Improved method for calculating fuel burnout in pulverized coal furnaces

全文:

ВВЕДЕНИЕ

Совершенствованию технологии производства и потребления энергии, вырабатываемой при использовании твердых органических топлив, уделяется значительное внимание в энергетической отрасли. Создание новых и повышение эффективности существующих технологических способов сжигания углей на тепловых электростанциях основано на всесторонней оценке их состава и свойств. Расчет теплообмена и распределение температур в топочных камерах основан на использовании теплотехнических характеристик сжигаемого топлива и эмпирических закономерностей, положенных в основу нормативного метода [1].

В настоящее время для расчета топочных камер паровых котлов применяется позонная методика, сочетающая расчет теплообмена и выгорания пылеугольного факела [2–4]. Анализ результатов многочисленных расчетных исследований с использованием позонной методики позволил установить, что ранние стадии горения натурального топлива характеризуются одновременным выгоранием летучих веществ и кокса. Количество выгоревшего кокса за время параллельного горения летучих и кокса составляет для частиц размером 100 мкм около 65–75%. Оставшийся кокс горит очень медленно, вследствие чего время сгорания летучих во много раз меньше полного времени выгорания топлива. При этом расчет степени выгорания выполнялся только для зон активного горения, без учета продолжительности процессов испарения влаги и выхода летучих веществ, так как методика разрабатывалась для определения выгорания пылеугольного факела в топках паровых котлов при сжигании низкореакцонных каменных углей.

Совершенствование используемого в настоящее время метода расчета топочных камер ведется в направлении уточнения методики расчета выгорания топлива [2–4] с раздельной оценкой длительности испарения влаги, выделения и горения летучих веществ и выгорания коксового остатка. В соответствии с трактовкой начальной стадии горения пылеугольного факела, предложенной в работе [5], а также рядом зарубежных исследователей [6], влияние летучих веществ на суммарный процесс выгорания угольной пыли сводится не только к повышению температурного уровня в зоне активного горения, но и сказывается на длительности протекания стадий воспламенения и выгорания коксового остатка. В работе [7] предложена методика расчета выгорания пылеугольного факела в топочной камере паровых котлов, разбитой на две зоны – зона активного горения и зона догорания. Нульмерное рассмотрение процесса [8] предполагает введение в расчет некоторых средних или эффективных параметров. В зарубежных работах [9] предложена методика расчета параметров пылеугольного факела, основанная на экспериментальной оценке эффективных значений кинетических параметров горения угля в трубчатой печи с последующим расчетом степени выгорания по математической модели в условиях топочной камеры котельного агрегата, разработанной специалистами крупнейшей котлостроительной компанией США Combustion Engineering, Inc. Однако использование эффективных кинетических характеристик не позволяет обеспечить учет индивидуальных особенностей сжигаемого топлива и условий организации топочного процесса.

Следует отметить, что все существующие методы расчета выгорания топлива в относительной степени могут быть использованы только при решении узкого класса технологических задач и малопригодны при решении задач проектирования новых конструкций топочных камер, перевода действующих котлов на сжигание непроектного топлива и тем более при реконструкции и наладке топочно-горелочных устройств, например, при внедрении метода ступенчатого сжигания с целью уменьшения выбросов оксидов азота. Во многом это объясняется отсутствием учета в имеющихся методах расчета степени выгорания так называемой реакционной способности углей с оценкой кинетики различных стадий их термохимического превращения и индивидуальных для каждой стадии температурно-временных условий протекания процесса в топках паровых котлов.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ И КИНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЫГОРАНИЯ ПЫЛЕВИДНОГО ТОПЛИВА

Объективная расчетная оценка скорости выгорания угля в условиях топочной камеры в настоящее время возможна на основе учета кинетических характеристик отдельных стадий температурной обработки пылевидного твердого топлива, в частности, процессов испарения влаги, термической деструкции, горения и газификации коксового (нелетучего) остатка. При этом необходимо учитывать, что, как правило, в реальных технологических установках протекание этих процессов носит параллельно-последовательный характер, что создает определенные методические трудности при их определении и использовании [10].

В большей степени такой постановке задачи отвечает следующая физико-химическая модель горения угольной частицы в пылевидном состоянии (рис. 1).

Рис. 1. Механизм термохимического превращения пылеугольной частицы применительно к широкому классу технологических процессов и устройств

Согласно такой формализации процесс сушки топлива характеризуется испарением влаги из объема угольной частицы при условии движения поверхности испарения, как фронта фазового перехода, внутрь частицы и сопровождающееся повышением температуры поверхности сухого слоя. С учетом того, что влага, содержащаяся в топливе, имеет с угольным веществом различные по прочности связи целесообразно рассматривать два самостоятельных фронта испарения гигроскопической и химически связанной влаги. Причем фронт испарения химически связанной влаги отстает от фронта испарения гигроскопической влаги. По мере повышения температуры поверхностного слоя происходит процесс термической деструкции (пиролиза) органической массы, сопровождающийся выделением летучих веществ. Современные модели пиролиза рассматривают органическую массу угля как ансамбль конденсированных ароматических, гидроароматических и гетероциклических структур (кластеров), содержащих в виде заместителей различные функциональные группы. При нагреве топлива наблюдается разрыв связей, прикрепляющих функциональные группы к кольцевым кластерам, с образованием летучих газовых компонентов (преимущественно СО, СО₂, Н₂О, Н₂, СН₄, HCN, алифатические углеводороды). Одновременно с выходом легких газовых компонентов идет расщепление мостиковой структуры угля с выделением крупных молекулярных фрагментов (смол – С₈Н₁₈ּ 2Н₂О).

Выделившиеся горючие газообразные летучие компоненты при достижении достаточной концентрации стехиометрической смеси реагируют в газовой фазе с кислородом воздуха до получения конечных продуктов СО₂ и Н₂О. Смолы при недостатке окислителя могут повторно деструктировать, образуя вторичные продукты, в частности ацетилен, бензол, водород и сажу, которые, в свою очередь, также вступают в реакцию с кислородом воздуха, генерируя продукты полного (СО₂ и Н₂О) и неполного горения (например, СО) с последующим их догоранием.

