Содержание к диссертации
Введение
1. Современные проблемы энергетического использования растительной биомассы 16
1.1. Обобщенные данные по ресурсам растительной биомассы . 16
1.2. Технологии энергетического использования растительной биомассы 23
1.3. Технологические схемы и установки газификации растительной биомассы 35
Выводы 49
2. Исследование и разработка методики испытания аппаратов слоевой газификации 50
2.1. Физико-технические характеристики видов биомассы 50
2.2. Методические особенности постановки и проведения экспериментальных исследований 59
2.2.1. Определение физико-технических характеристик видов растительной биомассы 60
2.3. Экспериментальные исследования газогенераторов на стендовых установках 72
2.4. Методика проведения опытно-промышленных испытаний газогенераторов 76
2.4.1. Определение технических характеристик исходного топлива 77
3. Разработка и испытания слоевых газогенераторов 84
3.1. Математическое моделирование процесса газификации 84
3.2. Методика расчета слоевого газогенератора 97
3.3. Разработка газогенераторов слоевого типа 105
3.3.1. Газогенератор Г-50 106
3.3.2. Газогенератор УТГ-600 109
3.3.3. Газогенератор Г-3 112
3.4. Результаты опытно-промышленных испытаний разработанных газогенераторов 118
3.4.1. Результаты опытов наГ-50 118
3.4.2. Результаты опытно-промышленных испытаний УТГ-600 125
3.4.3. Результаты опытно-промышленных испытаний Г-3 127
4. Совершенствование оборудования газогенераторных установок 132
4.1. Использование газогенераторов в блоке с дизельными двигателями 132
4.1.1. Создание экспериментальной газодизельной установки на базе газогенератора Г-50 135
4.1.2. Условия и методика испытаний 138
4.1.3. Результаты испытаний 140
4.2. Газогорелочные устройства 161
4.2.1. Исследования условий устойчивой работы газогорелочных устройств на генераторном газе 161
4.2.2. Технические характеристики разработанного газогорелочного устройства для сжигания генераторного газа 169
4.3. Очистка генераторного газа 170
4.3.1. Очистка газа от пыли 171
4.3.2. Очистка газа от смолы 172
5. Разработка газогенераторных эжктростанций 180
5.1. Отечественный опыт эксплуатации технологических установок для энергетического использования биомассы 180
5.1.1. Энергохимическая установка с топкамигенераторами системы В.В. Померанцева 181
5.1.2. Энергохимическая установка с газогенераторами древесного топлива 184
5.1.3. Газодизельные станции 187
5.2. Зарубежный опыт создания газогенераторных тепловых электрических станций 188
5.2.1. Газогенераторная электростанция «Babcock & Wilcox Volund» 188
5.2.2. Газогенераторная электростанция «Imbert» 190
5.2.3. Газогенераторная электростанция, работающая по парогазовому циклу 191
5.3. Разработка установки газификации отходов производства маслоэкстракционного завода 194
5.4. Разработка газогенераторной дизельной электростанции . 199
5.5. Разработка газогенераторной паротурбинной электростанции 203
5.6. Разработка газогенераторной парогазовой электростанции 209
Выводы 218
Литература 220
Приложения
- Технологии энергетического использования растительной биомассы
- Экспериментальные исследования газогенераторов на стендовых установках
- Методика расчета слоевого газогенератора
- Газогорелочные устройства
Введение к работе
Понятие биомасса включает два вида: растительную биомассу, образующуюся на основе фотосинтеза и включающую различные виды растений, и биомассу животного происхождения, представляющую отходы жизнедеятельности и переработки животных. Согласно международной классификации к растительной биомассе относится также торф [1]. Методы энергетического использования биомассы весьма разнообразны. Биомасса животного происхождения в основном перерабатывается биохимическими методами (сбраживание, ферментация), позволяющими получить метан, так называемый, биогаз [4, 19]. Растительная биомасса, как правило, перерабатывается путем непосредственного сжигания и путем термохимической газификации, позволяющей получить горючий газ, основные горючие компоненты которого водород и окись углерода [8, 11]. Биохимическая переработка растительной биомассы позволяет получить топливный спирт, а также и горючий газ. Известны и в последние десятилетия широко исследуются различные методы химической и термохимической переработки растительной биомассы с получением жидких топлив - аналогов нефти и др. [7].
Растительная биомасса является одним из наиболее мощных и доступных возобновляемых источников энергии на земле. На протяжении многих веков, по крайней мере, на территории России, она являлась основным источником энергии. Еще в конце 19 века более 60 % в топливном балансе мировой энергетики составляли дрова. Однако в последующие годы ситуация
существенно изменилась. Уголь, а позднее нефть и газ, добыча которых значительно лучше поддается индустриализации, постепенно вытеснили древесину из топливного баланса [12, 50].
Мировой энергетический кризис 1972—1973г., когда цены на нефть возросли почти в три раза, поставил современную цивилизацию на грань катастрофы. В этот период резко возрос интерес к возобновляемым источникам энергии, и в большинстве развитых стран начались широкомасштабные работы по использованию солнечной, геотермальной, ветровой энергии, гидравлической энергии морей и океанов, биомассы и т.п. Растительной биомассе в этом перечне принадлежит особая роль [58, 59]. Дело в том, что более половины добываемой нефти используется как сырье для нефть-органического синтеза, на основе которого получают целый ряд веществ и материалов жизненно необходимых современной цивилизации. Из сырья растительного происхождения могут быть получены те же самые продукты, причем по известным технологиям. Необходимо только превратить это сырье методами термохимической газификации в так называемый синтез-газ (смесь водорода и окиси углерода), или химическими методами в аналог нефти (бионефть) [1, 2, 7, 23].
