Netradits_Energetika_Uch_1

yзона пиролиза t = 430…820 °С;

yзона удаления летучих фракций (пары смолы, низкомолекуляр-

ные органические вещества, остаточная жидкость) – t = 200…430 °С. При добавлении к воздуху (при воздушном дутье) водяного пара

получается водяной газ (СО + Н2).

В целом в процессе газификации биомассы в состав газа в разной

пропорции входят: СО2, СО, Н2, СН4, С2Н4, С3Н6, NН3, Н2S, N2, Н2О, пары смолы, низкомолекулярные органические жидкости.

Типы газификаторов

Информация по газификаторам с неподвижным слоем есть на не-

скольких сайтах, таких как www.gasifiers.org, www/woodgas.com или www.iitb.ac.in/ mech/.

Система для газификации биомассы состоит в основном из реактора, в который подается топливо вместе с ограниченным количеством воздуха (меньше теоретически необходимого для сжигания или для полного сгорания). Тепло для газификации вырабатывается за счет частичного сжигания подаваемого материала. Полученная в результате химическая структура топлива и внутренние реакции приводят к созданию горючего газа, который обычно называется «генераторным газом». Теплотворная способность этого газа варьируется от 4,0 до 6,0 МДж/нм3. На рис. 3.22 показаны различные типы реакторов и их основные характеристики.

6.3.2. Реакторы, внедряемые за рубежом

На рис. 3.22–3.27 были показаны различные принципиальные схемы реакторов для газификации органического топлива. В табл. 3.12 приведены внедряемые за рубежом установки с ЦКС для совместного сжигания основного топлива (уголь) с биомассой.

В табл. 3.26 показаны внедренные за рубежом установки с газификаторами с неподвижным слоем для биомассы. Табл. 3.27 иллюстрирует состояние внедрения за рубежом относительно крупных ТЭЦ (мощностью 10…80 МВт) при совместном сжигании.

Газификаторы с неподвижным слоем

Ниже дана подборка либо уже эксплуатируемых установок, либо тех, сооружение которых подходит к концу.

231

Станции с парогазовой установкой (ПГУ) с внутрицикловой газификацией угля (ВГЦ) отрабатываются как демонстрационные установки.

Демонстрации успешно прошли в Вернамо (Швеция); Австрии и др.

6.3.3.Технологии, используемые в промышленной энергетике России и СНГ

Широко используется в промышленной энергетике России процесс термической переработки биомассы в газовое топливо с последующим его сжиганием в существующих топочных устройствах. Модернизация топки в этом случае минимальная и сводится только к замене горелочных устройств. Топливный газ, получаемый в процессе газификации, богат СО, Н2 и в малом количестве углеводородными

234

газами. При сжигании низко- и среднекалорийного газов важное значение имеют легкость воспламенения, температура и стабильность пламени, отношение воздуха к газу. Этот газ по калорийности примерно в 6 раз ниже природного. Для его сжигания размеры горелки увеличиваются ≈на 30 %, а объем продуктов сгорания возрастает ≈ на 20 %, температура пламени газа 1760 °С (у природного газа 1960 °С), что обусловлено высоким разбавлением топливного газа азотом.

Всистему газификации топлива, кроме самого газификатора, входит комплекс вспомогательного оборудования:

y устройство для приемки, погрузки, разгрузки, транспортирования и хранения сырья;

y устройство для подачи сырья;

y устройство для подачи окислителя (воздух, кислород, пар);

y устройство для сбрасывания, разгрузки опрокидыванием, охлаждения, хранения и удаления золы и углистого вещества;

y контрольно-измерительные приборы.

ВРоссии газогенераторные установки широко внедряются в Калужской энергосистеме. Здесь изготовлены и прошли проверку в условиях опытно-промышленной эксплуатации газогенераторы тепловой мощностью 600 кВт (УТГ-600); 2,5 МВт(Г-3) и 4,8 МВт (Г-3М), работающие соответственно на торфе, лузге семян подсолнечника и

древесных отходах [22, 24, 25].

