Netradits_Energetika_Uch_1

В соответствии с федеральными нормами по охране окружающей среды 17 BimschV на ТЭЦ смонтирована трехступенчатая газоочистная установка. Она рассчитана на расход 55 000 м3/ч дымовых газов из котла с температурой 150 °С и работает по способу сухой сорбции.

На рис. 3.21 приведена схема газоочистной установки, разработанной австрийской кампанией Schench JmH из Аурольцмюнстера.

Установка включает в себя компоненты циклонной установки, реактор летучей золы, импульсный рукавный фильтр, бункер аддитива

Рис. 3.21. Схема газоочистной установки парового котла, работающего на древесной биомассе:

1 – дымовые газы из топки; 2 – двойной циклонный осадитель; 3 – подача аддитива из бункера; 4 – рециркуляция дымовых газов; 5 – байпасная система; 6 – линия неочищенных газов; 7 – рукавный фильтр; 8 – ковшовый элеватор; 9 – бункер остаточных веществ; 10 – рециркуляционный сборник; 11 – бункер остатков; 12 – дымосос; 13 – инжектор для рециркуляции; 14 – реактор

201

с дозированием сорбента, рециркуляционный дымосос и бункер остаточной золы. Первая ступень с двойным циклоном служит для предварительного осаждения летучей золы, а также для защиты подключенного последовательно с ним импульсного рукавного фильтра.

После предварительного осаждения летучей золы неочищенный газовый поток поступает в реактор для дозированного смешивания с адсорбентом (гидроокисью кальция или пудлинговым коксом) и связывания вредных веществ (HF, HCl, SO2), а также органических и неорганических элементов (например, диоксинов, фуранов, ртути, мышьяка) по принципу сухой сорбции. Так как определенная доля вредных фракций (HF, HCl) после добавки адсорбента будет связана уже во второй ступени, осаждение названных вредных веществ происходит в фильтре(третья ступень) в фильтрующем слоепостоянной толщины.

Для повышения осаждаемости импульсной фильтрующей установки последняя выполнена четырехкамерной с возможностью переключения осадительных камер. Для оптимального использования адсорбента в ходе эксплуатации после очистки фильтра он снова подается в газовый поток на входе в фильтр. Повторное использование этого аддитива осуществляется с помощью специального дозирующего сборника, из которого он регулируемым шнеком подводится в линию неочищенного газа.

Степень осаждения в очищаемом газе контролируется непрерывно с помощью системы эмиссионного мониторинга, причем сигнал по очистке газа от HCl непрерывно поступает на регулятор дозирования абсорбента.

6.ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ БИОМАССЫ НА ОСНОВЕ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ГАЗИФИКАЦИИ

6.1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ТЕРМИЧЕСКАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ – АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ СПОСОБ ПРЯМОМУ СЖИГАНИЮ

Несмотря на широкое развитие достаточно эффективных топочных устройств по прямому сжиганию биомассы, подробно рассмотренных ранее, при использовании существующих устройств возникают определенные трудности с утилизизацией всего многообразия

202

отходов биомассы (коры, шламов и др.): имеют место ограничения по фракционному составу, возникают трудности по исключению механического недожога, заноса и шлакования поверхностей нагрева и др.

Альтернативным способом прямому сжиганию биомассы, позволяющему исключить присущие прямому способу сжигания недостатки и трудности, является термическая газификация биомассы. В некоторых случаях термическая газификация позволяет также дополнить возможности существующих процессов прямого сжигания.

Процесс термической газификации включает ряд технических стадий, осуществляемых в одном агрегате:

yудаление влаги, содержащейся в сырье;

yтермическая деструкция материала, сопровождающаяся выделением некондиционируемых газов и коксового остатка;

yокисление горючих компонентов (парогазов);

yпиролиз сырья, сопровождающийся выделением тепла, необходимого для первых двух стадий;

yсобственно процесс газификации углерода и других элементов, содержащихся в коксовом остатке с одновременным крекингом не успевшей окислиться смолы.