В процессе выделения летучих веществ и их последующего воспламенения, происходит нагрев угольной частицы, инициализирующий процесс горения нелетучей (коксовой) основы. Реакция горения кокса протекает на поверхности угольной частицы, в результате которой из газового объема кислород воздуха адсорбируется на поверхности углерода. На ней атомы кислорода вступают в химическую реакцию, образуя сложные углерод-кислородные комплексы C_xO_y. Последние затем распадаются с получением продуктов полного (СО₂) и неполного (СО) горения. Водяные пары (Н₂О) и углекислый газ (СО₂), образующиеся в результате протекания процессов сушки, выхода балластных летучих, горения горючих летучих и коксовой основы топлива, а также в результате догорания неполных продуктов сгорания могут реагировать с твердой фазой, образуя СО и Н₂. Эти реакции протекают по радикально-цепному механизму при непосредственном участии гидроксидов как промежуточных соединений с появлением комплекса НСОН, а затем и валентных донорно-акцепторных связей с атомарным углеродом. Вследствие соударения атомов и молекул с вакантными местами и благодаря наличию валентных сил на активных местах поверхности образуются промежуточные комплексы. Последние стимулируют электронный перенос, обеспечивая хемосорбцию газообразных компонентов на поверхность коксовой основы. Получающийся в результате вторичных реакций водород может вступать в химические реакции: с углеродом до образования неполного продукта горения (СН₄) и кислородом до – Н₂О. Метан в газовой фазе окисляется до СО₂ и Н₂О. Продукты полного (Н₂О) и неполного (СО) горения могут взаимодействовать между собой, образуя СО₂ и Н₂.

Соответствующая описанной физико-химической модели расчетная схема, обеспечивающая контроль выполнения материальных балансов отдельно взятых стадий горения угля, а также в целом всего брутто-процесса представлена на рис. 2 [11].

Рис. 2. Расчетная схема кинетических процессов термохимического превращения твердого органического топлива

Определение кинетических параметров различных процессов термохимической обработки угля учитываемых в представленных выше физико-химической модели и расчетной схеме в настоящее время может быть осуществлено только с помощью метода комплексного термического анализа топлива с последующей экстраполяцией результатов на условия реальных топочных процессов (темп нагрева 10⁴ –10⁶ град/с).

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КИНЕТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА

Комплексный термический анализ твердого топлива объединяет в рамках единой установки дериватографию и хроматографию, что позволяет наряду с суммарными характеристиками процесса нагрева навески угля (убыль массы, скорость убыли массы, изменение температуры, тепловые эффекты) получать также и динамику выделения газообразных продуктов (СО, СО₂, Н₂, СН₄ и др.) в неизотермических условиях.

Методика оценки кинетики процессов выгорания пылевидного твердого топлива основана на обработке экспериментальных данных, полученных с помощью комплексного термического анализа, трех опытов [12]:

1) в инертной среде с газовым анализом состава выделяющихся летучих веществ по результатам которого определяются характеристики процесса испарения влаги, общий выход и состав летучих веществ. ДТГ-кривая после вычитания дифференциальной кривой суммарного выхода парогазовых компонентов преобразуется в кривую смоловыделения;

2) в окислительной среде – осуществляется выгорание нелетучего остатка, получаемого в предыдущем опыте;

3) в окислительной среде – термоокислительная деструкция исходного угольного вещества, характеризующаяся наложением процессов выделения и горения летучих веществ, а также окисления коксовой основы.

Учитывая одновременность протекания при термоокислительной деструкции двух процессов, суммарная скорость которых регистрируется в виде ДТГ-кривой, выделение процесса выхода летучих веществ (“синтетических” летучих) осуществляется путем вычитания из ДТГ-кривой процесса термоокислительной деструкции скорости окисления коксовой основы. Скорость реакции окисления нелетучего остатка определяется по результатам второго опыта и накладывается на ДТГ-кривую процесса термоокислительной деструкции, при соответствующей корректировке температурных интервалов.

Затем полученную в первом опыте суммарную кривую скорости газовыделения совмещают с выделенным при термоокислительной деструкции периодом выхода летучих веществ, пересчитывая ее при этом по отношению скоростей выделения летучих веществ в инертной и окислительной средах, принимая постоянным общее количество газового компонента. При вычитании из дифференциальной кривой процесса выделения летучих в окислительной среде соответствующей кривой газовыделения находят дифференциальную кривую смоловыделения в окислительной среде (“синтетические” смолы).

Использование вышеприведенной методики получения экспериментальных данных по результатам трех опытов комплексного термического анализа углей (термическое разложение, горение нелетучего остатка и термоокислительная деструкция) позволяет перейти к их обработке с целью определения кинетических параметров (Е и k₀) многостадийных последовательно-параллельных процессов термохимического превращения топлива.

Полученные кинетические характеристики позволяют выполнить расчет констант скоростей процесса термохимического превращения топлива (k₁−k₁₇, см. рис. 2) с последующей оценкой степени выгорания топлива в условиях топочной камеры котельного агрегата [12].

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДЛИТЕЛЬНОСТИ СТАДИЙ ГОРЕНИЯ УГЛЯ В ПЫЛЕВИДНОМ СОСТОЯНИИ

Для практического применения результатов численного моделирования при определении степени выгорания угольного вещества, необходимо учитывать продолжительность одновременного протекания стадий воспламенения (τ_вк, с) и выгорания коксового остатка (τ_гк, с) [13]. Продолжительность воспламенения частицы τ_вк складывается из двух последовательных стадий: испарения влаги t_с и смоловыделения в составе летучих веществ τ_вл, с:

${\tau }_{вк}={\tau }_{с}+{\tau }_{вл}-\Delta \tau$, (1)

где $\Delta \tau ={\tau }_{пр}\cdot \delta \tau$ – длительность параллельного протекания стадий испарения влаги, смоловыделения и выгорания коксового остатка, с.

