Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы

gc = Gосн /Gо, (3.2)
а l – доля газа (несущего агента), также поступающего в основной отвод:
l = Qосн/Q0. (3.3)
Слабозапыленный поток, включающий в себя остаток пыли Gсбр = G0−Gосн, выносится газовым агентом Qсбр = Qо−Qосн в сбросной пылепровод и далее в сбросную горелку.
Глубина разделения пылегазового потока выражается как отношение:
gc/l = (Gocн · Q0)/(G0 · Qосн). (3.4)
Следовательно,
gc/l = μосн/μ0
где μ0, μосн – концентрации пыли на входе в пылеконцентратор (то есть за мельницей) и в основном отводе (перед основной горелкой).
Меньшая часть угольной пыли (l – gc) вместе с определенной частью сушильного агента (1 – l) поступает, как упоминалось ранее, в сбросные горелки, расположенные выше основных. Поэтому время для горения сбросной пыли в топочной камере несколько уменьшается. Это обстоятельство накладывает определенные требования на фракционный состав сбросной пыли: она не должна содержать крупные частицы, особенно размером более 1000 мкм. И в этом плане центробежные пылеконцентраторы с регулируемой степенью крутки потока оказываются наиболее подходящими.
При проведении испытаний центробежного пылеконцентратора, изображенного на рис. 3.15, оказалось, что при α = 20° доля топлива, поступающая в основные горелки (gc), была равна 0,85, а l = 0,5, то есть l/gc = 0,59. В опытах с большей круткой потока (α = 45°) оказалось: gc = 0,9; l = 0,6 и l/gc = 0,67. Гидравлическое сопротивление пылеконцентратора составляло 60–65 кгс/м2.
На рис. 3.16 показана конструкция двухступенчатого пылеконцентратора, позволяющая слабозапыленный поток аэросмеси дополнительно разделить на два потока. Один из них содержит чрезвычайно мало частиц угольной пыли, причем наиболее тонких, которые могут выгореть, поступая даже в верхнюю часть топочной камеры.
Рис. 3.16. Двухступенчатый пылеконцентратор: 1 – внешний корпус; 2 – завихритель; 3 – рассекатель; 4 – внутренний корпус; 5,6 – внешний и внутренний основные отводы; 7,8 – внешний и внутренний сбросные отводы; 9 – обтекатель
 
3.2. Мазут: прием, хранение и подача в котельный цех
 
Жидкое топливо на тепловых электростанциях – это, главным образом, мазуты марок 40 (40 В) и 100 (100 В), поставляемые нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ). Символ «В» сохранился с тех времен, когда лучшие сорта топочного мазута удостаивали государственного Знака качества.
Сравнительно редко на ТЭС можно встретить высококачественные флотские мазуты (Ф5 и Ф12), еще реже – остатки перегонки смол, получаемых при термической переработке углей и горючих сланцев. Низкокачественный мазут для мартеновских печей марки 200 вообще не должен поставляться на тепловые электростанции. Технические требования и нормы качества мазутов в соответствии с ГОСТ 10585-75 приведены в  табл. 3.3.
Таблица 3.3 Характеристики качества мазутов, поставляемых российскими НПЗ
В состав мазутов входят те же основные элементы, что и в состав нефти, из которой получены эти мазуты: горючие вещества – углерод, водород и сера, а также негорючие – кислород и азот. Содержание водорода и углерода несколько ниже у высокосернистых мазутов, что и приводит к некоторому уменьшению их теплоты сгорания.
Кроме углеводородных соединений – основного компонента мазута – в их состав входят асфальтосмолистые вещества (асфальтены, карбены и карбоиды), а также минеральные примеси (в основном – растворенные в воде соли щелочных металлов) и влага. Содержание воды в мазутах колеблется от 0,3–1,0 до 3–5 %. При разогреве мазута паром (например, при сливе мазута из цистерн) обводненность мазута может увеличиться до 5–10 % в летнее время и 15–20 % – в зимнее (для высоковязких мазутов).
Содержание серы в мазуте определяется сернистостью исходной нефти, а также технологией ее переработки. Присутствует сера в мазуте, главным образом, в виде сероорганических соединений, и в меньшей степени – в виде сероводорода и серы элементарной.
Важнейшая характеристика мазута – вязкость, так как именно она определяет условия транспортировки, слива и хранения жидкого топлива. Вязкость определяет также требуемый подогрев мазута и эффективность работы мазутных форсунок при её сжигании в котельных установках.
Вязкость обычно измеряется вискозиметром Энглера (рис. 3.17) в градусах условной вязкости (ВУ) при определенной температуре. Условной вязкостью называют отношение времени непрерывного истечения 200 мл мазута при определенной температуре ко времени истечения дистиллированной воды при 20 °С.
Рис. 3.17. Вискозимер Энглера: 1 – металлический сосуд; 2 – жидкость; 3 – ванна; 4,5 – термометры; 6 – калиброванный сосуд
Из  табл. 3.3 следует, что для флотских мазутов стандартной является температура 50 °С, а для мазутов марок 40 и 100 – уже 80 °С. Хотя марки 40 и 100 получили свое обозначение именно по максимальному значению условной вязкости (градусов ВУ) при температуре 50 °С.
Еще один параметр имеет чрезвычайно важное значение при использовании мазута на тепловых электростанциях. Речь идет о температурах вспышки и воспламенения мазута. Температурой вспышки называют ту температуру, до которой нужно нагреть мазут в определенных условиях, чтобы количество выделившихся при этом паров (в смеси с воздухом) могло вспыхнуть при поднесении к этой смеси запала. Если вслед за вспышкой паров в течение не менее 5 с начинается горение самого топлива, то соответствующая температура называется температурой воспламенения, или верхним пределом температуры вспышки.
В условиях ТЭС температура вспышки определяется для установления максимально допустимой температуры подогрева мазута в емкостях, не изолированных от окружающего воздуха. По условиям пожарной безопасности фактическая температура должна быть на 10 °С ниже температуры вспышки.
Топочный мазут, как правило, поступает на тепловые электростанции с использованием железнодорожного, водного или автомобильного транспорта. При удалении ТЭС от НПЗ на расстояние не более 20 км мазут подается по трубопроводам. В этом случае отпадает необходимость в приемносливных устройствах и не происходит обводнения мазута, неизбежного при его разогреве для полного слива из цистерн.
Для разгрузки и слива мазута из железнодорожных цистерн электростанция должна иметь разгрузочную эстакаду, оборудованную устройствами для разогрева мазута, обслуживания цистерн и слива мазута в приемные резервуары. Обычно сливные лотки обогреваются паровыми спутниками для подогрева мазута и ускорения его движения по лоткам. Емкость и количество приемных резервуаров должны быть рассчитаны на бесперебойный слив мазута из всех прибывших железнодорожных цистерн.
Хранение мазута на ТЭС осуществляется, как правило, в железобетонных резервуарах сборной конструкции, но в районах с повышенной сейсмичностью требуется установка металлических резервуаров. Последние требуют тщательной тепловой изоляции. Поддержание необходимой температуры при хранении мазута в обвалованных железобетонных резервуарах (60–70 °С) обеспечивается циркуляционным подогревом мазута с использованием внешнего подогревателя.