Содержание к диссертации
Введение
1 Термохимическая подготовка древесины для твердотопливных ТЭС 15
1.1 Влияние эффективности газификации на показатели работы твердотопливной ТЭС на древесине 15
1.2 Характеристики древесины как топлива 24
1.3 Промышленные технологии термохимической подготовки энергетических топлив. Газификация 30
1.4 Технические характеристики реакторов плотного слоя 39
1.5 Выводы п задачи исследования 47
2 Идеальный режим термохимической подготовки натуральных топлив 49
2.1 Расчетные характеристики идеального режима термохимической подготовки древесины 49
2.2 Зависимость режимных параметров термохимической подготовки от вида твердого топлива 54
2.3 Режимные параметры термохимической подготовки топлива в современных газогенераторах 60
3 Методика исследования и экспериментальные установки 64
3.1 Исследованные топлива 64
3.2 Методика изучения термохимической конверсии древесного топлива 67
3.3 Методика определения кинетических характеристик термохимической конверсии частицы древесного топлива 72
3.4 Оценка погрешностей экспериментов 78
4 Усовершенствование термохимической конверсии древесины 82
4.1 Получение в лабораторном реакторе газа с характеристиками, близкими к идеальным 82
4.2 Кинетические характеристики термохимической конверсии крупно- и среднедисперсных частиц древесного топлива 86
5 Разработка малой ТЭС-ДВС с усовершенствованной термохимической подготовкой 104
5.1 Реализация усовершенствованной технологии термохимической конверсии крупно- и среднедисперсного топлива в опытно-промышленных газогенераторах 104
5.2 Технико-экономическая оценка эффективности создания и эксплуатации малой газогенераторной ТЭС-ДВС 118
Заключение 129
Список литературы 131
Приложения 139
- Промышленные технологии термохимической подготовки энергетических топлив. Газификация
- Зависимость режимных параметров термохимической подготовки от вида твердого топлива
- Методика изучения термохимической конверсии древесного топлива
- Кинетические характеристики термохимической конверсии крупно- и среднедисперсных частиц древесного топлива
Введение к работе
Стратегическими целями развития электроэнергетики России на период до 2020 года являются [1]:
надёжное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, её интеграция с другими эиергообъединениями на Евразийском континенте;
повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
снижение вредного воздействия на окружающую среду.
С учётом прогнозируемых объёмов спроса на электроэнергию при оптимистическом и благоприятном вариантах развития энергетики суммарное ее производство может возрасти по сравнению с 2000 годом более чем в 1.6 раза к 2020 году (до 1365 млрд. кВт-ч). При умеренном варианте развития экономики производство электроэнергии составит 1215 млрд. кВт-ч к 2020 году.
Повышение эффективности генерации энергии и газогенераторные технологии. Основой современной мировой энергетики является цикл, в котором рабочее тело, циркулирующее в замкнутом (полностью или частично) контуре, получает энергию топлива в форме теплоты при его сгорании и отдает в форме механической работы, приводя во вращение турбину. При этом кроме полезной энергии и различного рода потерь образуются побочные продукты (уходящие газы, физическое тепло охлаждающей воды).
Около половины всей электрической и тепловой энергии вырабатывается из наиболее экологически неблагоприятных углей и нефти, и по мере расходования запасов их качество неизбежно снижается. При этом потери в цикле и негативный вклад энергетики в окружающую среду растут, что заставляет искать более эффективные способы производства энергии с высоким КПД.
КПД основной массы действующих в настоящее время угольных паросиловых станций с промперегревом лежит в диапазоне 33-38%, а в России, с учетом устаревания оборудования средний по отрасли КПД - не более ~ 35%. За рубежом (США, Германия, Япония, Франция) работают крупные угольные паросиловые энергоблоки с перегревом пара с КПД нетто, значительно превосходящим КПД российских станций. Ведутся работы по достижению КПД нетто угольной станции на уровне 52-53% - близкий к термодинамическому пределу паросилового цикла с промперегревом, инициированные
в рамках европейской программы «Termie». Повышение эффективности сдерживается отсутствием сплавов, способных длительно работать при температуре выше 600-650С.
Современным энергоэффективным решением является парогазовый цикл ПГУ. Парогазовые установки обладают высоким КПД (до 60% на природном газе). За рубежом цикл ПГУ является циклом, который реализуют все вновь вводимые и ряд уже существующих станций.
В России цикл ПГУ так же принят для вновь вводимых газовых станций. Действует 6 ПГУ на природном газе:
2 блока по 450 МВт каждый на Северо-Западной ТЭЦ (г.Санкт-Петербург): первый блок пущен 22 декабря 2000 года, второй - 29 ноября 2006 года [2],
блок 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1 - запуск 26 февраля 2004 года [3],
2 блока по 39 МВт на Сочинской ТЭС — запуск в 2004 году [4],
блок 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2 - запуск 28 октября 2005 г. [5],
первая промышленная ПГУ мощностью 25 МВт в России: ОАО «Чепецкий механический завод» (Глазов, Удмуртия) — 20 декабря 2006 года (на базе GT-10В производства Siemens) [6],
блок 325 МВт на станции филиал «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» - запуск 20 мая 2008 года [7].
Суммарная установленная мощность ~2 ГВт (1.2% от установленной мощности объектов российской генерации).
Использование твердого топлива в парогазовом цикле возможно только при его соответствующей термохимической подготовке, под которой в данной работе понимается перевод твердого топлива в газообразную форму, доступную для газоиогребляющей установки (двигатель внутреннего сгорания, газовая турбина, топливный элемент).
