючих в уносе при сжигании АШ в котле ТПП-210А Филь С. А., Голышев Л. В., Мысак И. С. и др. – Электриче- ские станции, 2002, ¹ 11.

2.Результаты исследования нестационарных режимов котла ТПП-210А с применением системы анализаторов RCA-2000 Голышев Л. В., Филь С. А., Мысак И. С. и др. – Электриче- ские станции, 2003, ¹ 8.

О дополнительных обоснованиях классификации по Êò энергетического твердого топлива1

Кушнаренко В. В., êàíä. òåõí. íàóê

ÎÀÎ “ÍÏÎ ÖÊÒÈ”

Публикации [1 – 3] имеют самое непосредственное отношение к дискуссии о предложенной ВТИ классификации и ее приложении к практике сушки и размола топлива на ТЭС и имеют очевидную цель – представить дополнительные сведения в подтверждение обоснованности классификации.

Обоснование классификации нуждается в твердых доказательствах по следующим главным вопросам: насколько представителен показатель Êò, чтобы отражать взрывоопасные свойства топливной пыли, описываемые характеристиками взрываемости пыли; насколько значения Êò согласуются с эксплуатационным опытом обеспечения взрывобезопасности пылеприготовительных установок; насколько обоснован и точен метод расчета минимальных взрывоопасных концентраций лету- чих íë.á. следовательно, и Êò. В [1] нет обоснова-

ния по первым двум вопросам.

Что касается расчета íë.á., то приведенные до-

полнительные сведения о выходе летучих по существу обосновывают не метод расчета, а наоборот, его критику, подробно изложенную в [5]. Действительно, данные рисунков и таблицы в [1] лишний раз подтверждают, что состав летучих и значе- ния íë Që изменяются в широких пределах во всем

рассматриваемом диапазоне температур. Температура 420°С, которую авторы классификации избрали за своего рода контрольную точку для значе- ния íë Që, явно недостаточна, чтобы выполнялось

одно из условий расчетного метода определения Êò – полное выделение летучих из топлива. Игнорируется известный факт, что полукокс как про-

1Продолжение дискуссии. Начало см. “Электрические станции”, 2001, ¹ 3, 9.

дукт низкотемпературного пиролиза, заканчивающегося при 550 – 580°С, содержит все еще высокий процент летучих, не говоря о 420°С, когда выход летучих из углей еще ниже.

Состав летучих индивидуален для каждого конкретного угля, поэтому нет оснований к обобщению и переносу результатов, полученных для узкой группы топлива, на всю широчайшую гамму энергетического твердого топлива. По сведениям рис. 3 в [1] видно, что значение íë Që определено

некорректно. График рис. 3 в [1] демонстрирует монотонно убывающую зависимость от конечной температуры нагрева. Температура 1100°С отвеча- ет условию полного выделения летучих из топлива, а также приблизительно отвечает температуре горения нижнепредельных смесей горючих газов с воздухом. Поэтому по данным рисунка следовало бы принять íë Që = 200 êêàë/ì3. Но в [1] указано:

“...целесообразно, руководствуясь принципом абсолютной надежности, принять значение произведения нижнего концентрационного предела распространения пламени летучих на теплоту их сгорания постоянным и равным íë Që =

=300 êêàë ì3”.

Âчем состоит “принцип абсолютной надежности”, ради которого “целесообразно принять”, а не делать выводы, неизвестно. Необъяснима и непоследовательность авторов [1 – 4], если проследить историю появления классификации. В первом варианте классификации, обнародованной в ходе работы над первой редакцией документа [6], значе-

íèå íë Që было принято равным 450 ккал кг, затем

авторы назначили 300 ккал кг, казалось, окончательно. Но вот новое “обоснование” – 300 ккал м3, что в пересчете составляет 240 ккал кг.

6

2003, ¹ 9

Однако принять íë Që = 200 êêàë ì3, или 160 ккал кг, в соответствии с рис. 3 в [1] и признать, что íë Që = const, нет никаких оснований,

так как это значение характерно лишь для одного угля, донецкого газового, а зависимость от температуры явно убывающая. Следовательно, предложенная расчетная методика определения íë.á ïî-

строена на произвольном допущении, которое опровергается представленными здесь и в [4] данными. Доказательства должны были бы базироваться не на литературных данных по выходу лету- чих, какие мы видим здесь, а на результатах подробных исследований динамики выхода летучих и их состава при температуре и времени нагрева, отвечающих тем, которые имеют место при взрывах топливной пыли.