Энергетический кризис удалось преодолеть политическими методами, но интерес к возобновляемым источникам энергии остался. Главную роль тут приобрели экологические факторы, которым человечество стало уделять все возрастающее внимание. Ископаемые топлива наносят значительный вред окружающей среде в местах добычи, при транспортировке. При сжигании органических топлив в атмосферу выбрасываются значительные количества окислов азота, серы и двуокиси углерода, а при сжигании углей еще и твердых частиц. Существует мнение, что выбрасываемая в атмосферу двуокись углерода обуславливает рост парникового эффекта, который ведет к
потеплению климата. Рано или поздно этот процесс привет к глобальной катастрофе, связанной с таянием полярных льдов, значительным повышением уровня мирового океана и др. Поэтому мировое сообщество было вынуждено принять конвенцию, устанавливающую для всех стран квоты на выбросы в атмосферу вредных веществ. Естественно, что такие ограничения в ближайшие годы станут существенным фактором сдерживающим развитие традиционной энергетики.
Пока энергия, получаемая за счет возобновляемых энергетических ресурсов, в подавляющем большинстве случаев намного дороже, чем энергия от традиционных видов топлива, но эта разница неуклонно уменьшается. Технически развитые страны уже на протяжении ряда лет реализуют обширные программы в области развития возобновляемых источников энергии. По прогнозу Мирового энергетического конгресса к 2020 году доля возобновляемых ресурсов в балансе мировой энергетики составит примерно 20 % [36]. Причем биомасса составит более одной трети этой доли, что примерно в два-три раза превысит ожидаемые доли реализации других возобновляемых источников (солнечной, геотермальной, ветровой энергии).
В последнее время за рубежом разрабатываются новые и совершенствуются существующие технологии прямого сжигания различных видов топлив растительного происхождения и органосодержащих отходов, в том числе в комбинации с традиционными топливами. Поскольку при сжигании таких топлив проблемы очистки дымовых газов не менее, а в ряде случаев более сложны, чем при сжигании углей, параллельно развиваются технологии, так называемого двухстадийного сжигания. Двухстадииное сжигание заключается в том, что твердое топливо предварительно газифицируется (первая стадия сжигания), а затем полученный генераторный газ сжигается в котлах или в различных типах тепловых двигателей (вторая
стадия). Направление, связанное с газификацией топлива, приобретает все большее развитие, так как позволяет использовать при выработке электроэнергии парогазовые энергетические установки, обладающие наиболее высокой термической эффективностью [2, 32].
Достоинства растительной биомассы как источника энергии хорошо
известны. При этом, кроме возобновляемости данного вида топлива,
отмечаются такие качества, как экологическая чистота в сравнении с
ископаемыми топливами, а также отсутствие воздействия на баланс свободного
углерода в атмосфере. Последнее связано с тем, что при сгорании
растительной биомассы выделяется и выбрасывается в атмосферу меньше углекислого газа, чем поглощается растениями из атмосферы в процессе фотосинтеза. Таким образом, количество свободного углерода в атмосфере при сжигании биомассы не увеличивается. При сжигании растительной биомассы по сравнению с углем образуется в 20-30 раз меньше окислов серы и в 3-5 раз меньше золы [3]. В целом растительная биомасса рассматривается во многих странах как перспективный источник энергии на ближайшее будущее [2]. Например, в США мощность энергетических установок, работающих на растительной биомассе уже превышает 9000 МВт; в Швеции, Финляндии Дании биомасса дает около 20 % всей энергии, неуклонно растет доля биомассы в энергетике Германии и других стран. В целом считается, что за счет растительного топлива может быть покрыто до 20-30 % глобальной потребности в энергии [9, 10, 12].
Россия обладает определенными традициями и опытом в области энергетического использования растительной биомассы. В конце 30-х годов была построена и успешно работала на торфе крупная электростанция (ГРЭС-8 Ленэнерго). Накопленный в России опыт сжигания торфа до сих пор широко используется западными странами. В те годы в стране на дровах
работало несколько сотен стационарных газогенераторных установок, имелся крупнейший в мире парк газогенераторных автомобилей и тракторов (около 20 000), судов (более 300), существовали также газогенераторные локомотивы и даже танки. В дальнейшем широкое применение нашли топки скоростного горения В.В. Померанцева для сжигания древесного топлива, специальные коревые котлы (для сжигания коры) и многие другие технические решения. Научно-исследовательские и проектные работы в области использования растительной биомассы проводились в ведущих организациях и вузах страны. В частности, в Центральном котлотурбинном институте (ЦКТИ) и Ленинградском политехническом институте (ЛПИ) создан ряд конструкций топок для сжигания древесных отходов; в 40-60-ых годах был создан ряд конструкций газогенераторов с прямым и обращенным процессом в ВТИ, ЛТА, ЦНИИМЭ; систематические исследования пиролиза древесины и отходов ее переработки проводились во ВНИИгидролиз. К началу 60-х годов из-за доступности дешевого жидкого и газообразного топлива доля растительной биомассы в топливном балансе резко снизилась и составила величину менее 2 %, соответственно резко сократился объем исследовательских проектных работ. Только к концу 80-х годов интерес к энергетическому использованию растительной биомассы в нашей стране возникает снова [10, 11].