Изменение δτ для нескольких расчетных вариантов приведено на рис. 3.

Рис. 3. Зависимость στ от времени воспламенения частицы бородинского угля за время пребывания частицы в зоне активного горения топки котельного агрегата БКЗ-320-140 при d₀: ○ – 100 мкм; ∆ – 200 мкм; ◊ – 400 мкм; □ – 600 мкм; и: (а) ϑ_г: 1 – 1600°С; 2 – 1400°С; 3 – 1200°С при α = 1.2; А^р = 5%; (б) a: 1 – 1.3; 2 – 1.2; 3 – 1.1 при ϑ_г = 1400°С; А^р = 5 %; (в) А^р: 1 – 15%; 2 – 10%; 3 – 5% при ϑ_г = 1400°С; a = 1.2

Численное значение δτ, как видно из рисунка, зависит от размера частиц d₀ (мкм), температуры газов ϑ_г (°С), значения коэффициента избытка воздуха a, зольности А^р (%) и времени воспламенения частицы τ_вк (с), которое, в свою очередь, определяется реакционными характеристиками рассматриваемых стадий горения угля. Значение δτ может возрастать вплоть до 0.2. Установлено, что наибольшее влияние на величину δτ оказывают диаметр и температура частицы. При увеличении диаметра со 100 до 600 мкм происходит увеличение δt в 5–7 раз. Скорость стадий горения и газификации пылеугольной частицы в топочной камере в большей степени зависит от температуры частицы ϑ_ч, которая превышает температуру газов ϑ_г (рис. 4). Зависимость среднеинтегрального превышения температуры частицы над температурой газовой среды θ (°С) от размера частиц, температуры факела и зольности топлива показана на рис. 4.

Рис. 4. Изменение среднеинтегрального показателя превышения температуры частицы θ (°С) в зависимости от диаметра частиц: ϑ_г = 1200°C, a = 1. 1 – А^р = 0%; 2 – А^р = 4%; 3 – А^р = 6%; 4 – А^р = 10%; 5 – А^р = 26%; 6 – А^р = 30%

Аппроксимацией результатов вычислительного эксперимента (более 700 вариантов начальных условий) получены степенные зависимости многофакторной регрессии для определения расчетных параметров δt и θ:

$\delta \tau ={7.81}^{-4}\cdot {\vartheta }_{г}^{-3.3}\cdot {\alpha }^{-0.87}\cdot d_0^{-4.37}\cdot {\left(A^{р}\right)}^{0.5}\cdot {\tau }_{вк}^{-2.16}$, (2)

$\theta ={1.316}^{-10}\cdot {\vartheta }_{г}^{3.31}\cdot {\alpha }^{0.4}\cdot d_0^{0.65}\cdot {\left(A^{р}\right)}^{-0.23}$. (3)

На основе полученных температурно-временных зависимостей процесса термообработки топлива в пылевидном состоянии выполнено совершенствование методики проектирования топочных устройств энергетических котлов [3, 4]. Сущность предлагаемого подхода заключается в раздельной оценке и учете длительности стадий испарения влаги, смоловыделения (как основного этапа выхода летучих веществ) и горения коксового остатка. Количественная оценка степени выгорания топлива (b_сг = 100 - q₄, %, где q₄ – величина механического недожога топлива, %) определяется в результате итеративного комплексного позонного расчета выгорания пылеугольного факела и теплообмена в топочной камере по следующему алгоритму:

– температура пылеугольной частицы (°С):

${\vartheta }_{ч}={\vartheta }_{ф}+\theta$, (4)

где θ – среднеинтегральное превышение температуры частицы над температурой газовой среды, рассчитывается по уравнению (3), °С;

– длительность выгорания наиболее крупных коксовых частиц (с):

${\tau }_{гк}={\tau }_{пр}-{\tau }_{вк}$, (5)

где τ_вк – длительность воспламенения коксового остатка, с, см. уравнение (1).

При оценке длительности процесса воспламенения коксового остатка (τ_вк) продолжительность испарения влаги (τ_с) и смоловыделения (τ_см), как основной стадии выхода летучих веществ, вычисляются по индивидуальным для каждой стадии кинетическим параметрам посредством решения системы трансцендентных уравнений, полученной на основе математического аппарата неизотермической кинетики [14]:

$\frac{k_0}{b}=\frac{E}{R{T}_{\max }^2}\exp \left(\frac{E}{R{T}_{\max }}\right)$, (6)

$\exp \left\{1+\frac{E}{R}\frac{\Delta T}{T_{í}{T}_{\max }}-\frac{2R{T}_{\max }}{E}-\frac{T_{í}^2}{T_{\max }^2}\left(1-\frac{2RT}{E}\right)\exp \left(\frac{E}{R}\frac{\Delta T}{T_{í}{T}_{\max }}\right)\right\}-\frac{1}{2}=0$, (7)

$\tau =2\Delta T/b$. (8)

Расчет скорости нагрева b пылеугольных частиц в условиях топочной камеры котельной агрегата осуществляется по уравнению (град/с):

$b=\frac{\alpha {\lambda }_{г}}{{\lambda }_{т}}\cdot \frac{\Delta T}{20d_0^2}$. (9)

Расчет величины механического недожога на выходе из зон определяется по следующим зависимостям (%):

– в зоне активного горения:

$q_4=I_1\frac{Q_{к}{K}^{р}}{Q_{н}^{р}}\cdot \frac{100-W^{р}}{100-W^{пл}}$, (10)

- в зонах, расположенных выше зоны активного горения (камере охлаждения), предложено использовать:

$q_{4зд}^i=I_1\frac{Q_{к}{K}^{р}}{Q_{н}^{р}}\cdot \left(\frac{100-{\beta }_{сг}^{i-1}}{100}\right)$, (11)

где i – номер расчетной зоны по высоте топочной камеры.

