6.2. Разработки эниНа
На рисунке 6.2. представлена одна из принципиальных технологических схем термической подготовки углей при его комплексном использовании на современных ТЭС, разработанные в Энергетическом институте им. Г.М Кржижановского (ЭНИН).
Не представляется возможным, по условиям взрывобезопасности, транспортировка горячего полукокса к горелкам котлов, которые будут расположены на приличном от пиролизных установок расстоянии. По технологическим условиям работы горячий (660оС) полукокс имеет очень грубый помол, и его требуется домолоть на мельницах ТЭС, что также взрывоопасно.
Рис. 6.2. Принципиальная схема комплексного использования топлива на электростанции в аппаратурном оформлении ЭНИН: 1 – бункер сырого топлива; 2 – углеразмольная мельница; 3 – циклон сухой пыли; 4 – реторта нагрева топливной пыли; 5 – циклон горячей топливной пыли; 6 – камера смешения горячей пыли с теплоносителем; 7 – реактор-пиролизер; 8 – циклон горячего кокса; 9 – технологическая топка; 10 – котел
Схема с комбинированным теплоносителем (ЭТХ) отработана на опытно-промышленных установках Калининской ТЭЦ и Красноярском заводе Сибэлектросталь. Схема термоконтактного коксования углей (ТККУ) отработана на опытно-промышленной установке производительностью 6 т/ч в г. Екатеринбурге. Вместе с тем был и неудачный опыт эксплуатации на Красноярской ТЭЦ-2 на ЭТХ производительностью по углю 175 т/ч (рис. 6.3). Влажный уголь дробится в дробильных установках. Затем размалывается в мельницах и одновременно подсушивается дымовыми газами. Пылегазовая смесь из мельниц отсасывается в циклоны, где сухая угольная пыль отделяется от дымовых газов и направляется в реторту нагрева. В реторте угольная пыль смешивается с дымовыми газами из технологической топки, в результате чего нагревается до температуры 520–570 К. Образовавшаяся пылегазовая смесь поступает в циклон, из которого горячая угольная пыль подается в камеру смешения реактора. Низкокалорийный газ направляется в топку парогенератора. Горячий кокс поступает в реактор.
Рис. 6.3. Схема ЭНИН термической переработки угля в установке ЭТХ: MB ‑ мельничный вентилятор; ДР ‑ дробильная установка; ШМ ‑ мельница; Щ-циклон сухой пыли; Ц2 ‑ циклон горячего кокса; ЦЗ — циклон горячей угольной пыли; Ц4, Ц5 ‑ циклоны очистки парогазовой смеси; РА ‑ реактор; РН ‑ реторта нагрева; ТТ ‑ технологическая топка; ОКУ ‑ отделение конденсации и улавливания; А77 ‑ химпродукты; ПК ‑ полукокс;
В реакторе образуется парогазовая смесь, состоящая из газа, паров смол и пирогенетической воды и полукокса. Парогазовая смесь направляется в отделение газоочистки и конденсации. В результате получается газ, содержащий примерно поровну СО, СН4, Н2 около 12 % СО2, остальное ‑ балласт и смолы. При пиролизе КАУ выход смолы может быть доведен по потенциальной теплоте угля до 30–40 %. Процесс в реакторе протекает при атмосферном давлении. Подогрев твердого теплоносителя (пылевидного кокса данного топлива) до температуры 900–1200 К осуществляется в технологической топке за счет его частичного сжигания в потоке воздуха. По-видимому, неудачный опыт эксплуатации объясняется' в немалой степени тем, что потребителю отпускалось сразу несколько различных энергопродуктов: 68,5 т/ч осмоленного полукокса с теплотой сгорания 27,8 МДж/кг, смолы 2,9 т/ч с теплотой сгорания 40 МДж/кг и 18,4 тыс. м3 газа в час с теплотой сгорания 20 МДж/кг. Сжигание этого полукокса в топках котла БКЗ-320-140 показало, что содержание оксидов азота в уходящих газах уменьшается примерно в 2 раза по сравнению с работой парогенератора на рядовых КАУ. Проблемы сероочистки уходящих газов остались, так как при пиролизе КАУ 80 % исходной серы угля переходит в полукокс. Не решены проблемы очистки фенольной (надсмольной) воды, брикетирования полукокса, переработки смолы. Барнаульский котельный завод разработал парогенератор БКЗ-420-140 ЛТ, предназначенный для совместного сжигания ирша-бородинского угля, смолы и газа, полученных в ЭТХ-175. Однако сжигание фенольных вод в количестве 7,5 т/ч, по данным ВТИ, неэкологично.
