1.3.Сжигание твердых топлив с использованием аэрофонтанных предтопков

Одной из разновидностей сжигания твердых топлив в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) является использование аэрофонтанных предтопков, которые предлжил Энергетический институт (ЭНИН) (рис.2.7).

Раздробленное топливо из бункера 1 шнековым питателем 3 подается в реактор газовыделения 4, куда из бункера 2 поступает нагретый теплоноситель. При температуре в реакторе 4 (800 ^oC) из топлива выделяются горючие летучие вещества и влага, которые образуют парогазовую смесь с теплотой сгорания 8-24 Мдж/м³. Эта смесь направляется на горелочные устройства 7 котла.

Раздробленное топливо из бункера 1 шнековым питателем 3 подается в реактор газовыделения 4, куда из бункера 2 поступает нагретый теплоноситель. При температуре в реакторе 4 (800 ^oC) из топлива выделяются горючие летучие вещества и влага, которые образуют парогазовую смесь с теплотой сгорания 8-24 Мдж/м³. Эта смесь направляется на горелочные устройства 7 котла.

Углерод топлива, вместе с минеральной частью и теплоносителем образует коксозольный остаток, который шнековый питателем 15 подается в аэрофонтанную топку 5. В топке происходит дожигание углерода. При этом наиболее крупные куски многократно циркулируют в объеме аэрофонтанной топки при скорости от 30 м/с в её начале, с последующим плавным снижением скорости до 4-5 м/с. Углерод мелких коксозольных частиц выгорает за один проход объема топки, а крупные фракции циркулируют в топочной камере до тех пор, пока не измельчается. Воздух в аэрофонтанную топку подается воздуходувкой 11 при давлении 3000–4000 мм. вод. ст. Все образовавшиеся продукты сгорания из аэрофонтанной топки поступают в циклон 9, где из них выпадает зола, а затем сбрасываются в горелки котла.

Температура потока на выходе из аэрофонтанной топки выбирается так, чтобы исключить шлакование циклона и газового тракта после него.

Рис. 2.7. Принципиальная схема котла с аэрофонтанным предтопком: 1 – бункер сырого дроблёного угля;2 – бункер золы теплоносителя;3 – шнековый питатель;4 – реактор газовыделения;5 – аэрофонтанная топка;6 – газоход горючих газов;7 – горелочные устройства; 8 – топка котла; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель котла; 14 – бункер щелочных добавок

Часть золы, уловленной в циклоне 9 поступает в бункер 2 и используется в качестве теплоносителя. Оставшаяся часть золы после ее охлаждения в теплообменнике выводится из цикла. В итоге в топку поступает значительно меньше золы, чем при традиционном факельном сжигании.

На рисунке 2.8.представлена схема паротурбинного энергетического блока ТЭС, оборудованного аэрофонтанными предтопками

Концентрация в уходящих газах: NO_x 150 мг/м³, SО₂ < 200 мг/м³, Зола < 100 мг/м³. Технология ЭНИН с аэрофонтанными предтопками по сравнению с традиционным факельном сжиганием низкосортных твердых топлив, позволяет эффективно сжигать низкосортные твердое топливо практически любой теплоты сгорания от 4 до 12 Мдж/кг без подсветки мазутом или природным газом при любых нагрузках котла.

Поскольку значительная доля минеральной части выводится из цикла в предтопке и в котел не поступает, то запыленность продуктов сгорания оказывается в 4–6 раз меньшей, чем при факельном сжигании. В итоге: повышается надежность работы котла из-за уменьшения шлакования и абразивного износа поверхностей нагрева, появляется возможность увеличения скорости дымовых газов в конвективной шахте, что снижает металлоёмкость хвостовых поверхностей нагрева; существенно облегчается решение вопросов окончательной глубокой очистки дымовых газов от золы. При зольности А^d = 50 %, к.п.д. электрофильтров – 99,5 %, суммарная степень очистки составит 99,9 % при концентрации золы в уносе не более 100 мг /м³; выбросы оксидов азота при данной технологии сжигания в 3,5 раза меньше, чем при традиционной.