Связь между временем горения коксовых частиц и распределением их по факелу (I₁(x_i)) осуществляется путем совместного решения системы нелинейных уравнений:

$l_1\left(x_i\right)=mn{\int }_{y\left(x\right)}^1\frac{e^{-m{y}^n}}{y^4-n}{\left[\sqrt{{\left(\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }^2}\right)}^2\left(y^2-1+x^2\right)+2\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }}\left(y-1+x\right)}-\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }}\right]}^{3}dy$, (12)

$l_2=\frac{k_{гк}{\tau }_{тк}}{q{d}_{\max }}={\int }_{x_i}^1\frac{1}{\mu +I_1\left(x_i\right)}dx$, (13)

$y\left(x\right)=\sqrt{{\left(\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }^2}\right)}^2\left(y^2-1+x^2\right)+2\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }}\left(y-1+x\right)}-\frac{N{u}_{D}D}{k_{гк}{d}_{\max }}$, (14)

где y = d_i/d_max; x = d₁/d_max; d₁, d_max – начальные размеры i-той и наиболее крупной частицы соответственно; μ, q – безразмерные параметры, определяемые по уравнениям (15) и (16); $k_{гк}=k_0{e}^{-\frac{E}{RT}}$ – константа скорости реакции горения коксового остатка.

$\mu =({\alpha }_{пп}^{\text{'}\text{'}}-1)\frac{V_{в}^0}{V_{к}^0}\frac{1}{K^{р}}\frac{100-W^{пл}}{100-W^{р}}$, (15)

$q=\frac{{\rho }_{к}\cdot V_{г}RT(100-W^{пл})}{2{\psi }_{\xi }\mathrm{22,4}P{K}^{р}(100-W^{р})}$, (16)

где К^р, W^пл, W^р – принимаются по результатам опытно-промышленных испытаний; ρ_к, ψ_x, Р – принимаются по данным [11].

Расчет степени выгорания и величины механического недожога по расчетным зонам определяется по формуле:

${\beta }_{сг}^i=100-q_4^i$. (17)

При определении степени выгорания пылеугольных частиц в позонном расчете топочных камер выполняется оценка изменения максимального размера пылеугольной частицы (м):

$d_{\max }^i=d_{\max }^{i-1}\cdot \sqrt[3]{1-{\beta }_{сг}^i}$. (18)

Расчет потери тепла с химическим недожогом на выходе из зон предложено определять по следующим уравнениям (%):

– в зоне активного горения:

$q_3=V^{р}\cdot \sqrt[3]{1-{\beta }_{сг}}$; (19)

– в зонах, расположенных выше зоны активного горения (камера охлаждения):

$q_3^i=q_3^{i-1}\cdot \sqrt[3]{1-{\beta }_{сг}^i}$. (20)

По найденным значениям q₃ определяются концентрации веществ, находящихся в дымовых газах для каждого сечения по высоте топочной камеры [15]:

Отношение объемов сухих продуктов сгорания и воздуха при a = 1:

$\gamma =\left(79+0.8\frac{N^{р}}{V_0^{в}}\right)/\left(100-R{O}_2^{\max }\right)$: (21)

Отношение Z:

$Z=0.3+\frac{C^{р}}{H^{р}}$; (22)

Коэффициент разбавления дымовых газов:

$h=\left(\frac{\alpha }{1-0.01\cdot q_4}-1+\gamma \right)/\gamma +\mathrm{0,31}{q}_3\frac{\left(0.015+0.005Z\right)}{\left(0.85+Z\right)}$; (23)

Содержание СО, отнесенного к объему сухих газов, %:

$CO=0.31\frac{q_3}{h}\frac{Z}{0.85+Z}$; (24)

Содержание Н₂, отнесенного к объему сухих газов, %:

${\text{H}}_2=\frac{\text{CO}}{Z}$; (25)

Содержание RO₂, отнесенных к объему сухих газов, %:

${\text{RO}}_2=\frac{{\text{RO}}_2^{\max }}{h-\text{CO}}$; (26)

Содержание О₂, отнесенного к объему сухих газов:

${\text{O}}_2=21\cdot \left(1-\frac{1}{h}\right)+0.4\text{CO}+0.2{\text{H}}_2$; (27)

Содержание N₂, отнесенного к объему сухих газов, %:

${\text{N}}_2=100-({\text{RO}}_2+{\text{O}}_2+\text{CO}+{\text{H}}_2)$; (28)

Отношение объемов сухих и влажных газов при a = 1:

$B_{г}^{в}=\frac{1}{\left[1+0.0124\cdot (9{\mathrm{H}}^{р}+W^{р})/(\gamma \cdot V_0^{в})\right]}$; (29)

Содержание , отнесенной к объему влажных газов, %:

${\mathrm{H}}_2\mathrm{O}=\gamma \left(\frac{1}{B_{г}^{в}}\right)/\left(\frac{\alpha }{1-0.01q_4}-1+\frac{\gamma }{B_{г}^{в}}\right)$. (30)

Для приведения к объему влажных газов концентрации CO, H₂, RO₂, O₂, N₂ домножаются на коэффициент ζ, определяемый по формуле:

$\zeta =\left(\frac{\alpha }{1-0.01q_4}-1+\gamma \right)/\left(\frac{\alpha }{1-0.01q_4}-1+\frac{\gamma }{B_{г}^{в}}\right)$. (31)

Следует отметить, что данная методика может быть использована и для других вариантов постановки задачи, например, при заданной величине механического недожога и температуре факела определить расчетным путем размеры топочной камеры. Возможно также решение задачи об оптимальном диаметре частицы для преобладающей монофракции или для наиболее крупной фракции угольной пыли при других известных величинах, или определение минимальной необходимой скорости истечения аэросмеси при заданной высоте зоны активного горения. Таким образом, предложенная методика применима как на стадии проектирования для уточнения размеров топочной камеры и ее отдельных зон, так и при эксплуатации котлов при определении оптимальных режимных условий в топочной камере с учетом реакционной способности сжигаемого топлива [16].