Перевод твердого топлива в газообразную форму возможен различными способами - как с полной трансформацией исходной химической энергии в тепловую энергию газа, так и с частичной трансформацией, когда часть химической энергии топлива переходит в химическую энергию газа (а остальная часть за вычетом потерь - в тепловую). К первому варианту относится полное сжигание твердого топлива, получение горячего (не горючего) газа, подаваемого в лопаточный аппарат бестопливной газовой турбины. Ко второму варианту, газификационному варианту, относятся такие способы, как:
воздействие на угольную пыль энергией СВЧ (плазменные горелки) [8],
частичная газификация угольной пыли в муфельной горелке [9],
полная или частичная газификация (карбонизация) твердого топлива в специальных установках - газификаторах (карбонизаторах).
В Мире существует ряд демонстрационных ПГУ с газификацией, на которых на протяжение порядка 15 последних лет проводится отработка этой технологии в промышленном масштабе. В настоящее время на базе полученного опыта разрабатываются новые перспективные экологически чистые способы газификации (энерготехнологического использования) угля.
Кроме возможности использовать твердое топливо в парогазовом цикле, технологии газификации обладают рядом преимуществ перед технологиями прямого сжигания, в первую очередь, обусловленных их более высокой экологичностыо: меньшими выбросами оксидов азота и серы, возможностью депонирования 0(. Есть и другие, специфические преимущества, связанные с возможностью наиболее полного использования химической энергии исходного топлива, которые раскрываются в диссертации. Ключевым вопросом в области создания высокоэффективной технологии газификации является эффективность работы газогенератора.
Децентрализованная генерация и энергетическое использование возобновляемых топлив и биомассы. Наравне с большой энергетикой во всем мире, в том числе и в России, получает развитие распределенная энергетика, базирующаяся на малых установках (до 20 МВт электрической и 20-30 Гкал/час тепловой мощности). Развитие таких систем стало возможным с отработкой высокоэффективных двигателей на природном газе и жидком топливе. На проектном топливе эти установки обеспечивают высокий ресурс бесперебойной работы и КПД по производству электрической энергии не ниже 25%.
Известно, что с увеличением единичной мощности КПД энергоустановки растет. Однако, КПД малых электростанций на базе газопоршневых установок, а также газовых микротурбин электрической мощностью менее 5-10 МВт сопоставим с КПД станций большой энергетики. Это позволяет устройствам электрической мощности, начиная от ~ 1 МВт (при решении прочих вопросов) включаться в единую с крупными станциями энергосистему и конкурировать с ними на равных.
В малой энергетике большим КПД обладают газовые технологии (например, ДВС на природном газе в сравнении с малыми паротурбинными установками), обеспечивая практически на 10-15% большую выработку электрической энергии. И так же, как и в большой энергетике, при необходимости использования твердого топлива в (паро)газовом цикле используется технология газификации.
Использование угля в области малых мощностей нецелесообразно, так как сопряжено с необходимостью создания сложных и дорогостоящих систем топливоподготовкп и газоочистки. Основным топливом малой энергетики должны стать местные виды топлив, в первую очередь — биомасса и торф. Такая политика целенаправленно проводится за рубежом: например, в Швеции существующие угольные и мазутные котельные и малые ТЭС переводятся на сжигание биомассы.
К положительным сторонам энергетического использования местных топлив типа биомассы и торфа относятся:
повышение энергообеспеченности и энергонезависимости региона,
экологический эффект — снижение суммарных выбросов за энергоисточником на порядок в сравнении со сжиганием мазута и низкосортных углей, снижение риска возникновения торфяных и лесных пожаров,
значительный транспортный эффект — разгрузка транспортных потоков, до 30% которых в России в настоящее время используется для перевозки импортируемых в тот или иной регион топлив (в Свердловской области еще больше),
социальный эффект - увеличение числа рабочих мест, что особенно важно в социально напряженных пригородных поселках, в которых ранее функционировали торфопредприятия или лесоперерабатывающие заводы.
Древесная биомасса является наиболее экологически безопасным топливом после природного газа и считается «СОг-нейтральным» (не будучи утилизированной полезно, биомасса все равно с течением времени сгниет с образованием такого же, что и при полезном ее сжигании, количества СО2). По экологическим причинам за рубежом практикуют совместное сжигание и газификацию биомассы и ископаемых углей в установках 10-80 МВтт. Относительно небольшая добавка биотоплива к основному угольному топливу (до 15% по массе) позволяет выдержать жесткие экологические требования, не прибегая к существенной модернизации котлов.
В странах ЕС количество энергии, полученной из твердой биомассы (в основном древесной), составляет в настоящее время около 3% в структуре топливного баланса. Целью энергетической политики стран ЕС является увеличение этого показателя до 5.5% в 2010 г. [10]. В Свердловской области на предприятиях лесоперерабатывающего комплекса в среднем образуется до 0.5 млн. м3 древесных отходов в год (опил, стружка, кора). Годичная лесосека составляет порядка 20 млн. м3, из которых по области заготавливается около 8 млн. м3. Приняв выход отхода при переработке древесины порядка 50%, можно считать, что потенциально возможный выход отходов при
использовании всей лесосеки по области составит до 4.5 млн. м3. При средней насыпной плотности отходов в 150-200 кг/м3 и теплотворной способности на рабочую массу порядка 10-12.5 МДж/кг топливный потенциал, доступный для использования оценивается в 0.3-0.4 млн. т.у.т.
Ежегодный расход условного топлива на производство тепловой энергии в ЖКХ составляет порядка 3 млн. т.у.т., в том числе дров - 0.013 млн. т.у.т. или 0.5%, угля — 0.4 млн. т.у.т. или 11%, мазута - 0.215 млн. т.у.т. или 7%. Вовлечение древесного топливного потенциала позволило бы поднять долю его использования до 10%, практически исключив использование экологически менее благоприятного угля или мазута для целей отопления в сфере ЖКХ.