Изменившиеся в последние годы экономические условия и связанный с ними неуклонный рост цен на традиционные виды топлива, потребовали коренных изменений в структуре топливного баланса, прежде всего, удаленных территорий России. Требуется по возможности максимальное замещение привозного топлива местными топливно-сырьевыми ресурсами. К таковым относятся, прежде всего: некондиционная древесина, отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности, отходы гидролизной и целлюлозно-бумажной промышленности, торф и твердые бытовые отходы. Стоимость
привозного топлива для многих территорий за счет его доставки возрастает многократно. Использования местных ресурсов, в том числе ресурсов леса, при этом становится рентабельным. Определенным ориентиром здесь могут служить выводы шведских ученых [35] о том, что в среднеевропейских ценах газогенераторная дизельная станция, работающая на топливной древесине, может конкурировать с аналогичной станцией на дизельном топливе при соотношении стоимости дров и дизельного топлива примерно 1:32. В настоящее время решение проблемы энергетического использования местных топливных ресурсов стало одной из наиболее неотложных задач социально-экономического развития и жизнеобеспечения для многих территорий России.
По данным Министерства энергетики Россйской Федерации более 60 % территории страны лишены гарантированного электроснабжения [9]. Это, в основном, удаленные территории на Северо-Западе, в Сибири, на Дальнем Востоке, Крайнем Севере. Энергоснабжение промышленных предприятий и населенных пунктов, находящихся на этих территориях, осуществляется в основном автономными дизельными электростанциями, имеющими мощность 1 МВт и ниже. В новых экономических условиях, в связи с резким увеличением стоимости жидкого топлива становится актуальной задача перевода указанных электростанций на относительно более дешевое местное топливо. Наиболее мощным местным энергетическим ресурсом для большинства регионов, являющихся лесоизбыточными, служит растительная биомасса и отходы ее переработки. По данным ФАО ежегодно в России заготавливается около 150 млн. м древесины, одновременно при ее заготовке и переработке образуется 30 млн. м отходов [36]. Поэтому становится очевидно, что только вовлечение в топливный баланс отходов позволяет существенно снизить потребности в привозном жидком топливе. Также решаются экологические задачи, связанные с ускоренным развитием удаленных территорий. Таким
образом, вовлечение в топливный баланс отходов растительной биомассы является одновременно технической, экологической и социальной задачами.
В соответствии с этим сформулированы основные цели работы:
- разработать научно-практические основы внедрения слоевой
газификации растительной биомассы, отвечающие современным техническим
и экологическим требованиям к энергетическому оборудованию.
Для достижения этих целей определены следующие задачи:
обобщить имеющуюся информацию по ресурсной базе растительной биомассы, ее теплотехническим свойствам и технологиям переработки. Провести экспериментальные исследования по уточнению физико-технических свойств и в необходимом объеме лабораторные исследования режимов газификации;
осуществить анализ распределенных моделей процесса газификации и разработать инженерный метод термохимического расчета слоевых газогенераторов. Подтвердить адекватность разработанной методики результатами промышленных испытаний газогенераторов;
разработать методики промышленных испытаний и выполнить комплексные исследования стационарных и динамических режимов работы слоевых термохимических газогенераторов мощностью от 100 кВт до 3 МВт, работающих на растительной биомассе;
испытать при работе на реальном генераторном газе горелочные устройства и дизельные двигатели с определением требований, обеспечивающих их надежную эксплуатацию при удовлетворении существующим экологическим и экономическим требованиям;
выполнить анализ эффективности и разработать типовые тепловые схемы дизельных, паротурбинных и парогазовых газогенераторных энергетических установок, работающих на растительной биомассе.
Отдельные разделы настоящей работы выполнялись в рамках Государственной научно-технической программы России «Экологически чистая энергетика» по проектам: «Отработка технологии и освоение производства термических газогенераторов для переработки биомассы в газообразное топливо», «Комплекс демонстрационных газогенераторных станций для автономного тепло- и электроснабжения, работающих на растительной биомассе» (1993-1998 гг.); в рамках Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники гражданского назначения», подпрограмма «Экологически чистая энергетика», проект «Многотопливный энергетический модуль газогенераторной ТЭЦ на основе двухзонной термохимической переработки твердых органосодержащих отходов» (1999— 2000 гг.); по Государственному контракту № 41.003.11.2922, выполняемому в рамках федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы, раздела «Топливо и энергетика» по теме: «Создание технологий и оборудования для термической переработки твердых органосодержащих отходов с целью производства тепла и электроэнергии», по гранту Правительства Санкт-Петербурга: «Развитие научно-образовательного и инновационного потенциала для расширенного внедрения в регионах России парогазовых энергетических установок» (2003 г.).
Совокупность расчетных и экспериментальных данных, полученных в результате выполнения настоящей работы, явилась научной основой, позволившей разработать и внедрить в опытно-промышленную эксплуатацию типоразмерный ряд энергетических установок, реализующих технологию газификации.