АЛГОРИТМ И ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛЕУГОЛЬНОГО ФАКЕЛА И ТЕПЛООБМЕНА В ТОПОЧНЫХ КАМЕРАХ ПАРОВЫХ КОТЛОВ

Усовершенствованная методика расчета выгорания пылеугольного факела реализована в виде программно-вычислительного комплекса [17], который позволяет выполнить расчет: тепловых потоков на поверхностях нагрева, значений температур продуктов сгорания, промежуточных и конечных концентраций реагирующих веществ в любой расчетной точке по высоте топочного пространства с одновременной возможностью диагностики причин изменения длительности и механизма протекания сложных, последовательно-параллельных физико-химических реакций горения и теплообмена. Методика также обеспечивает учет не только режимных параметров топочных устройств, таких как тонина помола, коэффициент избытка воздуха, паровая нагрузка, высота размещения факела и доля воздуха, подаваемого в виде вторичного и третичного дутья, но и индивидуальные особенности органической и минеральной части сжигаемого топлива, посредством использования данных о реакционной способности отдельных этапов термохимического превращения угля, что позволяет расширить возможности изучения топочных процессов, увеличение точности и скорости вычислений.

Программное обеспечение разработано в визуальной среде программирования Builder C++ и состоит из трех блоков: ввод исходных данных; комплексный расчет теплообмена и степени выгорания топлива в топке; визуальное представление результатов расчета. На рис. 5 представлена функционально-структурная схема вычислительного алгоритма программного комплекса. С помощью данного программного продукта реализован численный эксперимент по определению степени выгорания углей различных месторождений в условиях реальных топочных устройств. Расчет проводился для частиц размерами от d_ч = 100–600 мкм, температура факела варьировалась в диапазоне ϑ_ф = 1200–1800°С, коэффициент избытка воздуха α = 1.1–1.4, зольность топлива А^р = 5–30%.

Рис. 5. Алгоритм позонного расчета степени выгорания пылеугольного факела в топках паровых котлов

На рис. 6 в качестве примера представлены результаты численного эксперимента по исследованию процесса горения частиц бородинского угля в топке котла БКЗ-320-140 с жидким шлакоудалением (ст. № 19) Красноярской ТЭЦ-1. Полученные результаты подтверждают существенную зависимость величины потерь с химическим q₃ и механическим q₄ недожогом от размера частицы, температуры факела, избытка воздуха и зольности топлива. Увеличение размера частицы со 100 до 600 мкм приводит к увеличению q₄ в 10–15 раз, q₃ – в 4–5 раза. Увеличение температуры факела с 1200 до 1800°С приводит к снижению q₄ в 3–5 раз, q₃ – в 1.5–2.0 раза. Оптимальное значение избытка воздуха в топке составило 1.22. Исследование влияния зольности топлива на степень его выгорания показало, что ее изменение с 5 до 15% приводит к увеличению q₄ на 3–10%, q₃ – на 2–8%. В зоне догорания влияние перечисленных факторов на степень выгорания частиц значительно снижается из-за пониженных температур продуктов сгорания и самой частицы: максимальное изменение q₄ происходит в пределах 1.05–2.0 раза и q₃ – в 1.01–1.5 раза.

Рис. 6. Изменение механической q₄ химической q₃ неполноты сгорания частицы от времени ее пребывания в топочной камере при d_ч (мкм): 1 – 100; 2 – 200; 3 – 400; 4 – 600; ϑ_ф = 1400°С, a = 1.2 и А^р = 5%

Полученные результаты теоретических исследований были сопоставлены с результатами экспериментальных исследований процесса выгорания пылевидного угля в промышленных установках, в частности, на котле БКЗ-320-140 (ст. №19) Красноярской ТЭЦ-1.

Топочная камера парового котла полуоткрытого типа предназначена для сжигания бородинских углей с жидким шлакоудалением. Камера горения выполнена в виде двух сообщающихся восьмигранных предтопков, каждый из которых оборудован четырьмя угловыми прямоточными пылеугольными горелками. Котел оснащен четырьмя индивидуальными системами пылеприготовления с молотковыми мельницами и газовой сушкой топлива.

При проведении экспериментальных исследований определялись следующие параметры: расход и температура первичного и вторичного воздуха по тракту; температура в ядре факела по высоте топки и по газовому тракту котла; состав дымовых газов; содержание горючих в уносе и шлаке. Измерение температуры топочных газов осуществлялось при помощи визуального пирометра серии «Проминь-КХ1». Для зондирования топочной камеры использовался водоохлаждаемый трехточечный пылегазозаборный зонд типовой конструкции ВТИ длиной 4.3 м. Анализ топочных газов выполнялся непосредственно в точке отбора с использованием переносного газоанализатора «ДАГ-500» при прямом и обратном ходе зонда.

В результате опытно-промышленных испытаний котла (Д_к/Д_к^ном = 0.7–0.9; ${\alpha }_{пп}^{\text{'}\text{'}}$ = 1.09–1.51; R₉₀ =34–49%; W^пл =17.5–25.1%; W^р = 31.5–33.4%; А^р = 3.9–6.4%; $Q_H^P$ = 15 800–16 665 кДж/кг) получены зависимости изменения температуры топочных газов, величины механического недожога, содержания Н₂, СО, О₂, СН₄, NO_x и RO₂ – по высоте топки.