При этом нет уверенности, что окажется, действительно, íë.á = const для всего многообразия

энергетического твердого топлива и что расчетные значения минимальных взрывоопасных концентраций будут удовлетворительно согласовываться с экспериментально найденными. А пока сравнение показывает, что расчетные и экспериментальные значения расходятся в несколько раз [5]. Одна из причин большого расхождения – в ошибочности использования известной формулы В. П. Михеева, применяющейся обычно для приближенной оценки в объемных долях в процентах нижнего концентрационного предела воспламенения íë.á ãî-

рючего газа, содержащего балласт (негорючие газы) в количестве Á, по известному значению íë для газа без балласта. Равенство соотношений “воздух горючее” в том и другом случаях может быть выражено

100 í

100 í

ë

 

 

ë.á

.

 

 

 

í

í

(1 Á 100)

ë

 

ë.á

 

 

Это и есть формула В. П. Михеева, которую несложно преобразовать к виду уравнения (3) в [4], в котором она обычно применяется для газовых смесей. Авторы классификации подставляют в формулу значения не в объемных долях в процентах, а в массовых долях, а балластом считают Á = 100 – V d, используя формулу (5) в [1, 4].

Обратившись к записанному выражению, можно видеть, что оно теряет первоначальный смысл, если Á означает присутствие твердой фазы в газовой смеси, а все значения выражены в массовых долях в процентах. Неправомерность и ошибка при подобной произвольной операции с использованием формулы В. П. Михеева показаны на конкретных примерах с расчетами в [5]: дополнительное тепловыделение за счет повышения концентрации летучих с íë äî íë.á в несколько раз превос-

ходит количество теплоты, требуемое для нагрева пыли, несущей íë.á летучих.

Непосредственное отношение к стремлению показать связь Êò с взрывоопасными свойствами топливной пыли имеют публикации [2, 3] об опытах с пылью различной зольности и влажности. Прежде чем оценивать результаты этих опытов, необходимо дать краткую оценку методики исследований.

Достоверность и представительность данных о взрывах пыли, получаемых в лабораторных установках с небольшим объемом взрывной камеры, определяется конструкцией камеры, главным образом создаваемой равномерностью концентраций пыли в объеме камеры перед взрывом. Совершенствование конструкций в указанном направлении изменило представление о взрывоопасных пределах пылевоздушных смесей. Оказалось, что способность к взрыву сохраняется в более широком, чем считалось ранее, диапазоне изменения различ- ных параметров и показателей: степени инертизации пыли и газовой среды негорючими добавками, влажности пыли, минимальной энергии зажигания и др.

Условию равномерности концентрации пыли лучше всех других конструкций отвечает взрывная камера поршневого типа, принятая в свое время за основу единого метода исследований взрываемости и узаконенная документом [7] совместной разработки ЦКТИ, ВТИ и УралВТИ. Авторы [2, 3], отступив от стандарта, предпочли установку другого типа с взрывной камерой, по форме приближающейся к шарообразной, и с распыливающим устройством, действующим от сжатого воздуха.

Подобные камеры хороши для изучения взрывов газовых смесей, так как дают возможность измерения, кроме прочих характеристик, нормальной скорости распространения пламени, но для изучения взрывов пыли малопригодны Действительно, в сферическом пространстве камеры узкий пристенный слой толщиной 0,1 диаметра занимает половину всего объема камеры, что делает задачу равномерного распыливания практически неразрешимой. В соответствии со сказанным при сравнении результатов опытов с пылью большой группы различных видов топлива видно, что в новой камере ВТИ искажаются известные сведения о взрывах топливной пыли.

Например, имеет место неполнота горения, а именно, высокое остаточное объемное содержание кислорода в продуктах взрыва (2 – 4%), что на порядок выше, чем при взрывах в поршневой камере. В широком диапазоне концентраций от 0,3 – 0,5 кг м3 äî 2 êã ì3 давление взрыва оказалось практически постоянным для большинства видов топлива, что также свидетельствует о неудовлетворительном смесеобразовании в камере

2003, ¹ 9

7

P/Pa

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

4

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

3

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

0

4

8

12

16

20

24

W ï, %

 

 

 

 

à)

 

 

 

P/Pa

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

8

 

5

 

 

 

 

10

6

 

 

11

 

 

 

7

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

0

4

8

12

16

20

24

W ï, %

 

 

 

 

á)

 

 

 

#

$

 

 

 

