Сравнительный анализ использования для подогрева шахтного воздуха



Предыдущая | Следующая

 

Сравнительный анализ использования для подогрева шахтного воздуха воздухонагревательных установок (ВНУ) ОАО «Кемеровский экспериментальный завод средств безопасности» (ОАО «КЭЗСБ») и традиционных схем «котельная-калорифер»* КРИВОШАПКО Александр Васильевич Инженер-теплоэнергетик, автор изобретения КОНДАКОВ Василий Маркович Генеральный директор ОАО «КЭЗСБ» Канд. техн. наук КОНДАКОВ Андрей Васильевич Инженер ОАО «КЭЗСБ» В статье «Воздухонагревательная установка котельная-калорифер ОАО «Шахта «Большевик» холдинга «Сибуглемет» представлена традиционная технология подогрева шахтного воздуха с использованием антифриза. Во-первых, считаем некорректным использование аббревиатуры «ВНУ» для этой схемы, так как под ней запатентована «Установка для подогрева воздуха, подаваемого в шахту» с совершенно другой технологией и выпускаемая ОАО «КЭЗСБ» по лицензии. Во-вторых, использование незамерзающего теплоносителя запатентовано в конце 1980-х гг., А. С.
№ 1341468, было применено на ряде рудников Кузбасса и в результате нескольких серьезных аварий было запрещено. Кроме того, п. 237 «Правил безопасности…» запрещает использование в калориферах низкотемпературных растворов.
Что касается предлагаемого к использованию бытового антифриза «Hot Blood-65M», то он по прилагаемой к нему инструкции применяется для небольших бытовых автономных систем отопления (коттеджи, дачи и т. д.), работающих в температурном графике 95-70 оС, абсолютно неэффективном для шахтных калориферных. В этой же инструкции указано, что он токсичен, имеет более низкую (на 13-18 %) теплоемкость и в три раза большую вязкость, чем у воды, что значительно ухудшит термогидродинамические показатели контура «котел-калорифер». Что касается калориферных, то независимо от того, какой теплоноситель в них используется (вода, пар, антифриз), их применение неэффективно. Это показали многолетние исследования кафедры стационарных и транспортных машин КузГТУ. Главным недостатком является неравномерность скоростей потоков воздуха на разных участках «живого» сечения и неравно * Отзыв на стаью: Ивушкин А. А., Пузырев Е. М.,
Ничик Г. И. Воздухонагревательная установка котельная-калорифер ОАО «Шахта «Большевик» холдинга «Сибуглемет» // Уголь. — 2007.
— № 4. — С. 10-13
мерность скоростей «греющего» теплоносителя в калориферных трубках, количество которых в крупных калориферных установках достигает нескольких тысяч.
Неравномерность загрузки по воздуху Кw= (Wmax — Wmin) /Wmax и по теплосъему Kt= (tmax — tmin) /tmax колеблется от 0,07 до 0,9. Учитывая эти факторы термодинамических испытаний, установлено, что КПД средней калориферной установки (от 50 до 100 секций) не превышает 60 %. Кроме того, в условиях резких перепадов между температурами наружного воздуха и теплоносителя (-45оС и +110оС) калориферные трубки не выдерживают по механической прочности температурных деформаций. Теплообменную трубку в этих условиях можно рассматривать как балку, жестко зажатую между двумя опорами (жесткие трубные доски), не имеющую температурного компенсатора. При наличии большого количества практически не идентичных по длине и толщине трубок возникают различные по величине и знаку линейные температурные расширения, которые приводят к невосстанавливаемым деформациям или к механическому разрушению отдельных теплообменных трубок в калориферных секциях, что недопустимо, особенно при использовании токсичных теплоносителей.
Что касается так называемой «вихревой» топки, то в ней использован один из вариантов псевдосжиженного (кипящего) слоя. Интересны (и обоснованы) требования к сжигаемому в ней углю: фракция до 13 мм — 50 %, фракция до 2,5 мм — 50 % — это фактически сортовой уголь.