Установлено, что горение частиц бородинского угля среднеинтегрального размера 250 мкм в зоне активного горения происходит преимущественно в промежуточной области. При определении длительности выделения и выгорания газовых компонентов летучих веществ, выгорания коксового остатка бородинского угля совместно с теплотехническими и кинетическими характеристиками угля были использованы для объяснения причин возникновения на котле тепловых потерь с химическим и механическим недожогом. Выявлено, что причиной появления тепловых потерь с химическим недожогом является затяжное выделение водорода и оксида углерода в пристенных и угловых зонах топочной камеры, где устойчивое воспламенение и интенсивное горение газовых смесей затрудненно вследствие низкой концентрации горючих газов и кислорода (C_H2 < 0.02%,C_CO ≈ 0.01–0.06%, ≈ 3.0–10.0%). Минимальное значение тепловых потерь с химическим недожогом q₃ ≈ 0.1% соответствует коэффициенту избытка воздуха  = 1.21–1.27. Время пребывания газов в зоне активного горения сопоставимо с длительностью смоловыделения. С угрублением помола угольной пыли процесс деструкции топлива затягивается, увеличивается диффузионное сопротивление процессу подвода окислителя к коксовому остатку, снижается степень его выгорания и температура факела. Аналогично проявляет себя изменение зольности топлива.

На рис. 7–9 представлено сопоставление основных экспериментальных и расчетных характеристик выгорания пылеугольного факела в топочной камере парового котла БКЗ-320-140 (ст. №19) Красноярской ТЭЦ-1.

Рис. 7. Зависимость механической неполноты сгорания топлива от коэффициента избытка воздуха на выходе из зоны активного горения: сплошная линия – расчет; эксперимент: (а) ○ – ϑ_ф = 1200°С; □ – ϑ_ф = 1400°С; ∆ – ϑ_ф = 1600°С при А^р = 5%; (б) ○ – А^р = 15%; □ – А^р = 10%; ∆ – А^р = 5 % при ϑ_ф = 1400°С

Рис. 8. Зависимость величины механического недожога от тонкости помола и температурного уровня в зоне активного горения котла БКЗ-320-140: (а) – ${\mathit{\vartheta }}_{\mathbf{з}\mathbf{а}\mathbf{г}}^{\mathbf{\text{'}\text{'}}}$ = 1510°С; (б) – ${\mathit{\vartheta }}_{\mathbf{з}\mathbf{а}\mathbf{г}}^{\mathbf{\text{'}\text{'}}}$ = 1486°С; коэффициент полидисперсности, n: × – 0.9;  – 1.0; ∆ – 1.1; ○ – 1.2; • – 1.3

Рис. 9. Зависимость степени выгорания и температуры газов на выходе из зоны активного горения котла БКЗ-320-140 от тонкости помола бородинского угля с учетом раздельной оценки длительности процессов горения топлива: × – β_сг, %; о – ${\mathit{\vartheta }}_{\mathbf{заг}}^{\mathbf{\text{'}\text{'}}}$, °С

Оптимальная тонкость помола бородинского угля при сжигании в топке котла БКЗ-320-140 составляет R₉₀ = 40–45%. Внутритопочными исследованиями котельного агрегата при сжигании бородинского угля подтверждена возможность варьирования тонкости помола угольной пыли для обеспечения необходимых по условиям шлакования и жидкого шлакоудаления, степени выгорания и уровня температур газов на выходе из топки и в зоне активного горения.

На рис. 10 представлено сопоставление основных экспериментальных и расчетных характеристик выгорания пылеугольного факела в топочной камере парового котла БКЗ-320-140 (ст. №19) Красноярской ТЭЦ-1.

Рис. 10. Изменение: (а) степени выгорания топлива; (б) химической неполноты сгорания; (в) диаметра частицы бородинского угля от времени пребывания в топочной камере котла БКЗ-320-140 при α = 1.2, А^р = 5%, d₀ = 250 мкм и ϑ_ф: –– расчет; эксперимент: ○ – 1200°С; □ – 1400°С; ∆ – 1600°С

Как видно из графиков, расчетные и опытные значения параметров топочного процесса при сжигании бородинского угля в котле БКЗ-320-140 ЖШУ имеют хорошую сопоставимость: при ${\alpha }_{заг}^{\text{'}\text{'}}$ = 1.2 и ϑ_ф = 1600°С – расчетное значение потери тепла с механическим недожогом q₄ = 6.4%, опытное – q₄ = 6.2% (см. рис. 8). Практически совпадают значения потерь тепла с химическим недожогом: расчетное – q₃ = 0.4%, опытное – q₃ = 0.55% (рис. 11) за время пребывание угольной пыли в топочной камере котла τ_пр = 3 с при ϑ_ф = 1600°С. Предельное отклонение расчетных и опытных значений не превышает 5–7%, что свидетельствует о высокой точности усовершенствованной инженерной методики позонного расчета степени выгорания пылеугольного факела в топочных камерах паровых котлов.

Рис. 11. Изменение концентрации оксида углерода и водорода за время пребывания частицы в топочной камере котла БКЗ-320-140. Расчет: СО – сплошная линия и Н₂ – пунктирная линия; эксперимент: ○ – ϑ_ф = 1200°С; □ – ϑ_ф = 1400°С; ∆ – ϑ_ф = 1600°С при А^р = 5%, α = 1.2

Расчет степени выгорания b_сг бородинского угля (с раздельной оценкой длительности испарения влаги, выделения летучих веществ и горения коксового остатка) в топочной камере котла по усовершенствованной методике позволил также разработать ряд практических рекомендаций по повышению эксплуатационной надежности и тепловой эффективности работы топочных камер котлов БКЗ-320-140 Красноярской ТЭЦ-1: уточнены пределы изменения тонкости помола R^опт, обеспечивающие необходимый уровень температуры газов ${\alpha }_{заг}^{\text{'}\text{'}}$ в зависимости от качества сжигаемого бородинского угля и его реакционной способности.