Замена мазута и угля на древесину позволяет снизить выброс оксидов азота на 21-58%« сажи на 34-80%, бенз(а)пирена на 98.6-99.2%, полностью удалить оксиды ванадия и практически полностью оксиды серы.
Актуальность темы
Применение известных методов газификации для термохимической подготовки древесного топлива перед ДВС характеризуется низким химическим КПД и сопряжено с необходимостью мокрой газоочистки, что препятствует широкому внедрению газогенераторных ТЭС на биомассе. В ходе исследования выполнен комплекс работ по совершенствованию газификационной технологии термохимической конверсии (ТХК) древесного топлива. Полученные результаты позволяют разрабатывать современные твердотопливные ТЭС с двигателями внутреннего сгорания для систем малой энергетики с эффективностью работы на уровне крупных угольных ТЭС.
Работа выполнена в рамках Государственного Контракта №4431р/6770 от 29.07.06 «Разработка и изготовление экологически чистого, бессмольного газогенератора» с Фондом содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере (г. Москва), Государственного Контракта с Правительством Свердловской области «Разработка экологически чистой газогенераторной малой теплоэлектростанции с двигателем внутреннего сгорания», нацелена на развитие энергетики на местных топливах, находится в сфере приоритетного направления развития науки, технологий и техники РФ «Энергетика и энергосбережение».
Цель настоящей работы состоит в совершенствовании технологии производства газообразного топлива из твердого путем минимизации содержания в газе промежуточных продуктов термохимической конверсии (СО2, углеводородов, сажи) для малых ТЭС-ДВС на древесном топливе.
Достоверность и обоснованность результатов
Основные научные положения, выводы, рекомендации обоснованы результатами лабораторных экспериментов, испытаний опытно-промышленных установок, подтверждены соответствующей точностью систем измерений и использованием современной приборной базы, удовлетворительным совпадением экспериментальных и расчетных данных, анализом известных зависимостей.
Научная новизна
Теоретически обоснован и прошел апробацию (на примере древесины) в лабораторных и опытно-промышленных условиях режим ТХК твердого топлива, обеспечивающий получение газа с минимальным содержанием продуктов промежуточной конверсии (СОг, углеводородов), позволяющий максимально полно использовать кислород и водород органической и рабочей массы.
Получены зависимости скорости реагирования и температуры частицы при ТХК древесины в воздушной среде от размера частицы в рабочем диапазоне размеров 3— 75 мм и температуре среды 350-1200С. Определены численные значения времени задержки воспламенения коксового остатка древесины при горении летучих веществ.
Новые научные результаты, полученные в ходе исследования, позволяют усовершенствовать процесс газификации низкосортного топлива типа древесного и поднять его химический КПД выше уровня 55-60%, характерного для современных газификаторов на биомассе. Это дает возможность создавать твердотопливные ТЭС с существенно более высоким коэффициентом использования теплоты топлива, устранить необходимость применения системы сложной газоочистки и повысить конкурентоспособность их по отношению к мощным угольным электростанциям.
Практическая значимость
1. Определены режимные параметры ТХК крупнодисперсного древесного топлива, позволяющие на воздушном дутье получать среднекалорийный паровоздушный газ с содержанием азота не более 25—30% и повышенным содержанием
водорода Нг« 25%. Эти результаты реализованы в газогенераторе обращенного типа мощностью 200 кВт по топливу.
Разработана и защищена патентом на полезную модель газогенераторная установка на среднедисперсном древесном топливе, реализующая разработанную автором технологию ТХК с получением газа с минимальным содержанием продуктов промежуточной конверсии (СОг, углеводородов).
Для реакторов плотного слоя в широком диапазоне мощностей получены корреляционные соотношения режимных характеристик (удельное тепловое напряжение, температура в зоне горения) и конструктивных параметров (диаметр зоны горения, количество фурм), предоставляющие исходные данные для проектирования газогенераторных установок различной производительности, в том числе - большей, чем современные действующие установки.
Разработан и верифицирован при анализе работы действующих древесных и угольных газогенераторов на различном дутье в широком диапазоне мощностей универсальный подход определения совершенства технологии газификации с помощью нормализации режимных параметров отнесением их к расчетным характеристикам идеальной ТХК.
Результаты использованы в учебном процессе при создании электронного образовательного ресурса «Новые энергоэффективные технологии», выполненного в рамках работ по договору с ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ», и положены в основу разработанного технологического регламента использования древесины.
Реализация
Полученные данные использованы в Свердловском филиале ОАО «Территориальная генерирующая компания №9», ОАО «Уралтрансгаз» 110 «Энергогазремонт», министерстве промышленности, энергетики и науки Свердловской области, в ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ им. Первого президента России Б.Н. Ельцина», ЗАО «СУЗМК-Эперго».
На защиту выносятся
1. Результаты расчета параметров идеальной ТХК древесины и определения степени соответствия показателей режима газификации в современных газогенераторах идеальному режиму ТХК.
Результаты исследования режима усовершенствованной ТХК древесины и древесного угля в плотном слое.
Результаты изучения воздушной ТХК древесных часгиц в диапазоне рабочих размеров (от средне- до крупнодисперсных).
Результаты повышения эффективности газификации крупно- и среднедисперсной древесины в опытно-промышленных установках.
Результаты оценки технико-экономической эффективности автономных малых твердотопливных ТЭС с усовершенствованной термохимической подготовкой местного древесного топлива.
Личный вклад автора состоит в самостоятельном анализе литературных данных, разработке и создании двух лабораторных установок и непосредственном проведении на них экспериментов по горению и газификации, разработке и создании одномасштабной с опытно-промышленным газификатором установки и проведении на ней тепловизионных наблюдений, в участии в серии испытаний газогенераторной малой ТЭС с опытно-промышленным газификатором, проведении расчетов и обобщении полученных экспериментальных результатов.