Проведенное исследование реализовано в виде внедренных в опытно-промышленную эксплуатацию двух типов газогенераторов (УТГ-600 и Г-3), горелочных устройств, прошедших аттестацию в ЦКТИ, типовых регламентов на проектирование принятых в ОАО «СЗВЭП-СЗЭМП» и ООО «НТЦ «Энерготехнология».
Материалы диссертации изложены в двух томах. Первый том включает основное содержание диссертации и первую часть приложений, в которых представлены основные документы о внедрении и использовании результатов исследования. Во второй том вошли приложения (часть 2), содержащие программу и методику испытаний слоевых газогенераторов, регламенты и инструкции по их эксплуатации, а также алгоритмы, программы и результаты расчетов газогорелочного устройства, газогенераторных электростанций и др.
Технологии энергетического использования растительной биомассы
Существует достаточно большое количество вариантов переработки растительной биомассы. Проведенный анализ, реализующихся на сегодняшний день технологий, позволил систематизировать данные и выделить среди них ряд основных групп (рис. 1.5).
Тепловая энергияПрямое сжигание. Наиболее распространенный способ энергетического использования растительной биомассы. Сжигание в топке парового (или водогрейного) котла позволяет получить пар для выработки электроэнергии в паровой турбине, для использования в технологическом производстве, а также горячую воду для отопления и водоснабжения.
В России имеется значительный опыт прямого сжигания растительнойбиомассы, в том причисляется к растительной биомассе) [12,24,99, 104,260].ОАО «Белгородский завод энергетического машиностроения» серийно выпускает специализированные котлы для сжигания древесных отходов, коры, лигнина торфа, подсолнечной лузги производительностью по пару от 12 до 75 т/ч. В лицензионном котле Е-75-3,9-440 реализован комбинированный способ, сочетающий факельное сжигание со сжиганием в кипящем слое, отвечающий современному мировому уровню. В последнее время многие отечественные фирмы (ОАО ЦКТИ, НПО «БЕНИШ», ОАО «Пролетарский Авангард» и др.) предлагают поставку котлов малой мощности (100 кВт и выше), рассчитанных на сжигание древесных отходов.
Одновременно на российский рынок поступает импортное оборудование из Швеции, Финляндии, Дании, Германии, Польши и др. Например, германская фирма «НАМЕСН» предлагает автоматизированную систему сжигания древесины с котлом тепловой мощностью 500 кВт. Зарубежное оборудование отличается более высокой степенью автоматизации, наличием развитой системы подготовки топлива к сжиганию, но примерно на 30-40% дороже отечественного.
Котлы, где осуществляется прямое сжигание, могут использоваться в энергетических установках, вырабатывающих тепловую и электрическую энергию. В последнем случае для выработки энергии необходимо применение паровых турбин.
Однако, за исключением ряда особых случаев, приемлемые экономические показатели подобных установок достигаются при мощностях 1,5-2 МВт и выше. Топки прямого сжигания растительной биомассы могут использоваться также в энергетических установках с двигателями Стирлинга. Двигатели данного типа у нас в стране пока находятся на стадии опытных работ (например, ФНЦ им. Келдыша и др.), а за рубежом выпускаются мелкими партиями. При доводке конструкции и освоении серийного производства такихдвигателей могут быть созданы простые (без котла и паровой турбины) установки для диапазона электрических мощностей ниже 200 кВт.
За рубежом на электростанциях большой и средней мощности для прямого сжигания биотоплива в последние десятилетия получили распространение топки с кипящим и с циркулирующим кипящим слоем [84, 197]. Крупнейший в мире производитель многотопливных котлов фирма «Ahlstom» поставляет котлы кипящего слоя тепловой мощностью от 5 до 200 МВт, котлы с циркулирующим кипящим слоем до 250 МВт; предлагается изготовление котлов мощностью до 400 МВт. Одновременно развиваются системы совместного сжигания биомассы (в том числе) соломы и традиционных топлив (угля, нефти, газа). Серьезное внимание уделяется за рубежом очистке газовых выбросов [222,224,230]. Применяя высокотемпературную и низкотемпературную очистки топочных газов, двухступенчатое сжигание, дожиг, введение присадок и др.; удается довести фактическое содержание NOx до 56 мг/МДж при гарантированных значениях впределах 140-170 мг/МДж.
Газификация. Процесс газификации топлива близок процессу горения [13, 14,15, 17]. В основе обоих процессов лежит химическое соединение восстановителя (углерода и-водорода) с окислителем (кислородом). Отличие в том, что при сгорании происходит полное окисление топлива в условиях избытка кислорода, а газификация идет в условиях дефицита кислорода при этом полного окисления топлива не происходит. Соответственно сходны и конструкции аппаратов, где указанные процессы реализуются [33, 47, 66]. При температуре выше 800 С в условиях дефицита кислорода, до 80-85 % растительной биомассы массы переходит в газообразное состояние. Остается углистый остаток, за счет сгорания которого, поддерживается температура, необходимая для осуществления процесса. Основными горючимисоставляющими образующегося газа являются 1 и СО. В зависимости от типа и параметров процесса калорийность получаемого газа находится в пределах 4,2-21 МДж/м3.