Так, при А^d = 5.8–9.4% R^опт = 37–42%. В этом же диапазоне R^опт наблюдалось снижение температуры газов на выходе из топки ${\alpha }_{заг}^{\text{'}\text{'}}$. При R₉₀ > 42% достижима минимальная β_сг = 0.95 при одновременном снижении ϑ_г до 1520°С. Таким образом, при R₉₀ до 55 %, рекомендуемом при сжигании бурых углей, максимально достижимы величины β_сг = 0.95 и ϑ_ф = 1520°С, что явно ограничивает работу котла по условию нормального жидкого шлакоудаления при повышении зольности топлива сверх проектных значений (А^d = 9.0%). При R₉₀ = 47.0–49.5% температура  практически мало отличается от температур газов, измеренных на уровне горелок. При тонком помоле в зоне активного горения достигается более высокий уровень температур, однако средняя температура факела ϑ_ф близка к . Следует отметить, что значения q₄, рассчитанные по ${\vartheta }_{заг}^{\text{'}\text{'}}$ в зависимости от остатка на сите R₉₀ и степени полидисперсности n, соответствуют значениям q₄, определенным с раздельной оценкой длительности выделения летучих веществ и горения нелетучего (коксового) остатка.

Совместное использование расчетных методик позонного расчета теплообмена топочных камер и динамики выгорания пылевидного твердого топлива позволило выполнить аналитические исследования рабочих процессов топочных устройств большого класса котельных агрегатов (КВ-ТК-100-150-6, БКЗ-75-90, БКЗ-320-140, БКЗ-420-140, БКЗ-500-140, БКЗ-640-140, ПК-38, ТПП-804, П-57, П-67) при сжигании углей различных месторождений (бородинского, назаровского, березовского, кузнецкого, экибастузского) [18]. Примеры схем разбивки топочных камер котлов БКЗ-220-100, БКЗ-320-140, БКЗ-420-140, БКЗ-500-140 и П-67 на расчетные зоны по высоте представлены на рис. 12.

Рис. 12. Схемы разбивки топок на расчетные зоны: (а) – БКЗ-210-100; (б) – БКЗ-320-140; (в) – БКЗ-420-140; (г) – БКЗ-500-140; (д) – П-67

При определении необходимого объема расчетов топочной камеры для каждого из вышеперечисленных котлов и углей исходили из необходимости определения зависимости степени выгорания по зонам топки от следующих основных факторов: температуры в зоне, значения коэффициента избытка воздуха (концентрации кислорода), тонины помола и времени пребывания топлива в зоне. В качестве контрольного принято сечение на выходе из соответствующей зоны.

Реализованная в виде автоматизированного расчетного комплекса усовершенствованная методика оценки выгорания пылевидного топлива позволяет учесть не только режимные параметры топочных устройств, такие как тонина помола, коэффициент избытка воздуха, нагрузка, высота размещения факела и доля воздуха, подаваемого в виде вторичного и третичного дутья, но и индивидуальные особенности органической и минеральной части сжигаемого топлива, посредством использования данных о реакционной способности отдельных этапов термохимического превращения угля. Получено хорошее совпадение аналитических и экспериментальных данных (рис. 13, коэффициент корреляции составил 0.993–0.995).

Рис. 13. Сопоставление расчетных (сплошная линия, 1 – БКЗ-210-100; 2 – БКЗ-320-130; 3 – БКЗ-500-130; 4 – П-67) и экспериментальных значений (маркер) степени выгорания угля от величины 1/q_v

Как следует из представленных зависимостей, наиболее интенсивно топливо выгорает на котле БКЗ-210-140, оборудованном одним ярусом горелок. На котле БКЗ-500-140 процесс выгорания протекает более медленно, так как на котле горелочные устройства расположены по высоте в три яруса и топливо вводится на каждом ярусе порционно. На котле П-67 в зоне активного горения темп выгорания наблюдается наименьший. Вероятно это связано с масштабным фактором и поздним воспламенением топлива. Подача свежих порций топлива на каждом ярусе приводит к снижению степени выгорания топлива β_сг. Это еще раз свидетельствует о необходимости интенсификации процессов воспламенения топлива и перемешивания реагирующих сред в топке котла П-67.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Усовершенствована расчетная схема и математическая модель термохимического преобразования угольного вещества, учитывающие кинетику процессов испарения влаги, выхода летучих веществ с раздельной оценкой индивидуальных газообразных компонентов и смоловыделения и их горения, вторичного крекинга смол, газификации коксового остатка, превращения минеральной части топлива, что позволяет обеспечить оценку и контроль выполнения материальных балансов отдельно взятых этапов, стадий и в целом всего брутто-процесса горения бурого угля.
2. Модифицирована диффузионно-кинетическая модель горения и тепломассообмена пылеугольных частиц в газовом потоке в части учета особенностей органической и минеральной части сжигаемого топлива, а также тепловых экзо- и эндоэффектов, что позволяет определить степень зависимости индивидуальных процессов выгорания углей от их теплофизических характеристик, концентрации реагирующих веществ, температуры газов и частицы, избытка воздуха, зольности и размеров пылеугольных частиц. Разработаны методические положения по учету кинетических и диффузионных процессов термохимического превращения бурых углей для установления количественной взаимосвязи между температурно-временными характеристиками выгорания пылеугольных частиц и локальными параметрами топочного процесса.
3. Получены в аналитическом виде температурно-временные зависимости среднеинтегрального превышения температуры угольной частицы над температурой газов и длительности параллельно-последовательного протекания процессов испарения влаги, выхода летучих веществ и выгорания коксового остатка от зольности топлива и размера частиц, продолжительности стадии воспламенения коксового остатка, температуры факела и избытка воздуха, что позволило повысить точность определения степени выгорания угля в пылевидном состоянии в условиях реальных топочных процессов. Установлено, что время воспламенения коксового остатка, как стадии выгорания пылеугольных частиц, сопоставимо с суммарной длительностью протекания процессов сушки и смоловыделения. В качестве показателя температурной обработки пылеугольных частиц предложено использовать величину среднего превышения температуры частицы над температурой топочной среды. В отличие от класса мелких частиц, где это превышение меньше зависит от температуры среды, для крупных частиц (более 500 мкм) оно имеет наибольшие значения при низких температурах облучателя.
4. Сопоставлением результатов расчета по усовершенствованной методике проектирования топочных устройств энергетических котлов в части раздельной оценки и взаимного учета длительности протекания процессов испарения влаги, смоловыделения и горения коксового остатка в зависимости от температурного режима пылеугольной частицы с данными экспериментальных исследований получено подтверждение высокой результативности расчетной оценки величин тепловых потерь с механической и химической неполнотой горения углей. Методика позволяет выполнять расчет степени выгорания топлива, как для зоны активного горения, так и для зон, расположенных в камере охлаждения топочного пространства.
5. Разработано и внедрено в практику выполнения проектных работ и режимно-наладочных мероприятий специализированное алгоритмическое и программное обеспечение, реализующее усовершенствованную методику позонного расчета теплообмена и выгорания пылеугольного факела в топках паровых котлов, которая позволяет учесть не только режимные параметры топочных устройств, такие как тонина помола, коэффициент избытка воздуха, нагрузка, высота размещения факела и доля воздуха, подаваемого в виде вторичного и третичного дутья, но и индивидуальные особенности органической и минеральной части сжигаемого топлива, посредством использования данных о реакционной способности отдельных стадий термохимического превращения угля.