Апробация работы
Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены на Первой в Украине международной конференции «Энергия из биомассы» (г.Киев, 2002), Международном симпозиуме «Горение и загрязнение атмосферы» (г.Санкт-Пегербург, 2003), Шестой всероссийской конференции «Экологические проблемы промышленных регионов» (г. Екатеринбург, 2004), Второй российской национальной конференции «Тепломассообмен и гидродинамика в закрученных потоках» (г. Москва. 2005), IV Семинаре ВУЗов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике (г.Владивосток, 2005), Симпозиуме по горению и взрыву (г.Черноголовка, 2005), Третьем международном симпозиуме «Горение и плазмохимия» (г.Алматы, 2005), 15-й Школе-семинаре «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках» (г.Калуга. 2005), VI Всероссийском совещании-выставке по энергосбережению (г.Екатеринбург, 2006), Международном научном семинаре «Современные технологии горения и аэротермодинамики» (г.Киев, 2006), Международной конференции "Угольная теплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития" (г.Алушта, 2006), Круглом столе «Новые технологии использования твердого
топлива в энергетике Урала» в рамках Форума «Энерго-Промэкспо-2006» (г.Екатеринбург, 2006), Семинаре «Развитие малой распределенной энергетики Урала на местных топливах как фактор обеспечения энергетической безопасности региона» в рамках Форума «Энерго-Промэкспо-2006» (г.Екатеринбург, 2006), VI Всероссийской конференции «Горение твердого топлива» (г.Новосибирск, 2006), Международном конгрессе «Пече- и трубостроение: тепловые режимы, конструкции. Автоматизация и экология» (г.Москва, 2006), 16-й Школе-семинаре «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках» (г.Санкт-Петербург, 2007), Третьей международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы энергетики» (г.Екатеринбург, 2007), Международной научно-технической конференции «Энергоэффективность-2007» (г.Киев, 2007), Первой конференции по фильтрационному горению (г.Черноголовка, 2007), Пятой школе-конференции «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (г.Алушта, 2007), 6-м Международном форуме по тепломассообмену (г.Минск, 2008).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 13 статей, в том числе 4 в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации, одна в бюллетене изобретений.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 позиций и приложений. Объем диссертации без приложений 130 страниц, вюм числе 62 рисунка, 20 таблиц.
Автор выражает глубочайшую признательность и благодарность научному руководителю профессору, доктору технических наук Рыжкову А.Ф. Автору также приятно благодарить зав. кафедрой «Энергосбережение» проф., д.э.н. Данилова Н.И. и всех ее сотрудников за оказываемую моральную и организационно-техническую поддержку и проявленное терпение. Отдельно хочется поблагодарить сотрудников кафедры ст. преп. Попова А.В. и инж. Рыжкова И.В. Также автор признателен зам. заведующего кафедрой «Тепловые электрические станции» доценту, к.т.н. Богатовой Т.Ф. и коллективу кафедры за постоянное внимание и помощь в ходе выполнения работы.
Промышленные технологии термохимической подготовки энергетических топлив. Газификация
Сжигание древесного топлива является более сложным, чем сжигание мазута или природного газа [32]. Проблемы сжигания древесины можно эффективно решить, осуществляя двухстадийный процесс по принципу «богато-бедной топливной смеси» (рис. 1.10). Процесс разбивается на две раздельно управляемые стадии с различными коэффициентами расхода окислителя: а 1 («богатая смесь») и ал 1 («бедная смесь»). На первой стадии проводится термохимическая конверсия (ТХК) твердого топлива, под которой здесь и далее понимается его газификация, а на второй — использование газа в газотопливной электрогенерирующей установке (ГТУ, ДВС, топливный элемент) или в котле. Каждая из стадий протекает при температуре, меньшей адиабатной температуры горения топлива при данном расходе окислителя.
Двухстадийное сжигание твердого топлива: Т — расчетная адиабатная температура горения в воздухе; газогенераторы: 1 - плотного слоя и спутного потока, 2 - кипящего слоя; условия сжигания газа: 3 - в ДВС, 4 — в высокотемпературной ГТУ (ПГУ), 5 - в низкотемпературной ГТУ (ПГУ); ТЭС: «а» - в малой энергетике, «б» - в централизованной энергетике В диссертации вместо термина «коэффициент избытка воздуха» преимущественно употребляется «коэффициент расхода воздуха», поскольку речь идет о диапазоне а 1.
На рис. 1.10 показан результат расчета адиабатной температуры горения древесного угля в воздухе (по методике, приводимой в Приложении 1). Маршруты «а» и «б» соответствуют различным вариантам газоиспользующих энергоустановок. Маршрут «а» - типичный для установок малой энергетики: газификатор кипящего или циркулирующего кипящего слоя (в основном - на биомассе) и двигатель внутреннего сгорания. Маршруты «б» - мощные ПГУ с газификатором любого типа и ГТУ первого (низкотемпературные) или второго (высокотемпературные) поколения.
Технология «богато-бедного» сжигания косвенно реализуется в современных топочных процессах. Пылевоздушная топливная смесь в устье пылеугольной горелки подвергается частичному низкотемпературному окислительному пиролизу с получением газов и полукокса, которые далее сгорают в факеле при регулируемом избытке воздуха. При сжигании топлива на колосниковых решетках или в кипящем слое летучие вещества выходят из свежего загруженного топлива в надслоевой объем, где дожигаются при значительном избытке воздуха.