Конечным продуктом процесса являются газ и смола.

6.2.ГАЗИФИКАЦИЯ ТОПЛИВА КАК ПРОЦЕСС

Наиболее универсальным способом, позволяющим использовать различные виды твердого топлива, в том числе и биомассы (как и твердых бытовых отходов) является его предварительная газификация с получением газа, который в зависимости от его качества используется в дальнейшем в энергетической установке (или сжигается в котельном агрегате или используется для непосредственного получения энергии в газотурбинной установке или двигателе внутреннего сгорания).

Процесс газификации близок к процессу горения топлив. Их отличие состоит в том, что в процессе горения происходит полное окисление топлива при достаточном количестве кислорода (α ≥ 1), а в процессе газификации происходит неполное окисление топлива при недостатке кислорода (α < 1). Основа процесса для них одна – хими-

203

ческое соединение восстановителя (углерода, водорода) с окислителем (кислородом).

Газификация топлива осуществляется путем его нагрева до температуры 1100…1300 °С и выше в среде с ограниченным содержанием окислителя. При этом в качестве окислителя может быть использован кислород в чистом виде (кислородное дутье), кислород, входящий в состав воздуха (воздушное дутье), кислород, получаемый при диссоциации водяного пара (паровое дутье) или кислород, получаемый при смешанном подводе окислителя (паровоздушное дутье).

При газификации протекают реакции как с выделением тепла, так и с его поглощением, поэтому для поддержания процесса должно быть обеспечено условие автотермичности, при котором суммарный тепловой эффект всех реакций будет равен нулю.

При получении воздушного газа, когда в газогенератор в качестве дутья поступает воздух, реакции окисления и восстановления (в расчете на 1 моль углерода – 14 кг) происходят по следующей схеме:

С+О2 → СО2 + 97650 ккал

2С + О2 → 2СО + 58860 ккал 2СО + О2 → 2СО2 + 136440 ккал СО2 + С → 2СО – 38790 ккал

Реакция восстановления СО2 + С → 2СО – 38790 ккал является основной реакцией, характеризующей процесс получения воздушного газа. Идеальный воздушный газ подразумевается при газификации чистого углерода без потерь. Уравнение идеального воздушного газа имеет вид:

2С + О2 + 3,76N2 = 2СО + 3,76N2 + 58860 ккал.

При получении воздушного газа температура в зоне горения достигает 1600…1700 °С, а в зоне восстановления 1150…1200 °С. Высокие температуры благоприятны для завершения реакций восстановления углекислоты. Однако они превышают температуры размягчения и даже жидкоплавкого состояния золы ряда твердых топлив. Это приводит к нарушению нормальной работы газогенератора, так как образуются крупные сплавленные куски шлака, затрудняющие доступ воздуха и процесс генерации газа, перегревается сам аппарат (газогенератор), падает его производительность, КПД, снижается качество газа.

204

Это не позволяет вести процесс получения воздушного газа в газогенераторе с удалением шлака в твердом виде. Получение воздушного газа в газогенераторах с удалением шлака в жидком виде приводит к высокой температуре получаемого газа и соответствующим потерям тепла.

Для снижения температуры процесса в газогенератор вместе с воздушным дутьем вводятся водяные пары (смешанный процесс генерации – паровоздушное дутье). При паровом дутье получается водяной газ.

Водяной пар, проходя через слой раскаленного кокса зоны восстановления, вступает в химическое взаимодействие с углеродом по реакциям

С+ Н2О = СО + Н2 – 28380 ккал

С+ 2Н2О = СО2 + 2Н2 – 17970 ккал,

т. е. обе реакции – эндотермические, с поглощением тепла. Это приводит к снижению температуры в зоне газификации. Получаемые при разложении водяного пара СО и Н2 повышают теплотворную способность газа, а продукты разложения водяного пара называются водяным газом. Водяной газ имеет более высокую теплотворную способность по сравнению с воздушным газом (при газификации бурых

углей Qнd = 2600 ккал/м3). Однако при этом КПД процесса невысок.