Уральским отделением ВНИПИЭнергопром разработано технико-экономическое обоснование строительства установки коксования углей в кипящем слое (ТККУ-140).
Схема энергоблока на базе ТККУ-300 приведена на рис. 6.4. Измельченный уголь подается в аэрофонтанную сушилку, в которой подсушивается горячими дымовыми газами, поступающими из коксонагревателя. Высушенный уголь направляется в теплообменник-адсорбер, а затем подается в реактор. В реакторе уголь смешивается с горячим коксом, поступающим по трубопроводу из коксонагревателя. В результате уголь нагревается до реакционной температуры и разлагается с образованием парогазовых продуктов и кокса. Избыточный кокс накапливается в коксонагревателе и выводится из него через коксоохладитель. Нагрев твердого теплоносителя производится в коксонагревателе за счет тепла, выделяющегося при частичном сжигании кокса в кипящем слое. Парогазовая смесь очищается в циклонах, расположенных внутри реактора и отводится в теплообменник-адсорбер. При этом частицы угля адсорбируют тяжелую фракцию смолы. После очистки парогазовая смесь поступает в отделение конденсации и улавливания. Температура в коксонагревателе регулируется количеством подаваемого воздуха, а температура в реакторе – интенсивностью циркуляции кокса. Движение кокса осуществляется за счет разности давления в подающих и отводящих коксопроводах, поддерживаемого соответствующим расходом газа. Для обеспечения производительности парогенератора необходимо сжигать кроме пылевидного коксика и пиролизного газа еще 53 % мелкозернистого коксика. Электрическая мощность энергоблока (нетто) 282,8 МВт. Внешнему потребителю отпускается: 39,7 т/ч мелкозернистою коксика; 7,9 т/ч смолы; 1 т/ч газового бензина. Эксергетический КПД ‑ 49,8 %.
Рис. 6.4. Схема энергоблока на основе термоконтактного коксования углей: АС‑ аэрофонтанная сушилка; Ц ‑ циклон; ТА ‑ теплообменник-адсорбер; РА ‑ реактор; ЭФ ‑ электрофильтр; КН ‑ коксонагреватель; КО ‑ коксоохлади гель; ОКУ- отделение конденсации и улавливания; МК ‑ мелкозернистый кокс; ГБ ‑ газовый бензин; ЛС, ТС ‑ легкая и тяжелая смолы
Получаемый в ТККУ пирогаз и легкие смолы являются хорошим топливом для газовых турбин и позволяют создавать на базе ТККУ парогазовые энерготехнологические блоки.
В камере сгорания газовой турбины сжигаются очищенный пиролизный газ и смола. Кокс, угольная пыль, полукокс сжигаются в топке низконапорного парогенератора, куда подаются в качестве окислителя выхлопные газы ГТУ.
Распространенные в настоящее время установки термической газификации угля не удовлетворяют в полной мере требованиям, предъявляемым к экологически чистым процессам. Основными из этих требований являются:
нагрев топлива со скоростью 103–104 К/с при размерах частичек топлива менее 250 мкм;
конечная температура 800–900 °С и выше (повышение температуры интенсифицирует разложение органической части топлива);
время реакции 103–104 с (с показателем в высокотемпературных процессах при 600 °С и выше тесно связано наличие канцерогенных веществ в конечных продуктах; увеличение времени реакции снижает выход бенз(а)пирена, наиболее опасной составляющей пиролиза);
возможность ввода пара и других добавок для регулирования выхода и состава продуктов.
За рубежом активно разрабатываются установки и технологии второго поколения. Однако все они находятся пока на стадии опытных и опытно-промышленных исследований. Высокая степень газификации углерода может быть получена в плазменном процессе (в плазме водяного пара). Однако при этом требуются большие затраты электроэнергии.
Анализ предлагаемых технологий, разработанных в ЭНИНе, имеет целый ряд недоработок, которые в настоящее время не позволят их применить для ТЭС. В связи с этим требуется разработка таких технологических схем и устройств, термическую подготовку в которых можно было проводить непосредственно в условиях действующей тепловой электростанции.