Графическое изображение зависимости (1.2) представлено на рис. 1.11. Двухстадийный процесс позволяет проводить каждую из стадий при наиболее подходящей для нее температуре. Например, низкотемпературную газификацию топлива в плотном слое, при которой весь азот топлива преимущественно переходит в газ в молекулярной форме, щелочные металлы не возгоняются, зола не шлакуется, и высокотемпературное сжигание генераторного газа в муфельной горелке при а2 — 1 или сжигание в режиме «бедной смеси» в ДВС а2 — 1.9 — 2.5 по экологическим соображениям.
К настоящему времени в различных модификациях отработаны все три типа промышленных технологий газификации: в потоке, в кипящем и в плотном слое (табл. 1.3). Современное состояние технологий газификации и основные фирмы-производители представлены в Приложении 3 [33]. Достигнутые показатели работы представлены в табл. 1.4.
Поточные газификаторы обеспечивают единичную производительность по топливу до 100-200 т/час и имеют существенные дальнейшие перспективы роста производительности. Технологии поточной газификации являются наиболее приемлемыми для создания мощных (100 т/час по топливу и более) современных как совместных, так и раздельных производств химической и энергетической продукции, обеспечивают наиболее чистый среди всех технологий газификации газ, в котором практически отсутствуют побочные продукты процесса типа смол. Технологии накладывают минимальные ограничения по качеству топлива и характеризуются высоким энергетическим КПД. Газогенераторы поточного типа Shell CGP, Prenflo и слоевые установки BGL, работающие при повышенной температуре, обеспечивают газ с минимальным содержанием углеводородов и продуктов полного сгорания, что является необходимым условием приближения КПД газификации к 100%. Остальные установки производят іаз, забалластированный влагой, СОг и содержащий углеводородные газы.
Процесс газификации в кипящем слое известен с 20-хх г.г. прошлого века, однако до настоящего времени не вышел на широкое промышленное внедрение. Единичная мощность установок этого типа не превышает 20-30 МВт по топливу. Ныне действующие промышленные газификаторы кипящего слоя (но не топки полного сгорания), работающие, в основном на воздушном дутье, в энергетике занимают технологическую нишу малой мощности для газификации биомассы. Для получения силового газа в больших количествах отдельные стадии процесса переработки биомассы проводят в отдельных агрегатах: пиролизере, крекинг-реакторе, газификаторе, камере сгорания обычно кипящего (циркулирующего кипящего) слоя.
Подобная декомпозиция позволяет выделить в отдельном аппарате какой-либо управляемый процесс, например — разложения смол на легкие углеводороды в ходе термического или каталитического крекинга. В последнее время распространение получила двухзвенная схема: пиролизер и газификатор или газификатор и реактор полного сгорания. Так в установке Gussing (ТЭС-ДВС, N3J, = 8 МВт, Австрия) осуществляется паровая газификация биомассы по схеме, аналогичной известной схеме «двойного водяного газа». Биомасса поступает в газификатор ЦКС, где газифицируется паром с образованием газов и полукокса. Газы и твердые частицы (полукокс и материал слоя) выносятся из реактора и разделяются в горячем циклоне. Газы выходят в систему очистки. Твердые частицы попадают в камеру сгорания КС, где полукокс выгорает, а материал слоя поступает обратно в газификатор ЦКС.
Однако основная масса установок кипящего слоя на древесине производит на воздушном или паровоздушном дутье газ со значительным содержанием продуктов полного сгорания (8-17%), требующий сложной (жидкостной) очистки от смол. Предназначенные для работы с ДВС, они характеризуются относительно низкими эксплуатационными параметрами.
Газификация в плотном слое является исторически наиболее ранним и к настоящему времени наиболее отработанным на всех твердых топливах, включая древесину, и надежным методом. К ее преимуществам относят высокий химический КПД процесса (до 85% в крупных газогенераторах), высокую надежность газификатора (до 95%) и предприятия на его базе (до 91%).
При мощности установки по силовому генераторному газу до 1.5 МВт используются компактные газификаторы плотного слоя обращенного процесса (ГОП). Установки плотного слоя представляют собой аппараты идеального вытеснения, в которых возможна организация зональности по слою (зоны сушки, пиролиза, газификации, горения, золы). Обращенный процесс газификации позволяет при выполнении определенных условий провести термическое разложение 99% смол, выходящих из зоны пиролиза. Основными условиями являются достаточно высокая температура в зоне горения, достаточно протяженная (высокая) зона газификации с необходимой температурой и перекрытие кислородной зоной всего сечения установки.
Зависимость режимных параметров термохимической подготовки от вида твердого топлива
Для различных топлив и топливных смесей, использующихся в настоящее время в энергетической практике (табл. 2.1), определены значения расхода окислителя и пара, при которых выполняются условия ТХК с максимально возможным теоретическим КПД.
Коэффициент ссс снижается с увеличением степени окисленности топлива (при увеличении показателя Ог: Сг, моль/моль от антрацита к биомассам), поскольку все меньшая доля свободного углерода присутствует в составе органической массы изначально. Для глюкозы - органической смеси, содержащей на один атом углерода один атом кислорода, внешнего окислителя не требуется (ас = 0). Расчетное количество водяного пара, соответствующее условиям проведения термонейтральной ТХК, можно представить в виде показателя предельной влажности топлива (табл. 2.1, показатель W ), которую оно должно иметь, чтобы при газификации можно было получить «идеальный» газ без добавки дополнительного пара, либо без сушки для отвода избытков влаги. Па рис. 2.3 проведено сопоставление влажности WH и типичной рабочей влажности топлив (по табл. 1.2). Низкореакционные топлива (антрациты, тощие и каменные угли), а также искусственные высокоуглеродистые: нефтекокс (2) и древесный уголь (4) - много суше, чем следовало бы для проведения термонейтральной ТХК и при их газификации требуется подача значительного количества пара в дутье.