Наиболее распространенным процессом газификации является процесс, при котором получается смешанный газ, когда применяется воздушное дутье с присадкой водяного пара (паровоздушное дутье).

При этом процесс получения смешанного газа протекает по описанным выше реакциям:

2С + О2 + 3,76N2 = 2СО + 3,76N2 + 58 860 ккал;

С+ Н2О = СО + Н2 – 28 380 ккал.

Вобщем виде процесс газификации происходит при следующих условиях.

y Нагрев топлива до температур газификации происходит вследствие того, что часть его сгорает с образованием диоксида углерода и соответствующим тепловым эффектом реакции q1

С+ О2 → СО2 + q1.

205

При стехиометрическом соотношении реакции углерода с кислородом, соответствующем коэффициенту избытка воздуха α = 1 значение q1 соответствует удельной теплоте сгорания углерода топлива.

y При недостатке кислорода (α < 1) протекает реакция образования оксида углерода

С + 1/2О2 → CO + q2.

Однако хотя эта реакция протекает с выделением теплоты, величина q2 < q1 и часть потенциальной химической энергии углерода переходит в химическую энергию оксида углерода, являющегося горючим компонентом процесса газификации углерода.

y Оксид углерода может получаться также при восстановлении диоксида углерода СО2 на поверхности раскаленного топлива по реакциям

С + СО2 → 2CO – q3.

Эта реакция, в отличие от двух предыдущих, идет с поглощением теплоты и при охлаждении углерода прекращается.

y В присутствии в зоне газификации водяного пара при высоких температурах протекают реакции его конверсии

С+ Н2О → CO + Н2 – q4

С+ Н2О → CO2 + Н2 + q5.

При этом образуется второй горючий газовый компонент Н2.

y При повышенных давлениях протекают реакции образования третьего горючего компонента – метана

С + 2Н2 → CН4 + q6

СО + Н2 → 1/2CН4 + 1/2СО2 + q7.

Таким образом, газификация топлива – это термохимический процесс взаимодействия органической массы топлива с газо- и парообразным реагентами, в результате которого вся органическая масса преобразуется в газ, состоящий из горючих и негорючих компонентов. Так как при газификации протекают реакции как с выделением, так и с поглощением тепла, то для обеспечения непрерывного процесса газификации необходимо обеспечить условие автотермичности, при котором суммарный тепловой эффект равен нулю.

206

Состав газа, получаемыйпригазификации, зависит отряда факторов:

yвид и характеристика топлива;

yтемпература и давление в зоне реакций;

yсостав дутья.

Обычно температуру процесса газификации поддерживают в интервале 1100…1300 °С при диапазоне давлений от 0,1 до 10,0 МПа (и выше).

Процесс газификации классифицируется по ряду признаков:

yсоставу дутья (воздушные, паровоздушные, кислородные, парокислородные);

yсостоянию топлива (порозность, гранулометрический состав, влажность, зольность и др.);

yаппаратному оформлению (организации процесса – слоевое в движущем и кипящем слое; факельное – в пылевидном потоке).

Наиболее калорийный газ, получаемый при воздушном дутье, менее 4000 кДж/м3 сухого газа, наиболее калорийный на парокислородном дутье под давлением – более 15 000 кДж/м3.

При газификации топлива различают:

yслоевые процессы, при которых слой кускового топлива продувается по противоточной схеме (навстречу движущему слою) газифицирующими агентами;

yобъемные процессы, в которых (в большей части по прямоточной схеме) топливная пыль взаимодействует с соответствующим дутьем.

Принципиальные схемы организации газификации твердого топлива приведены на рис. 3.22…3.27. Там же показан и характер изменения температур потоков топлива и газа по высоте газификационной камеры.