Рис .2.8. Принципиальная схема энергоблока ТЭС с высокими экологическими показателями, с аэрофонтанными предтопками: 1 – бункер топлива; 2 – циклон теплоносителя 3 – реактор; 4 – аэрофонтанная топка;5 – топка котла; 6 – горелочное устройство; 7 – паровая турбина; 8,9 – пароперегреватель; 10 – водяной экономайзер; 11 – электрогенератор;12 – конденсатор;13 – воздухоподогреватель;14 – вентилятор; 15 – электрофильтр;16 – блок очистки от SU2 и NO_x; 17 – дымосос; 18 – дымовая труба.

Это объясняется тем, что при факельном сжигании 75–80 % оксидов азота образуется при разложении азотсодержащих соединений топлива в окислительной среде, а как показали исследования в лаборатории «Термическая подготовка углей» КГТУ на полупромышленной установке по термической подготовке и сжиганию углей под руководством д.т.н. профессора В.А. Дубровского /8/ предварительный нагрев углей Канско-Ачинского бассейна до 500 ^oC и выше в среде дымовых газов приводит к деструкции азотсодержащих соединений топлива с образованием нейтрального азота.

В составе парогазовой смеси имеется ряд восстановителей оксидов азота (СО, углеводороды). Продукты сгорания аэрофонтанной топки вводятся в корень факела и тормозят образование оксидов азота. В итоге уходящие дымовые газы после котла содержат не более 350 мг /м³ оксидов азота.

Если сжигание парогазовой смеси осуществлять по схеме ступенчатого сжигания, как это широко применяется при работе котлов на природном газе, то можно ожидать концентрацию оксидов азота в уходящих газах (в пересчете на NO₂) не более 170–200 мг/м³.

При содержании в минеральной части топлива значительного количества соединений кальция в реакторе происходит связывание основной массы серы в сульфат кальция, которые выводятся из предтопка вместе с уловленной в циклоне 9 золой. При сжигании эстонских сланцев, и углей Канско-Ачинского бассейна, особенно березовых углей, имеющих в своём составе до 45 % и более оксидов кальция и магния, выброс сернистого ангидрида с уходящими газами снижается на 90–95 %.

Если минеральная часть содержит недостаточно кальция, то предусмотрена подача известняка в реактор. Сжигание подмосковного бурого угля (S^р = 2,46 %) с добавкой около 36 кг/т топлива известняка в уголь было достигнуто снижение выброса сернистого ангидрида на 90–92 %.

Капитальные затраты на оснащение котла аэрофонтанными предтопками оцениваются в один доллар на 1 квт установленной мощности.

Эксплуатационные расходы сохраняются на прежнем уровне т.к. затраты на пылеприготовление топлива примерно одинаковы затратам на эксплуатацию высоконапорной воздуходувки.

На основе аэрофонтанных предтопков может быть предложена схема энергоустановки с газотурбинным контуром, работа которого осуществляется на парогазовой смеси (рис.2.9).

Газотурбинный контур включает в себя автономную камеру сгорания, газовую турбину с электрогенератором, подогреватель (воздуха или азота), компрессор и охладитель. В последней схеме парогазовая смесь частично подается на сжигание в горелки парового котла, а другая часть – в камеру сгорания газовой турбины, куда также поступает необходимое количество воздуха от воздухоподогревателя котла.

В результате сжигания парогазовой смеси в камере сгорания газовой турбины в подогревателе нагревается до температуры 1050–1070 ^oС воздух (азот, либо иной газ), который компрессором подается при давлении 1,3–1,6 МПа в турбину. После срабатывания перепада давлений на турбине рабочее тело охлаждается примерно до 55–60 ^oС в водяном охладителе и снова направляется в компрессор. Продукты сгорания после камеры сбрасываются в топку парового котла для использования их тепла в котле, в газовом тракте которого они охлаждаются до температуры уходящих газов.

В этой схеме не требуется очистки горючей газовой смеси (парогазовой смеси) перед ее сжиганием в камере сгорания, а газовая турбина работает на незапыленном рабочем теле. Однако в газотурбинном контуре появляется сравнительно сложный элемент-подогреватель рабочего тела газовой турбины. Он должен работать при температуре стенки поверхности на выходе рабочего тела около 1150–1170 ^oС. Эта часть поверхности нагрева подогревателя должна выполняться из специальных марок стали, и иметь развитое внутреннее оребрение для максимальной интенсификации теплообмена от стенки к рабочему телу для ограничения температуры последней.