Газификация биомассы позволяет применить для выработки электрической энергии вместо паросилового цикла более эффективные в термодинамическом отношении: дизельный цикл (для установок электрической мощностью ниже 1,5 МВт) [24,28,46,152], газотурбинный и комбинированный парогазовый циклы (для установок электрической мощностью более 1,5 МВт) [182,241,250,278]. Средняя себестоимость электричества на биоэнергетических установках, работающих по паросиловому циклу, в США колеблется от 6,5 до 8 центов / кВт-ч, а на установках по парогазовому циклу от 4,5 до 5,5 центов / кВт-ч [280,281,282]. Главные преимущества термохимической газификации топлива перед его прямым сжиганием заключается в возможности использования более экономичных термодинамических циклов при выработке электроэнергии и менее жесткие требования к подготовке топлива.
В России термохимическая газификация биомассы в 30-х годах широко использовалась на транспорте, а также в малой автономной энергетике [110,111,112,150,151,160,171]. За рубежом, в конце 80-х г.г. были предложены и получили широкую коммерческую поддержку, так называемые, интегрированные газификационные комбинированные циклы (IGCC), в которых газификация осуществляется во взвешенном состоянии в газовом потоке (кипящий или циркулирующий кипящий слой) [107, 193, 194,202]. Данные циклы позволяют в диапазоне электрических мощностей от 50 до 150 МВт получить эффективный к.п.д. энергетической установки на уровне 45-50 % и коэффициент использования топлива 90 %. Обширные программы по реализации IGCC реализуются в США (ЮТ), Финляндии (Tampella, VTT),
Экспериментальные исследования газогенераторов на стендовых установках
Для проведения стендовых испытаний был использован ряд лабораторных газогенераторов, специально созданных для изучения локальных процессов. Сюда относятся газогенераторы: мощностью 50 кВт (Г-50) и 100 кВт (Г-100). В этих опытах исследовались проницаемость слоя, температурный режим по сечению и высоте газогенератора, влажность, динамика изменения температуры, расходные характеристики топлива и генераторного газа, состав генераторного газа. При этом использовались как стандартные методики, так и специально разработанные измерительные средства: пробоотборники, термометрические зонды.
Проверка условий проведения испытаний осуществлялась с использованием следующих приборов: - температуры - техническим термометром ТТП с пределами измерения от - 60 до + 50 С, с погрешностью + 3 С; - влажности - психрометром аспирационным с пределами измерения при температурах от - 30 до + 50 С и влажности от 10 % до 100 %, с погрешностью + 1,5-2%; - давления - барометром М-98 с пределами измерения 300-810 мм рт. ст., с погрешностью + 1 мм рт. ст. Проверка массовой производительности по сырому материалу производилась расчетным способом, по формуле: где GM - масса тары с топливом, кг; GT - масса тары, кг; т - время наполнения тары, мин. Относительная погрешность измерения массовой производительности определялась по формуле: где 8G - относительная погрешность измерения массы тары с топливом, %; 8G - относительная погрешность измерения массы тары, %; 8Т - относительная погрешность измерения времени, %. Измерение GM и GT производилось весами с диапазоном измерения от 30 до 600 кг с пределом погрешности 0,3 %. Анализ проб по определению горючих компонентов Нг, СО, 0 производился на хроматографе «Газохром-3101». Представительность пробы и полнота осреднения по сечению контролировалась сравнением ее со средним значением состава газа, полученным по пробам, отобранным из разных точек сечения. Для отбора проб газа был разработан специальный пробоотборник, обеспечивающий представительность пробы запыленного потока (рис. 2.13): уравнительная склянка 1 наполнялась насыщенным водным раствором поваренной соли. Газ, с помощью газоотборной трубки подавался к фильтру 4, который был заполнен аскаритом. Далее, открывая кран 3 и ослабляя зажим на резиновой трубке 5 заполняли систему отбираемым газом. Затем зажим 6 запирался и проба прокачивалась через рабочий дозатор (шприц) не менее 3 раз. После этого шприцем проба вводилась в хроматограф. газа Перед каждым опытом производилась калибровка хроматографа эталонным газом. Химический недожог по результатам анализа определялся по формуле: (2.18) Анализ проб генераторного газа на содержание Ог и СОг производился на газоанализаторе ГПХ (ГОСТ 5329-74). Коэффициент избытка воздуха определялся по формуле: - при наличии химического недожога: Содержание окислов азота в газе определялось линейно-калориметрическим методом с помощью прибора УГ-2 и реактивов. Отбор проб производился одновременно с отбором проб для общего анализа генераторного газа. Разбавление пробы производилось на аппарате с несколькими калиброванными колбами и бюретками. Измерение окрашенного участка реактива в индикаторной трубке производилось в миллиметрах. Концентрация NOx в разбавленной пробе определялась по графику, построенному по данным шкалы прибора, в зависимости от высоты окрашенного участка. Действительная концентрация NOx рассчитывалась по формуле:где NOx - действительная концентрация окислов азота в газе, мг/м3; NOx - замеренная концентрация окислов азота в газе, мг/м3; т - поправка на время прохода пробы через индикаторную трубку; d - поправка на диаметр индикаторной трубки; t - поправка на температуру окружающего воздуха, при которой производились анализы; п - коэффициент разбавления газа воздухом.где VB - объем разбавляющего воздуха; Vr - объем разбавляемых газов пробы.
Измерения статических давлений и скоростных напоров по газовоздушному тракту газогенераторной установки в зависимости от их уровня и целей измерения осуществлялись U-образными манометрами, тягонапоромерами Креля и микроманометрами. Абсолютная погрешность отсчета по шкале U-образного манометра не превышала + 2 мм (при измерении постоянного давления) и ± 5 мм (при измерении пульсирующего давления).