 

 

 

à – бурые угли: 1 – ирша-бородинский, Ad = 7,6%; 2 – холболь-

джинский, Ad = 16,1%; 3 – подмосковный, Ad = 26%; 4 – ñàõà-

линский (новиковский), Ad = 37,3%; á – каменные угли: 5

тугнуйский, Ad = 13,8%; 6 – кузнецкий ДРОК-I, Ad = 15,9%; 7 –

аркагалинский Д, Ad = 13,1%; 8 – черногорский Д, Ad = 21,1%;

9 – кузнецкий Г (шахта Зыряновская), Ad = 17,8%; 10 – нерюн-

гринский 3СС, Ad = 21,5%; 11 – воркутинский Ж, Ad = 34,9%

ВТИ: часть пыли выпадает на дно до начала воспламенения.

В поршневой камере зависимость давления взрыва от концентрации пыли имеет явно выраженный максимум при от 0,3 до 0,7 кг м3 в полном соответствии с известными данными. Максимальное давление взрыва в поршневой камере для многих видов топлива оказалось выше (до 0,15 МПа), чем в камере ВТИ. Анализ процесса сгорания пыли в поршневой камере показал, что материальный и тепловой балансы хорошо сходятся, замыкаясь на теплоемкость [8], что дополнительно свидетельствует о качестве экспериментов и надежности результатов.

Сравним теперь результаты опытов, представленных в [2, 3], с данными ðèñ. 1, 2, полученными на установке с поршневой камерой, где через Ð Ðà обозначено значение безразмерного давления взрыва (по отношению к атмосферному давлению Ðà), à Ad – суммарное содержание золы, включая собственную зольность топлива и величину внесенной добавки золы, тщательно перемешанной с угольной пылью. Область значений W ï, Ad, в которой сохраняется способность к взрыву, по [2, 3] значительно более узка, чем на ðèñ. 1, 2. Различие в полученных результатах огромное и является следствием недостатков метода ВТИ, отмеченных ранее.

Авторы [2, 3] находят подтверждение своим данным в публикациях 50-х и даже 30-х годов, т.е.

P/Pa

 

 

 

4

 

 

1

 

3

 

 

 

2

 

 

 

2

 

 

 

 

 

4

 

0

 

 

80 Ad, %

20

40

60

 

à)

 

 

P/Pa

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

8

4

 

 

6

 

11

 

 

 

7

 

 

 

2

 

 

9

 

10

 

 

 

 

0

 

 

80 Ad, %

20

40

60

á)

! #

$

à – бурые угли; á – каменные угли (обозначения см. рис. 1)

в экспериментах “вчерашнего дня” со всеми недостатками. Поэтому утверждение, что полученные ими предельные взрывобезопасные значения влажности пыли и зольности согласуются с границей взрывоопасности Êò = 1, лишний раз свидетельствует о непригодности Êò для оценки взрывоопасности.

Например, подставляя наши данные ðèñ. 1 в формулу (1) в [2], получим отрицательные значе- ния Kòw , не имеющие никакого смысла. А формула

(2) в [2] дает взрывобезопасное значение влажности пыли (при Êò = 1), равное нулю. Ошибочность оценок взрывобезопасной зольности по Êò = 1 может иметь тяжелые последствия для практики. Утверждается, что при Ad = 54,6% пыль подмосковного угля не взрывается [4]. Однако из ðèñ. 2 следует, что пороговое значение взрывобезопасной зольности составляет 75%.

Подводя итоги приведенного здесь и в [5, 9] критического рассмотрения предложенной ВТИ классификации твердого энергетического топлива по взрывоопасности и ее практическому применению через [6], можно кратко обобщить сказанное следующим образом.

Величина Êò = V d íë.á есть отношение коли-

чества летучих в единице массы сухой пыли к количеству летучих в единице массы горючей смеси летучих с воздухом на нижнем пределе воспламенения. Физический смысл, выражаемый столь незатейливой формулой для Êò, даже чисто теорети- чески не удается связать с давлением взрыва, скоростью его нарастания, минимальной энергией зажигания, взрывоопасными пределами по содержанию кислорода в смеси, по влажности пыли, по зольности и др.