Рис .2.9. Принципиальная схема парогазовой энергоустановки на базе аэрофонтанных предтопков и газотурбинного контура со сбросом газов в паровой котел: 1 – бункер сырого дробленого топлива; 2 – бункер теплоносителя; 3 – шнековый питатель; 4 – реактор газовыделения; 5 – аэрофонтанная топка; 6 – газоход горючих газов; 7 – горелочное устройство котла; 8 – топка котла; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель котла; 14 – бункер для щелочных добавок; 15 – паровая турбина с электрогенератором; 16,17 – газовая турбина с электрогенератором 18; 19 – компрессор; 20 – охладитель; 21 – камера сгорания газовой турбины; 22 – сброс продуктов сгорания газотурбинного контура в топку; 23 – подогреватель

Альтернативой этому решению газотурбинного контура является схема, в которой парогазовая смесь сначала должна подвергнуться охлаждению до температур, при которых возможна эффективная (глубокая) очистка ее от аэрозолей, затем сжатию в компрессоре и только после этого парогазовую смесь можно направлять на сжигание в камеру сгорания газовой турбины. В этом случае даже при наличии очистки в газовую турбину и компрессор попадает рабочее тело (продукты сгорания парогазовой смеси) с определенной запыленностью, а компрессор должен работать при повышенной начальной температуре среды, поскольку значительное охлаждение парогазовой смеси приведет к конденсации смол.

Рис.2.10. Принципиальная схема парогазовой установки на базе аэрофонтанных предтопков и газотурбинного контура со сбросом газов в котел-утилизатор: 1 – бункер топлива; 2 – бункер золы теплоносителя; 3 – шнековый питатель; 4 – реактор газовыделения; 5 – аэрофонтанная топка; 6 – газоход горючих газов; 7 – сброс продуктов сгорания аэрофонтанной топки; 8 – котел-утилизатор; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель; 14 – бункер для щелочных добавок; 15 – паровая турбина с электрогенератором; 16; 17 – газовая турбина с электрогенератором; 18;19 – компрессор; 20 – охладитель; 21 – камера сгорания газовой турбины; 22 – сброс продуктов сгорания газотурбинного контура в котел-утилизатор; 23 – подогреватель

Обеспечить надежную работу такой схемы газотурбинного контура технически гораздо более сложно, чем первой, из-за чрезмерных трудностей создания и эксплуатации систем очистки высокотемпературного газового потока от аэрозолей.

Парогазовая энергоустановка, представленная на рис.1.9, характеризуется повышенной экономичностью и маневренностью из-за наличия газотурбинной части и обладает всеми ранее рассмотренными преимуществами схем, изображенных на рис.1.7–1.8.

Она экономически более чиста, что достигается большей экономичностью энергоустановки и выработки части мощности рабочим телом, не требующим конденсаторов. Кроме того, в ней выход оксидов азота ниже вследствие снижения температур в топочной камере парового котла и уменьшения мощности котла.

Еще более существенные экологические и экономические преимущества могут быть получены в парогазовой энергоустановке на основе сжигания топлива с использованием аэрофонтанных предтопков, схема, которой приведена на рис.2.10.

Здесь вместо обычного парового котла с топочной камерой применяется котел-утилизатор, в котором сжигания топлива не происходит. В котеле-утилизаторе охлаждаются продукты сгорания, поступающие в него после аэрофонтанной топки по газоходу, и продукты сгорания, сбрасываемые в него по газоходу. Тепло указанных продуктов сгорания обеспечивает генерирование пара для паровой турбины.

Эта схема отличается большими экономическими и экологическими выгодами вследствие оптимального (максимального) развития газотурбинной части. Кроме того, существенные экологические преимущества определяются тем, что в котле-утилизаторе не образуются оксиды азота.

Как было отмечено, технология сжигания некоторых низкосортных твердых топлив с использованием аэрофонтанных предтопков самостоятельно способна обеспечить предельные (разрешенные в России) содержания оксидов серы и азота в уходящих газах котлов ТЭС. В тех случаях, когда требуется дальнейшее сокращение выбросов оксидов серы и азота (ниже установленных сегодня требований), на котле после системы золоулавливания может быть предусмотрена глубокая дополнительная очистка уходящих газов от SO₂ и NO_x например, по озонно-аммиачной, либо радиационно-химической технологии. Эти технологии обеспечивают очистку газов от указанных ингредиентов в одном аппарате и способны довести содержания NO_x и SO₂ в уходящих газах ТЭС до 80–100 мг/м³.