На выходе из газогенератора, кроме состава газа, определялись его температура и« запыленность. Также отбирались пробы для определения содержания в генераторном газе низкоконденсируемых сред.
Измерение расходов тепло- и энергоносителя осуществлялось дроссельными приборами, устанавливаемыми в соответствии с требованиями стандарта. В тех случаях, когда при измерении1 расхода не представлялось возможным обеспечить требования ГОСТа, расход определялся по, показаниям трубки Прандтля, установленной по оси- потока с поправкой на коэффициент поля, определяемой в свою очередь, путем специальной тарировки с траверсированием канала по двум взаимно перпендикулярным диаметрам.
Опытно-промышленные испытания прошли газогенераторы УТГ-600 (тепловая мощность 600 кВт), Г-50 (тепловая мощность 50 кВт), Г-3 (тепловая мощность 3 МВт). Для каждого из газогенераторов составлялась индивидуальная программа исследования, учитывающая особенности сырья и мощность установки. За основу принималась методика ЦКТИ, специально разработанная для наших исследований.
Общим для всех газогенераторов являлось определение расходных характеристик (топливо, дутье, генераторный газ) при различном качестве сырья, состава дутья (соотношение воздух-пар), характеристик топлива. Состав газа и его температура определялись перед горелкой или дизельным двигателем. Состав продуктов сгорания определялся на содержание СС 2, NOx, смолы, дымности. В качестве важных характеристик качества процесса газификации рассматривались содержание кислорода и органической доли в золе. Газовый анализ, в методическом плане, аналогичен описанному в разделе 2.2.2. Органическую часть определяли путем прокаливания золы в муфельной печи до постоянного веса. При этом определялись режимные параметры на номинальной нагрузке и нагрузке 50 % от номинала, соответствие расчетных и фактических характеристик, надежность и эксплуатационные характеристики отдельных узлов и систем: загрузочные устройства, фурменные устройства и др. Испытания проводились на различных видах биомассы с влажностью W9 от 25 до 60 %. Ниже приводится методическая основа проводившихся измерений и опытов Определение массы масса пробы исходного топлива определялась с помощью мерного цилиндра - 2000 мл с погрешностью 0,002+0,0002 м3 ГОСТ 1770-74Е и весов лабораторных ВЛР-1 с ц.д. 10 мг ГОСТ 19491-77. Определение влажности Относительная влажность древесных отходов определялась путем высушивания пробы топлива в сушильном шкафу 2В-151 при температуре 102— 105С до постоянной массы. Требуемые взвешивания производились на весах ВЛВ-100. Влажность топлива определялась из формулы
Методика расчета слоевого газогенератора
Из анализа многочисленных экспериментальных данных по работе газогенераторов [83,84] следует, что теплота сгорания получаемого газа достаточно стабильна и практически не зависит от геометрических размеров газогенератора. Существенное влияние оказывает, в первую очередь, влажность топлива. Поэтому, для повышения эффективности работы газогенератора целесообразно проводить сушку исходного топлива высокотемпературными продуктами сгорания газа на выходе из энергетического оборудования. В следствие этого разобьем газогенератор на две зоны: бункер (зона конвективной сушки) и камера газификации (зона окислительных и восстановительных реакций).
На основе полученных опытных данных (см. гл. 2) горючий состав генераторного газа (в мольных долях в сухом газе) может быть принят: СО = 0,245; СН4 = 0,024; Н2 = 0,175. Элементарный состав сухого топлива принимаем [84]: С = 0,575; Н = 0,0612; 02 = 0,4253; N2 = 0,006; зольность Ар = 0,015; влажность 0 = 0,15. Оцениваем долю углерода, унесенного с генераторным газом в виде пыли, в 1,5 %. Массовая доля углерода в очаговых остатках: z = 0,17 [70, 71]. Коэффициент полноты сгорания углерода: В качестве основных реакций газификации примем: где 0\, Qi, Оз, 0$ - тепловые эффекты соответствующих химических реакций (кДж/кг-моль). На основании указанных реакций получаем, что в 1 кг-моле генераторного газа содержится: углерода Со = 12-(СО + СО2 + СЩ), водорода Н2о = 2-(Н2 + СЩ), кислорода О2о = 32-(0,5СО + С02 + 02), азота N2Q = 28N2. Соответственно, расход элементов топлива на образование 1 кг-моля Расход топлива на образование 1 кг-моль газа: Баланс водорода для камеры газификации будет иметь вид: где (Н20)г - масса водяных паров, содержащихся в 1 кг-моле генераторного газа; (H20)rHr - масса гигроскопической влаги топлива. Из формулы баланса водорода для камеры газификации следует: Подставляя в это уравнение соответствующие величины из указанных выше формул по определению содержания углерода, водорода, кислорода и азота в 1 кг-моле генераторного газа и их расходу на образование 1 кг-моля газа, имеем количество кг-молей воды в газе: Мольные доли всех компонент во влажном генераторном газе будут равны долям в сухом газе, деленным на величину (1 + Н20 ), то есть: гомогенной химической реакции Исходя из температурных и гидродинамических условий работы газогенераторов, можно принять Кр = 2,0 [70]. Равновесие в условиях газогенератора полностью не достигается. Тогда, из уравнений 3.47 и 3.51 получаем: ) где Мв = 28,95 - молекулярный