8

2003, ¹ 9

Ad, %

40

20

0

2

4

6

8

Iâ

% & " # ' " ( ) " * + ,

$

– натуральное топливо; , – концентрат, промпродукт с обогатительных фабрик

Зная две из трех величин Êò, V d, íë.á , несложно найти количество пыли, из которого выделилосьíë.á летучих, а, значит, и минимальную взрывоопасную концентрацию пыли ìï [5]. При этом оказывается, что Êò è ìï обратно пропорциональ-

ны, следовательно, классификация по Êò, по сути, есть ранжирование топлива в соответствии с рас- четными значениями ìï . Но подобный ряд можно

выстроить, используя любую из перечисленных ранее основных экспериментальных характеристик взрываемости. И в этих рядах тоже просматривается тенденция к снижению (повышению) взрывоопасности топлива по мере изменения показателя, будь то давление взрыва или минимальная энергия зажигания, или любая другая характеристика, для широкой гаммы энергетического топлива от торфа до тощего угля. Подчеркнем, тенденция, а не закономерность, как и в случае с Êò.

Действительно, по Êò следует признать: к взрывобезопасным, наряду с антрацитами, относится ряд видов топлива, пыль которых взрывается в испытаниях на стенде, например, богословский и высокозольный подмосковный бурые угли, нерюнгринский 3СС; равная степень взрывоопасности существует при размоле ангренского бурого и кузнецких СС, согласно II группе по [6], а также бикинского и канско-ачинских бурых, кизеловского и тугнуйского каменных углей в III группе.

Граница Êò = 1 ничем не обоснована; опыты показывают, что строгой границы, разделяющей топливную пыль по признаку “взрывается – не взрывается”, нет [5].

Значения ìï , рассчитанные через íë.á , в неско-

лько раз превышают экспериментальные значения минимальной взрывоопасной концентрации пылиìèí [5], т.е. предложенный метод определенияíë.á , а следовательно, и Êò, это не расчет, а грубая оценка порядка значений. Суммарная погреш-

ность набегает за счет упрощения задачи и принятия непроверенных экспериментально приближенных допущений и волевых решений. Недостатки метода определения íë.á можно перечислить по пунктам.

1. Расчетные íë , найденные по правилу Ле-Ша-

телье, требуют экспериментальной проверки, так как летучие – это смесь разнородных газов с различной структурой межатомных связей в молекуле.

2. íëQë – является функцией качественного и

количественного состава летучих. Состав летучих индивидуален для топлива различных марок и месторождений, зависит от температуры и длительности нагрева. При чрезвычайно быстром нагреве частиц угля за время, близкое к длительности “теплового удара” при взрыве, выход летучих возрастает до 1,5 раза и более по сравнению с определением по стандартному методу. Все эти соображения не учтены авторами классификации.

3. íëQë = 300 ккал кг принято произвольно и

противоречит даже условиям поставленной зада- чи: при 400°С выход летучих неполон, а температура в пламени взрыва и в зоне предпламенного разогрева гораздо выше 400°С. Выбор сделан при большом, даже для узкой группы топлива, разбросе опытных точек на графике рис. 3 в [1], который убедительно свидетельствует, что нет никаких оснований считать произведение íë Që постоянным.

4.Использование формулы В. П. Михеева для вычисления íë.á является ошибкой.

5.Для многих, если не для большинства, видов топлива íë.á составляет от 10 до 20%, т.е. соотно-

шение “воздух горючее” находится в пределах от 9 до 4. По данным таблицы в [1] летучие состоят на 70 – 80% из метана и водорода, для которых указанное соотношение равно 17,3 и 34,6 соответственно. Отсюда следует, что даже на нижнем пределе воспламенения летучих íë.á имеет место бо-

льшой недостаток воздуха. Иными словами, сгорание, значит, и взрывы, попросту невозможны, и расчетные íë.á , à ñ íèìè è Êò – это некие фиктив-

ные значения, противоречащие основам знаний о горении, очень слабо коррелирующие с взрывоопасностью при использовании твердого топлива на ТЭС. И уж тем более не дающие никаких оснований к отмене основополагающего требования взрывопредупреждения о предельно допустимых температурах за мельницами [6].

С учетом изложенного вопрос, нужна ли классификация по Êò и классификация ли это, не должен вызывать затруднений с ответом. Ответить утвердительно, игнорируя все недостатки и противоречия предложенного метода, значит слепо верить на слово разработчикам классификации.

Однако выяснилось, что авторы [10] и [11], выражая полную поддержку классификации и осуж-

2003, ¹ 9

9

дая критические замечания по ней, не заметили в ней изъянов, откуда можно заключить, что они не проанализировали сущность метода и что скрывается за цифрами Êò.