Различные варианты псевдосжиженного сжигания уже более 20 лет не очень успешно внедряются на кузбасских углях (в частности 49-м отделом Санкт-Петербургского НПО ЦКТИ им. Ползунова при Барнаульском котельном заводе), но пока не нашли широкого применения. Это связано со сложностью управления процессом горения, значительным абразивным износом элементов котла, большим уносом золы, зависящим не от глубины выгорания топлива, а от объема камеры сгорания, аэродинамики режима горения (чем больше прямого дутья для поддержания процесса кипения слоя, тем большую тягу нужно создавать для поддержания разряжения и тем большее количество золы пойдет в унос, а не в отвал). Известны конструкции циклонных топок с вихревой подачей угольной пыли крупного помола и даже дробленого угля, но там экранные трубы котла в зоне топливно-воздушного вихря выполняются футерованными для защиты от высокого температурного градиента и абразивного износа.
Следует отметить, что при использовании сортового угля в слоевых топках КПД их достаточно высок. Например, на котельной Финского производства в больничном комплексе г. Ленинска-Кузнецкого установлены слоевые топки с ленточным колосниковым полотном мощностью 5 МВт. Обязательным требованием в ТУ на их эксплуатацию является использование угля марки ДМ. При наладочных испытаниях их КПД составил 95-96 %.
В упомянутой статье сказано, что: «опыт эксплуатации котельной на шахте «Большевик» в период с ноября 2006 г. по март 2007 г. показал, что при работе одного котла воздух, подаваемый в шахту, имел температуру 18-22 оС…». Но простой расчет показывает, что при Vвш = 240 м3/с, КПД калорифера даже 70 % и температуре наружного воздуха всего — 5 оС, выходная тепловая мощность котла должна составлять 8,7-10 Гкал/ч. Какова его действительная мощность, не совсем понятно.
Вызывает удивление перечень достоинств котельной с антифризом и кипящим слоем. Например: снижение выбросов в атмосферу и снижение выхода шлака и, как следствие, снижение транспортных расходов на вывоз золы и шлака. А как быть с зольностью топлива? Или она тоже уменьшается в процессе горения?
Или КПД котла 83,5 %. Почему-то не учитывается КПД калорифера. Ведь важен КПД комплекса в целом на границе забора шахтного воздуха, а он даже при очень хорошем для калорифера КПД 70 % составит всего 58 %.
КПД комплекса нашего ВНУ в целом при режимно-наладочных испытаниях, проведенных бригадами треста «Кузбассшахтостроймонтаж», г. Новокузнецк, и ООО «Энергоремналадка», г. Кемерово, составил: ОАО «Шахта «Чертинская-Коксовая» — 76,9 %, ОАО «Шахта «Тагарышская» — 71,4 %, ОАО «Шахта «Костромовская» — 76 %.
Перечень приведенных недостатков ВНУ ОАО «КЭЗСБ» указывает, что авторы рассматриваемой статьи не совсем понимают технологический процесс подогрева воздуха (например, что присадка холодного воздуха служит только для снижения температуры газов). А утверждение, что горячие стенки обмуровки камеры сгорания повышают температуру горящего слоя топлива, можно вообще оставить без комментариев.
По нашим данным, себестоимость строительства на 1 Гкал тепловой мощности ВНУ:
— ОАО «Шахта «Чертинская-Коксовая» — 3,2 млн руб.;
— ОАО «Шахта «Тагарышская» — 4,3 млн руб.;
— ОАО «Шахта «Березовская» — 4,4 млн руб.
Цифры, приведенные в таблице рассматриваемой статьи по анализу эксплуатационных и технических характеристик, на наш взгляд, не соответствуют действительности. Так, себестоимость строительства на 1 Гкал тепловой мощности ВНУ у ОАО «Шахта «Большевик» указана 4,72 млн руб., что вызывает сомнение.
Непонятно, откуда взяты цифры затрат на ремонтный и межотопительный периоды, когда их ни на шахте «Большевик», ни на шахте «Тагарышская» еще не было.
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал тепловой мощности ВНУ по результатам режимно-наладочных испытаний составляет 160 кг, а не 188, как указано в таблице. По оценкам ряда независимых специалистов проектно-сметных организаций, базовые капитальные вложения на комплекс котельная-калорифер шахты «Большевик» составляют примерно 130 млн руб., и себестоимость строительства на 1 Гкал тепловой мощности ВНУ соответственно — 8,7 млн руб., что соответствует общепринятым нормам в промтеплоэнергетике (6-8 млн руб/Гкал, в зависимости от вида топлива, установленной мощности и т. д.).
Считаем некорректным столь вольное обращение с цифрами и большим научно-техническим опытом, накопленным в области термодинамики, теплопередачи и теплотехники.