Обозначения

作者简介

E. Boyko

编辑信件的主要联系方式.
Email: EBoiko@sfu-kras.ru
俄罗斯联邦, Krasnoyarsk

S. Pachkovsky

Email: p-sv@mail.ru
俄罗斯联邦, Krasnoyarsk

K. Lebedev

Email: konstantin.lebedev.2000@gmail.com
俄罗斯联邦, Krasnoyarsk

参考

补充文件

附件文件

动作

1. JATS XML

下载

2. Fig. 1. Mechanism of thermochemical transformation of a pulverised coal particle as applied to a wide class of technological processes and devices

下载 (205KB)

索引源数据

3. Fig. 2. Calculation scheme of kinetic processes of thermochemical transformation of solid organic fuel

下载 (271KB)

索引源数据

4. Fig. 3. Dependence of στ on the ignition time of a particle of Borodino coal for the time of stay of the particle in the active combustion zone of the furnace of boiler unit BKZ-320-140 at d0: ○ - 100 μm; ∆ - 200 μm; ◊ - 400 μm; □ - 600 μm; and: (a) ϑg: 1 - 1600°C; 2 - 1400°C; 3 - 1200°C at α = 1. 2; Ar = 5 per cent; (b) a: 1 - 1.3; 2 - 1.2; 3 - 1.1 at ϑr = 1400°C; Ar = 5 per cent; (c) Ar: 1 - 15 per cent; 2 - 10 per cent; 3 - 5 per cent at ϑr = 1400°C; a = 1.2

下载 (95KB)

索引源数据

5. Fig. 4. Variation of the mean integral index of particle temperature excess θ (°C) as a function of particle diameter: ϑr = 1200°C, a = 1. 1 - Ar = 0%; 2 - Ar = 4%; 3 - Ar = 6%; 4 - Ar = 10%; 5 - Ar = 26%; 6 - Ar = 30%

下载 (84KB)

索引源数据

6. Fig. 5. Algorithm of post-zone calculation of pulverised coal flame burnout degree in steam boiler furnaces

下载 (447KB)

索引源数据

7. Fig. 6. Variation of mechanical q4 chemical q3 incompleteness of particle combustion from the time of its stay in the furnace chamber at dh (μm): 1 - 100; 2 - 200; 3 - 400; 4 - 600; ϑf = 1400°C, a = 1.2 and Ar = 5%

下载 (78KB)

索引源数据

8. Fig. 7. Dependence of mechanical incompleteness of fuel combustion on the excess air ratio at the outlet from the active combustion zone: solid line - calculation; experiment: (a) ○ - ϑf = 1200°C; □ - ϑf = 1400°C; ∆ - ϑf = 1600°C at Ar = 5%; (b) ○ - Ar = 15%; □ - Ar = 10%; ∆ - Ar = 5% at ϑf = 1400°C

下载 (97KB)

索引源数据

9. Fig. 8. Dependence of the mechanical underburning value on the grinding fineness and temperature level in the active combustion zone of the BKZ-320-140 boiler: (a) - ϑzag = 1510°C; (b) - ϑzag = 1486°C; polydispersity coefficient, n: × - 0.9; - 1.0; ∆ - 1.1; ○ - 1.2; • - 1.3

下载 (102KB)

索引源数据

10. Fig. 9. Dependence of the degree of burnout and temperature of gases at the outlet from the active combustion zone of the boiler BKZ-320-140 on the fineness of grinding of Borodino coal taking into account the separate estimation of the duration of fuel combustion processes: × - βsg, %; o - ϑzag, °C

下载 (67KB)

索引源数据

11. Fig. 10. Variation of: (a) fuel burnout; (b) chemical incompleteness of combustion; (c) particle diameter of Borodino coal from the residence time in the furnace chamber of boiler BKZ-320-140 at α = 1.2, Ar = 5%, d0 = 250 μm and ϑf: -- calculation; experiment: ○ - 1200°C; □ - 1400°C; ∆ - 1600°C

下载 (96KB)

索引源数据

12. Fig. 11. Change in the concentration of carbon monoxide and hydrogen for the time of stay of the particle in the furnace chamber of the boiler BKZ-320-140. Calculation: CO - solid line and H2 - dashed line; experiment: ○ - ϑf = 1200°C; □ - ϑf = 1400°C; ∆ - ϑf = 1600°C at Ar = 5%, α = 1.2

下载 (75KB)

索引源数据

13. Fig. 12. Schemes of furnace breakdown into design zones: (a) - BKZ-210-100; (b) - BKZ-320-140; (c) - BKZ-420-140; (d) - BKZ-500-140; (e) - P-67

下载 (423KB)

索引源数据

14. Fig. 13. Comparison of calculated (solid line, 1 - BKZ-210-100; 2 - BKZ-320-130; 3 - BKZ-500-130; 4 - P-67) and experimental values (marker) of the degree of coal burnout from the value 1/qv

下载 (93KB)

索引源数据