вес воздуха. На основе проведенных расчетов по вышеуказанной методике составляем материальный баланс камеры газификации (на 1 кг-моль генераторного газа): Приход: 1. Масса влажного топлива GT; 2. Масса воздуха, подаваемого на газификацию L. Расход: 1. Масса сухого генераторного газа рассчитывается как алгебраическая сумма произведения мольных долей на молекулярные веса компонент: Gr = СО-28 + N2-28 + С02-44 + СКЦ-Іб + Н2-2; 2. Масса водяных паров, содержащихся в генераторном газе: (Н20)Г=18Н20; 3. Масса очаговых остатков ZQ. Тепловой расчет Составим тепловой баланс камеры газификации. Приход тепла: 1. Тепловой эффект реакции образования окиси углерода с учетом ее содержания в генераторном газе (3.55) где (Н20)г - масса водяных паров, содержащихся в 1 кг-моле генераторного газа; (Н20)гиг - масса гигроскопической влаги топлива; (Н20)х - масса химической воды, выделяющейся при термолизе топлива. Согласно [79] кислород топлива связывает один лишь водород его, образуя химическую воду (Н20)х . Согласно другим данным [74], [75] в химическую воду преобразуется порядка 30 % от массы абсолютно сухого топлива. Используя уравнения 2. Тепловой эффект реакции образования углекислого газа 3. Тепловой эффект реакции образования метана Расход тепла (принимаем температуру окружающей среды равной 0 С): 1. Теплота, идущая на испарение гигроскопической и химической влаги топлива: где г - теплота парообразования при 0 С. 2. Теплота, расходуемая на протекание реакции С + Н20 - СО + Н2 — Q4 : 3. Потери теплоты в окружающую среду. Величину этих потерь можно существенно снизить за счет применения теплоизоляционных материалов. Так что эти потери будут малы по сравнению с остальными составляющими теплового баланса. Для их расчета необходимо знать температуру поверхности, которая пока неизвестна. В первом приближении на основании экспериментальных данных задаемся величиной этих потерь Оп. 4. Физическая теплота влажного генераторного газа где tr - температура газа на выходе из газогенератора; Ср - теплоемкость газа (мольная) при температуре, где Ср , W/ - теплоемкости и мольные доли компонент влажного генераторного газа соответственно. Ср. в зависимости от температуры возьмем из работы [83]. В итоге составляется тепловой баланс камеры газификации: Конструктивный расчет Первоначально зададимся тепловой мощностью газогенератора О, для определения производительности по газу по формуле: где Qf - низшая теплота сгорания генераторного газа. Также задаемся часовым расходом сухого газа при нормальных условиях (t = О С, р = 760 мм рт. ст.) Gn . Часовой расход топлива, поступающего в камеру газификации Часовой расход воздуха Важнейшим размером является диаметр сечения шахты газогенератора в где q - напряженность горения, зависящая от вида перерабатываемого топлива, кг/(м -ч). Удельный мольный расход через газогенератор диаметром d: \G Gr= ч—. (3.70)где tT - температура газа на входе в канал (т.е. на выходе из активной зоны), С; tB - температура воздуха, подаваемого на газификацию, С; Ср -теплоемкость газа при температуре tv ; Ср - теплоемкость газа при температуре tr ; ав, аг - коэффициент теплоотдачи воздуха и газа,Вт/(м2-к); F — площадь поверхности теплообмена.Решив указанные выше уравнения, находим tB и tr .Расчет бункера
Поскольку сушка осуществляется продуктами сгорания генераторного газа, определим их объем [39]. Теоретическое количество воздуха Объем азота Объем трехатомных газов Объем водяных паров . Объем продуктов сгорания Расход продуктов сгорания Высоту бункера найдем из соотношения где ртв - плотность сухого материала; /?7 - порозность слоя топлива; т - время сушки. Таким образом, мы определили главные размеры реакционного объёма газогенератора и важнейшие расходные характеристики. Дальнейший ход проектирования предполагает конструктивное оформление газогенератора в целом, прочностные расчёты, выбор изоляции и т.д. Эти вопросы решаются традиционными методами, потому рассматривать их здесь не имеет смысла. 3.3. Разработка газогенераторов слоевого типа Проведенный в предыдущей главе анализ показывает, что несмотря на конструктивное многообразие различных типов газогенераторов, использующих в качестве топлива растительную биомассу, наиболее простыми в конструктивном оформлении и при эксплуатации являются газогенераторы слоевого типа с воздушно-атмосферным дутьем. Несмотря на относительно низкую калорийность получаемого газа, он вполне пригоден для использования в ДВС и топочных устройствах. В НТЦ «Энерготехнология», при непосредственном участии автора, была разработана и испытана серия газогенераторов, прямого и обращенного процессов (в работе принимали участие: В.Н.Моршин, Н.В.Пошернев, И.Я.Мароне, М.М.Ткаченко).
Газогорелочные устройства
При использовании технологии газификации биомассы мы сталкиваемся с проблемами утилизации получаемого генераторного газа [36, 38, 43]. Кроме варианта использования газогенераторов в блоке с дизель-генератором, возможно сжигание получаемого низкокалорийного газа в энергетическом котле [40,307]. Низшая теплота сгорания газа колеблется в пределах 4,3-4,5 МДж/м и для его сжигания в котле необходимо разработать газогорелочное устройство.