Напротив, слабометаморфизированныс геологически «молодые» топлива типа торфа, биомасс излишне влажны, требуется их сушка и отвод влаги вне цикла, чтобы получить газ без НгО. Рабочей влажностью, близко соответствующей предельной влажности обладают топлива 6, 7, 8, 9 типа бурых углей, лигнитов. Они не требуют ни сушки, ни увлажнения, а могут сразу подаваться в газогенератор и газифицироваться без остатка.
Коэффициент расхода воздуха отражает материальный баланс химических элементов в системе и поэтому не зависит от варианта представления исходного топлива. ОН зависит от влажности топлива и для влажности W для всех топлив ниже, чем в случае абсолютно сухой массы, находясь для низкореакционных топлив в диапазоне ас = 0.25-0.19, что лежит на уровне ас для воздушно сухой древесины.
Влажность W отражает не только материальный, но и тепловой баланс в расчетной системе, поэтому зависит от выбора формы представления топлива. Для пиролизной смеси (второй вариант) этот показатель ниже, чем для механической, и тем сильнее, чем топливо более высокореакционное. Если в случае механической смеси для газификации древесины оптимальной с точки зрения проведения термонейтральной ТХК влажностью считается W = 10% (которую имеют, например, пеллеты), то в случае пиролизной смеси древесина должна быть абсолютно сухой, чтобы провести термонейтральный процесс. Внутреннего водорода древесины хватает для генерации необходимого количества пирогенетической влаги, используемой при газификации (Уз в (2.10)).
Относительная расчетная концентрация СО и Н2 и теплотворная способность газов на сухом воздушном дутье и интервал автомодельности по значению коэффициента расхода окислителя Оценка границ области автомодельности для интервала ±10% от значения концентрации газа при а = ас представлена на рис. 2.5. Интервал значений расхода воздуха, в котором концентрация СО отличается от своего значения при а = ас не более, чем на ±10% весьма широк - от а""" (СО ) до ccma\ увеличивается к топливам с большей стадией метаморфизма и охватывает практически всю область частичной газификации.
Концентрация водорода и теплотворная способность значительно сильнее зависят от расхода воздуха при газификации, поэтому интервал автомодельности по коэффициенту расхода дутья для этих параметров меньше, чем для СО и расположен в правой части последнего - от amm (Q и Нг) до ата . Интервал автомодельности для СО, в основном, располагается в области частичной газификации, а в область газификации при a ac заходит не более, чем на 10-20%. Для водорода и теплотворной способности газа интервал автомодельности симметрично располагается относительно значения ас на 10-20% в обе стороны.
Таким образом, для твердых топлив существует интервал значений коэффициента расхода окислителя (в рассмотренном примере - воздуха), охватывающий предельный коэффициент расхода для каждого топлива, в котором состав газа (и его теплотворную способность) можно считать практически неизменными (с точностью ±10%). Величина интервала составляет в среднем для различных топлив ±15% и достигает максимального значения ±20% в случае древесины.
Работа газогенератора плотного слоя на древесном топливе в области автомодельности может быть технологически просто осуществлена по многозонной технологии. В первой огневой зоне происходит сжигание пиролизных газов и получение древесного кокса. Во второй зоне подачи окислителя происходит газификация слоя газовой смесью, состоящей из кислорода, подаваемого с дутьем, и продуктов сгорания пиролизных газов. 2.3 Режимные параметры термохимической подготовки топлива в современных газогенераторах
Наиболее бедный СО и богатый водородом (а также углеводородами) газ производит газогенератор Lurgi, работающий при максимальном содержании пара в дутье. При этом для производства пара используется внешний источник, а доля пара, получаемого в системе охлаждения газогенератора не превышает 10%. Подаваемое количество пара существенно превышает W 30% для данного топлива. Получаемый газ обеспечивает отношение Нг/СО 1.7-2.0, необходимое для синтеза СЖТ по технологии Фишера-Тропша, и не требует дополнительно проведения реакции парового сдвига. Установки кипящего слоя в силу относительно невысокой температуры в активной зоне производят забалластированный СОг газ. Метод Winkler в настоящее время промышленно не используется (по крайней мере — не предлагается), а метод PHTW — является одной из современных разработок и представляет собой двухстадийную установку аналогично поточным E-Gas и Nakoso.
Методика изучения термохимической конверсии древесного топлива
Эксперименты проводились на установке, изображенной на рис. 3.1. Установка состоит из кварцевой реторты внутренним диаметром 37 мм, длиной 650 мм, размещенной в цилиндрической муфельной печи (N = 2.5 кВт, Ттах = 1250С), нагнетателя воздуха (Qmax = 6 м /ч, Нтах = 0.6 м), газосчетчика, комплекта термопар, системы подачи воды в дутье и системы опроса термопар и регистрации температур.
Экспериментальная установка: 1 - мерная колба с водой, 2 - воздуходувка, 3 - расходомер, 4 - муфельная печь, 5 - прибор УКТ38 с адаптером, 6 - ЭВМ, 7 - блок управления температурой печи; ТО - термопара для контроля температуры в печи. Т1-Т6 - термопары для контроля температуры на различной высоте слоя
Для измерения температуры слоя на разной высоте от днища реторты использовались термопары типа ХА с изолированным спаем. Уровни размещения термопар, считая от днища в мм: 0, 50, 100, 150, 200, 250 (см. рис. 3.1). Показания термопар считывались с помощью системы «ОВЕН» (производства Россия) с выводом показаний на компьютер. Температура печи в течение опыта изменялась незначительно и составляла 600 ± 30С.
Средний расход пара рассчитывался из расхода воды, определяемого по мерной колбе. Фактически подача воды происходила в импульсном режиме (капли) с частотой от 1 до 7 Гц.