6.2.1.Особенности газогенерации для крупных энергетических установок [40]

1. Большинство крупных газогенераторов на твердом топливе работает по прямому процессу с газификацией топлива в движущемся слое (метод Лурги), рис. 3.22, а. Подобная организация процесса га-

207

зификации, в особенности в условиях использования его на электростанциях, имеет ряд недостатков.

y Малая интенсивность процесса.

Даже в крупных газогенераторах «Лурги» со слоевым процессом газификации при работе под давлением 2…3 МПа интенсивность процесса по расходу угля на единицу поверхности слоя составляет всего 1,5…2,5 т/(ч м2). Для обеспечения топливом энергоблока, например мощностью 1000 МВт потребовалось бы 10 газогенераторов диаметром 3,9 м и производительностью по вводимому углю 30 т/ч каждый. При этом металлоемкость их превысила бы металлоемкость котла энергоблока.

y Газ на выходе из генератора имеет температуру 550 °С и содержит до 20 г/м3 смоляных компонентов.

Это затрудняет утилизацию физической теплоты газа в энергетической установке, так как требует предварительный трудоемкий цикл его очистки.

2. Газификация топлива в кипящем слое (рис. 3.22, б, 3.23). Процесс газификации происходит при тех же химических реакциях, что и в неподвижном слое, но со значительно большей интенсивностью. Критическая скорость витания частицы в слое составляет:

где ρк – кажущаяся плотность частицы, кг/м3; ρг – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; d – средний диаметр частицы, мм;

Т – абсолютная температуры газа, К; А – коэффициент.

Особенностями процесса газификации в кипящем слое (по сравнению с процессом газификации в слоевых газогенераторах) являются следующие:

yполучаемый газ не содержит смол и непредельных углеводородов; содержание метана в нем понижено вследствие его частичного крекинга;

yводяные пары, выделяющиеся из топлива при его подсушке и термическом разложении, реагируя с углеродом топлива, понижают

208

температуру слоя. В связи с этим влажность топлива, подаваемого в кипящий слой, не должна превышать 10…15 %;

yиз слоя в надслойное пространство выносится большое количество топливной пыли и для ее газификации должен подаваться вторичный воздух в это пространство газогенератора;

yосновное количество золы (до 80 %) уносится вместе с газом;

y теплота сгорания газа при воздушном дутье составляет

≈ 4200 кДж/м3;

yгазификация топлива может производиться как на паровоздушном, так и на парокислородном дутье;

yпроизводительность газогенератора с кипящим слоем в 10…12 раз выше производительности слоевых газогенераторов при одинаковом диаметре шахты. Так производительность газогенератора

диаметром 3,0 м при работе на паровоздушном дутье составляет

≈ 45 000 м3/ч;

yинтенсивность процесса при газификации в кипящем слое под

давлением 2 МПа по расходу угля на единицу поверхности слоя составляет 5,8…10 т/м2ч;

yнедостатком газогенераторов с кипящим слоем, кроме повышенного уноса топлива, являются также пониженная скорость газификации при атмосферном давлении и ограниченные пределы регулирования производительности вследствие неустойчивости кипящего слоя.

Пример показателей газификации бурых углей на парокислородном дутье приведен в табл. 3.20.

3. Газификация в пылевидном потоке (система Копперс-Тотцек) –

рис. 3.22, в; 3.24.

Преимущества газификации в пылевидном потоке:

yвысокая интенсивность процесса (отсутствие ограничений на процесс температуры);

yвозможность широкого предела регулирования производительности газогенератора;

yпроцесс позволяет газифицировать даже жидкое топливо (что в особенности важно для газификации композитного жидкого топлива);

yвозможность обеспечения (до 50 %) вывода со шлаком (в системе жидкого шлакоудаления) золы топлива.

209

Рис. 3.22. Принципиальные схемы организации газификации твердого топлива:

а – в движущемся слое; б – в кипящем слое; в – факельная газификация в пылевидном потоке

Недостатки способа включают в себя:

yнеобходимость тонкого размола топлива;

yвысокое содержание золового уноса в генераторном газе перед системой очистки.

210