Известно, что зона горения характеризуется динамическим равновесием между стремлением пламени двигаться навстречу потоку газовоздушной смеси и стремлением потока отбросить пламя от горелки. Однако указанное равновесие наблюдается в определенном, достаточно узком интервале скоростей истечения газовоздушной смеси [25]:где w1ip - скорость истечения газовоздушной смеси, при которой наступает проскок пламени; womp - скорость истечения газовоздушной смеси, при которой наступает отрыв пламени;
На отрыв и проскок пламени влияют: состав газа и газовоздушной смеси, режим истечения смеси и конструктивные особенности горелки. Подробно изучались пределы устойчивости двух типов газогорел очных устройств: инжекционных и с принудительной подачей воздуха [303, 305, 310].
В случае инжекционных горелок невозможно прямыми методами измерить расход воздуха [308]. Здесь коэффициент избытка воздуха определялся путем анализа газовоздушной смеси. Количество смеси, выходящей из горелки, определялось по формуле, м3/ч:где Вг - расход сухого газа, м3/ч; VQ - теоретический расход воздуха, необходимый для полного сгорания газа, м /м . Тогда скорость истечения газовоздушной смеси из горелки, м/с: где / - площадь выходного сечения горелки, м2; Для каждой горелки строился график зависимости пределов устойчивой работы от избытка воздуха. Далее, для однотипных горелок и их моделей строился совмещенный график по отрыву и проскоку пламени. По оси ординат откладывалась скорость, при которой наступает отрыв или проскок пламени, а по оси абсцисс - диаметр выходного насадка горелки [53]. На основании полученных данных были построены графики в логарифмических координатах по отрыву и проскоку пламени. На рис. 4.13 и 4.14 приведены зависимости для инжекционных горелок. Из рисунков видно, что точки на графиках группируются по избыткам воздуха около отдельных прямых для отрыва и проскока пламени с разбросом ± 5%, что является вполне удовлетворительным. На рис. 4.14 приведены значения скоростей, при которых наступает проскок пламени при коэффициенте избытка воздуха а 1,0. Такое значение коэффициента избытка воздуха выбрано в связи с тем, что скорость, вызывающая проскок пламени, имеет свое максимальное значение при а, близком к стехиометрическому. При избытке воздуха, меньше или больше единицы, значения скоростей, вызывающих проскок пламени, снижаются [309, 313]. Поэтому целесообразно рассматривать только максимальные значения скоростей, приводящих к проскоку пламени. Такие же данные получены и для горелок с принудительной подачей воздуха [57]. В результате были получены конкретные формы выражения для отрыва пламени: где d - диаметр газового сопла, м; ин - нормальная скорость распространения пламени, м/с; w - скорость истечения газовоздушной смеси, м/с; а - коэффициент температуропроводности, м2/с. При обобщении были использованы данные по отрыву пламени горелок с керамическими туннелями, обработанные в тех же зависимостях. Для каждого семейства прямых из общего уравнения (4.4) и (4.5) определялся коэффициент с: Коэффициент с усреднялся по ряду имеющихся для данной прямой значений. Затем в логарифмических координатах строилась зависимость
Тангенс угла наклона прямой, полученной в результате такого построения, дает показатель степени т, который определяет зависимость отрыва пламени от а.
Были получены обобщенные расчетные зависимости предельных скоростей от d, а, и„ и а.При сжигании газа открытым факелом в инжекционных горелках и горелках с принудительной подачей воздуха:где Т - температура подогрева воздуха, К; То - температура холодного воздуха, К; XQ, -концентрация кислорода в обогащенном дутье, %; х -концентрациякислорода в исходном дутье.
Из приведенных формул видно, что отрыву пламени соответствует тангенс угла наклона 1,5, а проскоку - тангенс угла наклона 2,0. Для наклона 1,5 справедлива зависимость womp d , а для наклона 2,0 - wnp d. С помощью полученных формул может быть вычислена скорость истечения газовоздушной смеси из горелки, при которой наступает отрыв или проскок пламени, а затем по этому значению - давление газа, вызывающее нарушение устойчивой работы горелки. Таким образом, можно определить диапазон устойчивой работы исследуемых горелок при работе их на генераторном газе. В результате обобщения наших исследований к разработке были приняты следующие типы газогорел очных устройств (ГГУ): а) ГГУ без предварительного смешения типа «труба в трубе»; б) двухпроводные ГГУ с предварительным смешением; в) инжекционные ГГУ. Для выбора наиболее рационального метода сжигания генераторного газа рассчитывались практические характеристики его горения. Состав газа зависит от вида топлива и организации процесса газификации, и следовательно может изменяться. Поэтому, для каждого конкретного случая проводится свой расчет. Средний состав генераторного газа, %: Н2 - 13,6%; СО - 18,3%; 0 - 1,2; С02-7,7; O2-0,l; N2-34,l; Н20-25; смола - менее 0,5; H2S - менее 0,5; концентрация пыли -1,5. Следовательно, по сухой массе после очистки от смолы, H2S и пыли состав газ будет, %: Н2 - 18,1%; СО - 24,4%; СЕЦ - 1,6; С02 - 10,3; 02 - 0,2; N2 - 45,4. При другой конечной влажности состав генераторного газа рассчитывается по формуле [314]:
