Netradits_Energetika_Uch_1

О к о н ч а н и е т а б л . 3.12

Компания,		Местона-			Техноло-
внедр.			Страна	Топливо	гия
проект		хождение			фирмы
Lieska		Лиеска	Финлян-	Каменный уголь, древеси-	Tampella
			дия	на
Metsa-Sellu		Аанекоски	Финлян-	Каменный уголь, древеси-	Ahlstrom
Oy			дия	на, торф
Midkraft		Гренаа	Дания	Каменный уголь, солома	Ahlstrom
Power Co
Norrkopings		Норрко-	Швеция	Каменный уголь, древеси-	Tampella
Kraft		пинг		на
Nykoping		Никопинг	Швеция	Каменный уголь, древеси-	Gotaver-
Evergiverk				на, торф	ken
Ostersunds		Остерсунд	Швеция	Каменный уголь, древеси-	Ahlstrom
Fjarrvarme				на, торф
PH	Glat-	Спринг	США	Каменный уголь, антрацит,	Ahlstrom
felter Co		Гров		древесина, мазут
Papyrus Kop-		Форс	Швеция	Каменный уголь, древеси-	Ahlstrom
parfors AB				на, торф
Partia Papier		Франтшах	Австрия	Каменный уголь, лигнит,	Waagner
& Zellstoff				мазут, древесина	Biro
Rauma Mill		Раума	Финлян-	Каменный уголь, торф,	Tampella
			дия	шлам, кора
Rumford		Румфорд	США	Каменный уголь, мазут,	Ahlstrom
Cogen Co				древесина
Slough	Es-	Слоу	Велико-	Каменный уголь, топливо	Foster
tates			британия	из покрышек, топливо из	Wheeler
				отходов
Sande Paper		Занде	Норвегия	Каменный уголь, древеси-	Gotaver-
Mill A/S				на, топливо из отходов	ken
Solvay		Эбензее	Австрия	Каменный уголь, лигнит,	Waagner
Osterreich				газ, мазут, древесина	Biro
Southeast		Дублин	США	Каменный уголь, шлам	Ahlstrom
Paper
UDG	Niag-	Ниагара	США	Каменный уголь, покрыш-	Ahlstrom
ara Good-		Фоллз		ки
year
					141

Технология сжигания в циркулирующем кипящем слое принята во всем мире в качестве промышленно испытанной технологии. Преимущества этой технологии сходны с преимуществами установок для сжигания в кипящем слое. В мире на 1998 г. работало более 300 таких установок различной производительности. Гибкость таких установок по отношению к используемому топливу обеспечила их широкое применение для различных видов топлива как совместно с биомассой и отходами, так и отдельно топлива из биомассы и отходов.

Котлы с пузырьковым кипящим слоем толерантны к различным источникам топлива с неоднородными по размерам частицами, где часто разброс их размеров довольно значителен – от опилок до 75-мил- лиметровых кусочков топлива. Влажность может варьироваться в диапазоне от 35 % до 60 %. В результате, требования к хранению и перемешиванию смесей из угля/отходов относительно просты и не требуют больших затрат.

Циклонные топки – это вид топки с жидким шлакоудалением, используются в основном в энергетических котлах.

Основным преимуществом котлов с циклонными предтопками являются возможность сжигать самые разнообразные виды топлива, включая основные виды угля, мазут, природный газ, различные виды твердого топлива из биомассы (в основном древесной, такой как древесина, кора, опилки, древесные отходы), а также бытовые отходы.

Однако несмотря на определенную универсальность по топливу этих топочных устройств, у них нет перспективы использования из-за повышенных выбросов NОх. Поэтому такие топочные устройства не проектируются и не планируются к внедрению. Совместное сжигание биомассы и угля может иметь место в находящихся в эксплуатации (а таких в мире более 1000) установках, которые не подвергались модернизации (перевод на твердое шлакоудаление).

В России число таких установок весьма ограниченно и исчисляется лишь некоторыми опытно-промышленными установками. По этим причинам они для России совершенно не перспективны для сжигания биомасс.

Размер фракций, сжигаемых в циклоне, должен составлять меньше 6,3 мм. В этом случае схема топливоприготовления древесной массы включает в себя классификатор (барабанный грохот как дисковый

142

классификатор), после которого крупные фракции возвращаются на дробилку, основную дробилку и бункер биомассы. Транспорт по топливному тракту осуществляется конвейером. Отмечается при этом очень высокая запыленность помещения летучей пылью, что сильно усложняет условия эксплуатации и вопросы взрывобезопасности. Необходим комплекс специальных технических решений для их устранения (обеспылевание, пылеподавление и др.).

Введение в циклонный предтопок вместе с углем древесных опилок в количестве до 10 % улучшает условия воспламенения и выгорания всей топливной массы.

4.2.3.СОВМЕСТНОЕ СЖИГАНИЕ БИОМАССЫ

ВПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ

Наибольшее количество установок в мире, используемых для выработки электроэнергии, работают по пылеугольной технологии с факельным сжиганием.

В связи с этим по причинам, изложенным ранее, заинтересованность в использовании биомассы для производства энергии особенно актуальна для этой технологии при совместном сжигании основного твердого топлива с биомассой.

Увеличение доли, вырабатываемой на биомассе энергии, связано с все большей популярностью совместного сжигания биомасс с углем в существующих пылеугольных котлах [2, 3, 5, 7, 13, 14]. Применение в котлах даже небольшой доли биомасс в смеси с углем приводит к широкой утилизации биомасс без больших капитальных вложений в отличие от строительства специальных установок. Например, при замене 5 % угля биомассой на угольной ТЭС мощностью 2000 МВт, возможно использование 375 000 т биомассы в год [2, 5, 6, 7]. При этом улучшается экология, уменьшается средняя стоимость сжигаемого на ТЭС топлива и вырабатываемой энергии. Однако специфические свойства биомасс в особенности их шлакующие и коррозионные свойства вынуждают ограничить долю их использования в смеси с углем в одной установке. Большинством зарубежных исследователей установлен размер этой доли не более 10…20 %, а наиболее уверенно – 5…10 % (конкретная доля определяется в зависимости от характери-

143

стик используемой биомассы и используемого топочного устройства) [2, 3, 5, 7, 13, 14]. Способность топливной массы к размолу (волокнистость структуры, плотность), влажность, взрывоопасность определяют выбор технологических решений по обеспечению сушки биомассы, ее размолу и транспорту; а реакционная способность биомассы, содержание связанного углерода, отношение величины выхода летучих к величине связанного углерода – определелила предельный фракционный состав, предельную влажность подаваемой на горение биомассы и конструкцию горелочных устройств, их размещение из условий воспламенения и выгорания биомассы в топочном пространстве. Исследованиями зарубежных авторов установлено: оптимальный размер древесной биомассы подаваемой в топку ≈1,0 мм (проверяется возможность увеличения до 2…3 мм), влажность биомассы, поступающей на размол – 20 %, а поступающей в топку размолотой био-

массы – 8 % [2, 5, 7, 13].

Впроцессе внедрения и освоения способов совместного сжигания

вразных странах [2, 5, 7, 13] (табл. 3.13) были опробованы и проверены различные технологические схемы совместного сжигания угля с биомассой в пылеугольных котлах.

Здесь могут быть рассмотрены следующие основные из опробованных систем.

y По системе 1 биомасса после предварительной подготовки (измельчение, сушка) или без нее смешивается с углем в системе топливоподачи (до систем пылеприготовления); полученная в результате смесь угля с биомассой поступает в систему пылеприготовления, где осуществляется ее совместный размол; полученный после размола в системе пылеприготовления продукт направляется в горелочные устройства для совместного сжигания.

y По системе 2, осуществляется раздельное пылеприготовление биомассы и угля. Размолотая биомасса вводится в пылеугольный поток перед некоторыми или перед всеми горелками. В оптимизированном варианте такой схемы применяются двухпоточные (с раздельным вводом по топливу) горелки. Такая схема внедрена, например, на котле энергоблока 380 МВт в Дании для совместного сжигания угля и

соломы [5].

144

Т а б л и ц а 3.13

Примеры промышленного внедрения проектов по совместному сжиганию углей с биомассами и отходами в пылеугольных топках [2]

Компания,					Мощность
	Страна	Топливо			установки (элек-
внедрившая проект
					трическая), МВт
Lowa Electric Light	США	Уголь,	сельскохозяй-		45
and Power		ственные отходы
SEPCO	США	Уголь,	древесные		54
		отходы
Stockholm Energy	Швеция	Уголь,	древесина,		54
		отходы олив
Ames Municipal Elec-	США	Уголь,	топливо	из	75
tric		отходов
Saabergwerke AG	Германия	Уголь, бытовые от-			75
		ходы
Georgia Power	США	Уголь,	древесные		100
		отходы
GPU GENCO	США	Уголь,	древесные		130
		отходы
Tennessee Valley Au-	США	Уголь,	древесные		150
thority		отходы
Midkraft Energy	Дания	Уголь, солома			150
Vasthamnsvert CHP	Швеция	Уголь, древесина			180
Elsam	Дания	Уголь, солома			250
Uppsala Energy AB	Швеция	Уголь, торф, древе-			320
		сина
Lakeland Electric and	США	Уголь,	топливо	из	350
Water		отходов
VEAG	Германия	Уголь, древесина			350
EPON	Голлан-	Уголь,	древесные		602
	дия	отходы

y По системе 3 биомасса приготавливается в автономной системе подачи и размола, а сжигается в горелках, оптимизированных для сжигания биомассы. По такой схеме (рис. 3.1) был реконструирован котел блока 635 МВт компании EPON для электростанции в Нидерландах (Гельдерланд). На этой ТЭС, запроектированной для сжигания

145

Рис. 3.1. Схема совместного сжигания на пылеугольной станции с помощью специальных горелок (как на угольной станции компании EPON в Голландии)

древесной биомассы совместно с углем (в количестве 3,27 % по теплу), древесная щепа транспортируется на электростанцию в контейнерах, разгружается в приемные бункеры и по конвейеру подается на дробление; две дробильные установки производительностью по 10 т/ч измельчают щепу до размеров частиц 1…8 мм. Затем дробленая древесина транспортируется в бункеры мельниц (две микромельницы); сушка производится во время конвейерной транспортировки на мельницы со снижением влажности до 8 %; размер частиц , выходящих из блоков микромельниц, менее 1 мм; они после пылеуловителя пневмоконвейером подаются на хранение в силос-бункер рядом с котлом; дозирующая система подает пыль на четыре отдельные инжекторные линии, каждая из которых соединена с горелкой тепловой мощностью 20 МВт для сжигания древесины.

y По системе 4 предусматривается частичное сжигание биомассы (главным образом древесины) в предварительной камере сжигания (или газификации) с последующим поступлением горячих газов из камеры предварительного сжигания в камеру пылеугольного котла (такая схема с выносной топкой и предварительной газификацией для котла блока 270 МВт проработана в США и будет рассмотрена далее подробнее).

146

yПрорабатывалась также и система 5, по которой предусматривалась подготовка и сжигание древесных суспензий (по аналогии с успешным в ряде стран опытом использования водоугольных суспензий). Однако реального развития она не получила.

Из рассмотренных схем наиболее перспективной представляется технология совместного сжигания биомассы с углем в пылеугольном котле по системе № 3 (система № 4 будет, как сказано выше, рассмотрена отдельно). Обусловливается это следующими соображениями (по надежности, экономичности, объему модернизации и стоимости):

yпылеугольные мельницы не способны одновременно обеспечить размол и угля и биомассы в силу разной способности к размолу

итранспорту этих материалов, что требует разной вентиляции и условий размола для каждого из них (волокнистость структуры биомассы, ее разная с углем плотность, разная способность к размолу) для получения тонкомолотого материала, необходимого для пылеугольного сжигания; при различной реакционной способности биомассы и угля для каждого из них есть свой оптимальный зерновой состав с необходимой тонкостью размола по условиям воспламенения и выгорания;

yпри совместном сжигании биомассы с углем существующие пылесистемы не всегда приемлемы по условиям взрывобезопасности;

yавтономная система подачи, дробления, размола и сжигания биомассы позволяет снизить влияние сезонности в поставке биомассы, повышает надежность работы котла за счет возможности отключения в аварийных или негативных ситуациях (поступление некачественной и некондиционной биомассы) системы поступления биомассы;

yавтономная система сжигания биомассы в отдельных горелках позволяет адаптировать конструкцию горелки применительно к основным характеристикам биомассы, условиям воспламенения и горения, а оптимальное размещение горелок позволяет оптимизировать влияние ввода биомассы на условия работы топочной камеры пылеугольного котла в целом (теплообмен, выбросы, регулирование);

yобъем реконструкции, связанный с совместным сжиганием биомассы с углем в одном пылеугольном котле, является наиболее приемлемым по затратам для оптимальных (по условиям надежности и экономичности) условий по системе № 3.

147

В табл. 3.13 приводится перечень ТЭС [по данным 2, 5, 13, 14], где осуществляется совместное сжигание биомассы с другими видами твердого топлива.

При выборе системы топливоподачи для совместного сжигания биомассы, естественно, следует исходить как из характеристик поставляемой биомассы, так и из ее гранулометрического состава, смешиваемых видов биомасс.

Рис. 3.2. Схема системы пылеприготовления с газовой сушкой, размолом вмельницах-вентиляторах ипрямым вдуванием топлива:

1 – бункер топлива; 2 – отсекающий шибер; 3 – питатель сырого топлива; 4 – сушильная шахта; 5 – мельница-вентилятор; 6 – инерционный сепаратор пыли; 7 – горелочное устройство (блок со сбросом части пыли после пылеконцентратора); 8 – окно отбора газов для сушки топлива; 9 – смесительная камера; 10 – отключающий шибер; 11 – котел; 12 – дутьевой вентилятор; 13 – воздухопровод горячего воздуха; 14 – воздухоподогреватель; 15 – взрывной клапан; 16 – клапан присадки холодного воздуха; 17 – мигалка; 18 – форсунка для впрыска воды; 19 – пыледелитель; 20 – устройство для понижения температуры сушильного агента; 21 – га-

зопровод дымовых газов; 22 – пылеконцентратор

148

В России при выборе технологических решений при автономной подготовке и сжигании биомассы совместно с углем следует также учитывать, что при всей специфике характеристик биомассы, по ряду качественных свойств (повышенная влажность, высокий выход летучих, шлакующие свойства) такая, например, распространенная биомасса, как древесина, достаточно близка к уже освоенным в энергетике «молодым» топливам (торфу, лигнитам и низкозольным бурым углям марки Б1), для которых технология пылесжигания предусматривает прямое вдувание с сушкой и транспортом размолотого топлива горячими инертными топочными газами, размол в мельницах-вентиляторах и сжигание в прямоточных горелочных устройствах (рис. 3.2).

Близка к использованию биомассы схема пылесжигания, используемая при сжигании немолотого дробленного топлива (бурых канскоачинских углей), внедренная на котле БКЗ-420-140-9 Усть-Илимской ТЭЦ (рис. 3.3). Эта же схема пылесжигания в целом, включая котел с низкотемпературным вихревым факельным сжиганием, может быть использована и при прямом (не совместном) сжигании древесной биомассы. В схеме должен быть предусмотрен подвод к топливопроводу инертных газов [30].

Таким образом, требования к системе пылесжигания в целом могут быть приближены к требованиям к факельному сжиганию уже освоенных в энергетике топлив типа фрезерного торфа, лигнитов, малозольных бурых углей, т.е.:

yпрямое вдувание;

yсушка горячими инертными газами, взятыми из топки;

yразмол в мельничном устройстве, позволяющем размалывать топливо с волокнистым строением материала;

yустановка пылеконцентратора для разделения пылевого потока

исброса влаги выше основного факела;

yпрямоточные горелочные устройства.

При этом целесообразно использовать упрощенную конструкцию

сепаратора, так как, например лигниты (а они имеютWги = 13…20 %;

Vdaf = 55…70 %; Wr = 45 %; Ad = 15…30 %; Qri = 1700…2600 ккал/кг),

экономически целесообразно размалывать (по опыту их использова-

ния) до R90 = 65…75 % и R200 = 35…60 % при условии, что они предварительно подсушиваются до гигроскопической влажности.

149

Рис. 3.3. Схема котла БКЗ-320-140-9 с НТВ топкой ЛПИ-БКЗ (Усть-Илимская ТЭЦ):

1 – бункер сырого угля (БСУ); 2 – шнековый питатель сырого угля (ШПСУ); 3 – топливопровод; 4 – вентилятор первичного воздуха (ВПВ-МВ-18А); 5 – горелка; 6 – воздушно-каскадный классификатор (ВКК); 7 – нижнее дутье, нижний ярус (НДНЯ); 8 – нижнее дутье, верхний ярус (НДВЯ); 9 – нагорелочный аэродинамический «козырек»; 10 – внутритопочный вертикальный радиационный пароперегреватель (ВРПП); 11 – горизонтальный радиационный пароперегреватель (ГРПП); 12 – ширмовый пароперегреватель (ШПП); 13 – конвективный пароперегреватель 1-й ступени (КПП- 1); 14 – конвективный пароперегреватель 3-й и 4-й ступеней (КПП- 3,4); 15 – водяной экономайзер 2-й ступени (ВЭ-2); 16 – воздухоподогреватель 2-й ступени (ВП-2); 17 – водяной экономайзер 1-й ступени (ВЭ-1); 18 – воздухоподогреватель 1-й ступени (ВП-1); 19 – вторичный воздух; 20 – третичный воздух; 21 – инертные газы

150