Перспектива классификации по Êò – пополнить со временем исторический список предлагавшихся ранее классификаций расчетными методами. Виртуальные “бумажные” исследования взрывов топливной пыли пока не могут заменить реальные экспериментальные: теоретические аспекты данной проблемы недостаточно разработаны. Поэтому классификация должна основываться на опытах по исследованию взрывов и накоплении базы данных, в чем до недавнего времени не было сомнений [12].

Возникает естественный вопрос о методе обобщения экспериментальных характеристик взрываемости, с тем, чтобы некий обобщенный показатель был увязан со смыслом, вкладываемым в понятие “взрывобезопасность”. Согласно определению терминов [13]: “взрывобезопасность – это состояние производственного процесса, при котором исключается возможность взрыва, или в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей вызываемых им опасных и вредных факторов и обеспечивается сохранение материальных ценностей”.

Полностью соглашаясь с данным определением, заметим, однако, что в нем присутствуют, как необходимые, элементы субъективной оценки. Действительно, требованиям “исключается”, “предотвращается”, “обеспечивается” придано не абсолютное значение, а имеется в виду приемлемый уровень, заданный нормативным значением. По [13] и другим стандартам норма дана в виде вероятностной оценки: не выше 10 – 6. Заданность норм и есть субъективный фактор в понятии взрывобезопасность.

Следовательно, стремление найти чисто объективный, вытекающий из естественной сущности топлива обобщающий показатель для целей классификации, не согласуется с не вполне объективным содержанием понятия взрывобезопасность. Преодолеть это противоречие можно, только допуская в разумных пределах долю субъективности в оценку взрывоопасности топлива. Такой подход может быть осуществлен различными способами.

Например, исследованное топливо ранжируется группой экспертов в соответствии с возрастанием (убыванием) степени взрывоопасности на основании имеющихся экспериментальных характеристик взрываемости пыли. Недостаток такого метода очевиден и присутствует во всех предлагавшихся классификациях, в том числе и по Êò: суждения о соответствии или несоответствии опыту эксплуатации начинаются, когда уже известен конечный результат – определен (вычислен) классифицирующий показатель.

Возможен другой способ, более объективный, когда коллективное мнение экспертов учтено не явным образом, и эксперт не знает заранее, как его оценка будет связана с конечным результатом – показателем взрывоопасности каждого конкретного топлива. Пусть обобщенный показатель, назовем его хотя бы индексом взрывоопасности Iâ, суммирует значение взрываемости Z, каждое со своим

n

коэффициентом k: I â ki Zi , ãäå n – число вы-

i 1

бранных за основные характеристик взрываемости. Коэффициенты ki отражают важность i-й характеристики и определяются путем статистиче- ской обработки [14] коллективного мнения экспертов. Метод апробирован и показал, что для группы из 100 видов топлива различных марок и месторождений, исследованных на взрываемость пыли, не просматривается явных несоответствий оценок взрывоопасности по Iâ с опытом эксплуатации.

Метод позволяет определять индекс Iâ даже по керновым пробам топлива нового месторождения, вне связи с результатами анализов элементного состава топлива и его технических характеристик, нахождение которых – процедура более длительная и трудоемкая, чем испытания на взрываемость пыли. Несложно также учесть колебания свойств топлива. Существенное влияние на свойства топлива определенной марки и месторождения, в том числе и на взрывоопасные свойства, оказывает зола, содержание которой может изменяться в широких пределах. Содержание летучих – характеристика устойчивая, а ее колебания, обычно в пределах 2 – 3%, практически неощутимы.

Влияние зольности топлива показано на ðèñ. 3. Зависимость Iâ îò Ad хорошо описывается прямой линией. Интересно отметить, что экстраполяция прямой до Iâ = 0 äàåò Ad = 87% – в полном согласии с опытными данными ðèñ. 2. Аналогичные прямые для различных марок топлива по результатам определения Iâ специализированной организацией при Amind , Amaxd и одном-двух промежуточных значениях позволяют легко контролировать изменения взрывоопасности топлива, располагая лишь данными по Ad.

Представляется, что метод с возможными корректировками расчета и повторными экспертными оценками окажется востребованным в будущем для обобщения экспериментальных характеристик взрываемости топливной пыли. В постоянном пополнении подобного справочного фонда экспериментальных данных должны состоять и основное направление работ, и ключ к решению проблемы классификации.

10

2003, ¹ 9

Соседние файлы в папке Подшивка журнала Электрические станции за 2003 год.