Состав горючей части газа (СО, Нг, СН4) определялся на хроматографе «Газохром-3110». Перед каждым экспериментом осуществлялся контрольный анализ стандартной смеси на хроматографе. Бьш проведен единичный опыт с использованием прибора «Testo-ЗЗО». Разово стандартными индикаторными трубками были проведены замеры сероводорода (HiS).
Масса навески определялась на лабораторных весах. Высота слоя в ходе опыта определялась мерной штангой.
Проводилась газификация топлива по обращенному процессу. В качестве топлива использовался древесный (березовый) уголь по ГОСТ 7657-84 марки «А». Частицы имели начальный размер, варьирующий в разных опытах от 3 до 20 мм. Топливо помещали на днище реторты, в которое была вварена трубка для выхода газа, воздух или воздух с водяным паром подавался через фурму на разную глубину слоя.
При размещении топлива в реакторе образовывался слой определенной высоты, насыпной плотности и порозности. Представленная на рис. 3.2 зависимость исходной высоты слоя от массы загруженного топлива имеет линейный характер, что говорит об отсутствии разгрузочного пристеночного эффекта.
Выгорание носило неравномерный характер и происходило с образованием каверн и последующим обрушением слоя, однако, графический анализ кривой убыли высоты (рис. 3.3) показывает, что в опыте существовал период времени, когда скорость горения была постоянной. Длительность «стационарного» этапа горения слоя составляла не менее 40% от общей длительности.
Величина dh/dx мм/мин, может рассматриваться как аналог скорости фронта горения в слое. Близкий характер выгорания наблюдается в опытах [65] по газификации угля в КС. Скорость выгорания в зависимости от степени выгорания (или от времени, прошедшего с начала горения) носит «колоколообразный» характер с характерным пологим участком.
Такой способ позволял производить сравнение результатов с экспериментальными данными других авторов. Также он позволял качественно моделировать физические процессы, происходящие в топочных устройствах при загрузке свежего топлива, хотя в этом случае не учитывалось влияние взаимодействия частиц топлива между собой. Это существенно для наиболее распространенных в биоэнергетики топочных устройств с кипящим слоем и со сжиганием на механических и колосниковых решетках.
При проведении опытов действительную скорость набегающего потока воздуха в муфеле путем изменения расхода варьировали в диапазоне w = 0-2.2 м/с (0-0.5 м/с при нормальных условиях, Re = 0-200). Скорость w = 2.2 м/с в два раза превышает критическую скорость начала псевдоожижения частиц древесного кокса диаметром 10 мм. При обработке опытов с закрытым непродуваемым муфелем принимали W = 0M/C. Концентрация кислорода в среде - 21%. Размер частиц варьировал в диапазоне d4 = 3-75 мм.
Замерялись температура частицы в муфеле, длительность стадий прогрева частицы, выхода летучих и горения коксового остатка. Первичными данными служили термограммы прогрева частицы - зависимость температуры частицы от времени.
Показания термопар ХА считывались с помощью сисгемы «ОВЕН» (производства Россия) с выводом показаний на компьютер. Система представляет собой аппаратно-программный комплекс, состоящий из восьмиканального устройства контроля температуры УКТ38, выполняющего опрос термоэлектрических преобразователей с автоматической коррекцией по температуре холодного спая с минимальной частотой опроса 0.3 1/с, адаптера интерфейса, предназначенного для преобразования набора сигналов, поступивших от УКТ38, в информационный пакет, передаваемый через СОМ-порт по интерфейсу RS-232 в компьютер, программного комплекса, выполняющего сбор, визуализацию, архивацию и передачу в MS Excel данных, поступающих через СОМ-порт.
Результаты экспериментов сопоставлялись с расчетом по диффузионно-кинетической модели, по чисто диффузионной (Д) модели и по чисто кинетической (К) модели. Расчеты проводили для оценки степени соответствия полученных экспериментальных данных по перегреву и скорости выгорания известным зависимостям данной модели, что позволило оценить как их достоверность, так и близость режима горения соответственно к предельному диффузионному или к кинетическому режиму.
Поскольку термопара в опытах замеряла температуру центра частицы, а в расчете теплового баланса учитывается средняя температура частицы, необходимо было оценить степень неравномерности распределения температур. Однако, в опытах за перегрев выбиралась максимальная разница температур центра и муфеля, которая достигалась всегда к концу периода выгорания твердого остатка, и размер частицы в этот момент стремился к нулю. Поэтому можно было не учитывать неравномерность температурного поля и считать перегрев центра и поверхности одинаковыми.
Кинетические характеристики термохимической конверсии крупно- и среднедисперсных частиц древесного топлива
Классические представления о процессе ТХК органического твердого топлива [76, 77, 78, 79, 80] сформированы при изучении горения в условиях относительно высоких температур (более 800С) и в большей степени соответствуют процессам, происходящим при пьшевом сжигании в камерных топках. В этих процессах вклад пиролиза не столь сущеегвенен, как при температуре среды в диапазоне 250-800С, при работе на крупнозернистом (дробленом) топливе с высоким выходом летучих. Для разработки эффективного процесса ТХК древесины рассмотрено влияние пиролиза на характеристики ТХК отдельной частицы топлива («микроуровень процесса» по терминологии [81, 82]).
Пиролиз топлива, как часть термоподготовки, является необходимой стадией процесса термохимической конверсии топливной частицы. При низких температурах среды вклад термических эффектов, имеющих место при пиролизе натурального топлива, в прогрев частицы может быть значительным. Для уточнения положения и знака термических эффектов исследованных топлив был проведен анализ на дериватографе «D1000» (рис. 4.4). Масса материала (топливный порошок) 100 мг составляла 20% от общей массы навески (остальное - инерт). Скорость подъема температуры в камере дериватографа поддерживалась 0.3С/с (20С/мин). Конечная температура- 1000С.
Анализ позволил выделить 3 диапазона температур среды с характерными термическими эффектами: Т 250С — эндотермическое разложение исходных веществ топлива, неинтенсивное выделение летучих, Т = 250-350С — экзотермический процесс полимеризации первичных продуктов пиролиза, интенсивный выход газов и паров, Т 350С — экзотермический процесс окисления твердого остатка, завершение пиролиза, неинтенсивное выделение летучих веществ.
Выделение летучих из исследуемых топлив происходит при температурах 160-450С, присутствуя частично или полностью во всех трех температурных интервалах. Наибольшая интенсивность выхода газов и паров приходится на второй интервал, а завершение выхода - на третий. По наблюдениям пламенное горение летучих веществ биотоплив начинается в конце второго температурного интервала — около 350С, а до этого они выходят без воспламенения. После завершения интенсивного газовыделения воспламеняется твердый коксовый остаток биотоплив. Древесный уголь окисляется уже практически с 250С.
В диапазоне температур Т 250С происходит прогрев частицы, сопровождающийся крайне неинтенсивными физико-химическими превращениями. На кривых TG видно незначительное снижение массы, включающее выход продуктов первичного разложения и сушки частицы. Интенсивность убыли массы практически одинакова для трех топлив. На кривой DTA фиксируется эндотермический минимум в районе 160-170С. Эндоэффект минимален у древесного угля, содержащего наименьшее количество отщепляющихся летучих, и максимален у финиковой косточки.
В температурном диапазоне Т = 250-350С в зависимости от типа топлива имеют место различные процессы: в случае древесного угля начинается его беспламенное гетерогенное окисление, а в случае биомасс - выделение значительного количества химически активных продуктов без их горения. На кривых TG биотоплив обнаруживается значительная убыль массы (излом кривой, которому па кривой DTG соответствует «пиролизный пик»). Пиролиз древесины проходит с большей массоотдачей, чем пиролиз косточки (площадь пика на кривой DTG древесины больше) и сопровождается большим выделением теплоты.
В температурном диапазоне Т 350С начинается устойчивый процесс гетерогенного горения углерода древесного угля и коксовых остатков биотоплив с экзотермическим максимумом при температуре среды порядка 500С. После прохождения максимума выгорание древесного угля носит наиболее монотонный («ровный») характер в сравнении с биотопливами, протекает дольше их горения на 10-15% и заканчивается уже после того, как камера дериватографа прогрета до температуры 1000С.
Особенности воспламенения изучались по термограммам прогрева (зависимость температуры центра частицы от времени). В зависимости от температуры среды, в которую помещались образцы, с топливной частицей происходили процессы, находящиеся в полном соответствии с данными дериватографического исследования.
При температуре ниже 250С частицы после помещения в муфель прогревались до температуры муфеля по кривой инертного тела с критерием Био Di — 1.5-1.8 (при влажности до 10%), не самовоспламенялись, по крайней мере, в течение 3 часов и не выгорали. В температурном интервале 250-350С инициировалось автотермическое выгорание древесного угля (с 250С) или коксового остатка биотоплив (после выхода не горящих газов с 350С). Активный выход летучих веществ из биотоплив формировал задержку прогрева по времени Ат относительно прогрева древесного угля (рис. 4.5). Задержка была тем меньше, чем выше температура среды (для Тм = 400С она составляет порядка 120 с, для Тм = 800С - 15 с). После расхождения кривых биотоплив и древесного угля на величину Лт в дальнейшем они шли эквидистантно.
При помещении частицы в муфель с температурой более 350С происходил быстрый прогрев частицы, протекающий с выделением и воспламенением летучих, саморазогревом и беспламенным горением коксового остатка.
Древесный уголь имеет наибольшую реакционную поверхность в сравнении с исследуемыми биомассами до их пиролиза (8 м /г в сравнении с финиковой косточкой -0.01 м2/г и древесным чипсом - 1 м2/г, пеллета не использовалась). Поэтому он практически сразу же интенсивно разогревается (кривая «Ь») с отклонением от кривой прогрева инертного тела и достижением температуры воспламенения коксового остатка, после чего выгорает в квазистационарном режиме (кривая «с»).
Термограммы частиц при естественной конвекции и температуре муфеля Тм = 400С (Р — интервал интенсивного выхода газов и паров) и Тм = 800С (врезка -увеличенный фрагмент первых 100 с); схематичное представление термограмм трех топлив при ТМ = 400С: характерные точки (А - заброс в печь, А - начало превалирования эндотермической реакции, А" — начало превалирования экзотермической реакции, А " - возвращение процесса на кривую прогрева инертного тела, В - начало окисления (самовозгорания) твердого остатка, С - начало квазистационарного горения твердого остатка, D - полное выгорание твердого остатка, Е - остывание золы до температуры муфеля) и процессы (а - прогрев по кривой инертного тела, а - горение газов и паров, b — саморазогрев кокса, с — квазистационарный процесс горения кокса); Bi = 1.6 — расчетная кривая прогрева инертного тела с Bi = 1.6; позиции: 1 — древесный уголь, 2 - древесный чине, 3 — финиковая косточка После достижения температуры пиролиза дальнейший прогрев древесины проходит по кривой «а ». Выход летучих блокирует доступ кислорода к твердому остатку, и его разогрев происходит менее интенсивно, чем в случае древесного угля, а температура частицы ниже, чем древесноугольной. После выгорания летучих (точка «В») древесная частица разогревается по кривой «Ь» с интенсивностью, практически равной интенсивности процесса саморазогрева древесного угля.