Разработанные в настоящее время новые газогенераторы для переработки биомассы основаны на слоевом обращенном процессе газификации [61,62]. Опытный газогенератор УТГ-580 (мощностью 600 кВт) прошел длительные испытания на Лесной опытной станции Калснава (Латвия). Газогенераторная установка УТГ-580 состоит из следующих узлов:

–газогенератора шахтного типа с обращенным дутьем; рабочий объем 2,5 м3;

–узла подачи и загрузки сырья;

–тяго-дутьевого оборудования;

–циклонной топки для сжигания газа;

–пульта управления и вспомогательных систем.

235

Проверялись режимы его работы на древесных отходах, коре и гидролизном лигнине. В табл. 3.29 приведены основные данные, полученные на установке на разных видах биосырья [26].

Т а б л и ц а 3.29

Результаты испытаний газогенератора УТГ-580 на различных видах топлива

Приведенные результаты дают представление о качественном составе получаемого генераторного газа:

–минимальное содержание кислорода говорит о том, что процесс газификации проходит достаточно полно;

–наличие значительного количества балласта (азот, углекислый газ) обусловлено характером процесса при воздушном дутье. Переход

ккислородному дутью может резко снизить долю азота в генераторном газе и увеличить его теплотворную способность;

–влажность газа достигает 30 %.

Аналогичные результаты были получены при испытании газогенератора УГ-3 мощностью 3,0 МВт на Медвежегорском ЛПК. Получаемый газ практически не содержит смол, что позволяет его использовать в газодизелях, транспортировать по трубопроводам, организовывать его хранение.

236

Широкое распространение имеют газогенераторы обращенного процесса газификации, разрабатываемые и поставляемые научнопроизводственным малым предприятием «Технолес» при Лесотехнической академии г.С-Петербурга. Характеристики этих газогенераторов системы «Лес» мощностью от 1 до 5,0 МВт приведены ранее

(табл. 3.21).

В ходе эксплуатации газогенераторов необходимо решить следующие проблемы:

yпредотвращение зависания топлива из биомасс в шахте реактора;

yстабилизация процесса газификации при различной влажности топлива;

yобеспечение газоплотности узлов при различной влажности топлива;

yобеспечение равномерности подвода окислителя (воздуха) в зону горения;

yснижение отложения смол в газопроводах.

Несмотря на необходимые доработки, практика строительства отечественных газогенераторов на примере рассмотренных выше установок показала, что их стоимость находится в пределах 100…120 долл. США на 1 кВт установленной мощности, а срок окупаемости составляет 2,5…3,0 года [22].

Как известно, горючий газ получается в процессе термохимического превращения топлива как в условиях без доступа воздуха (полукоксование, коксование) при нагревании до 500…1000 °С с теплотой сгорания 3000…4000 ккал/нм3, так и в процессе горения при недостатке кислорода (по реакции: С + О2 = СО2 + Q, далее СО2 + С = 2СО – Q; С + + Н2О = СО + Н2 – Q) с теплотой сгорания 900…1600 ккал/нм3.

На поддержание процесса газогенерации расходуется 20…27 % органического вещества исходного топлива. При этом теплота сгорания газа зависит от вида дутья (воздушное, кислородное, парокислородное и др.), качества топлива и условий проведения процесса (при атмосферном давлении или выше и др.). Газы с теплотой сгорания свыше 1600 ккал/нм3 получаются при парокислородном дутье под давлением.

В республике Беларусь распространены газогенераторные установки [31, 32] для получения генераторного газа из биомассы (древе-

237

сины) с получением генераторного газа с теплотой сгорания 1300…1500 ккал/нм3 при паровоздушном дутье по методу генерации Пинча с использованием мелкозернистого материала с размером частиц до 70 мм при влажности менее 40 %. Такой тип газогенератора является базовым для фирмы «HERBST» (Ирландия), АО «Импет» (Беларусь), усовершенствованных газогенераторов ИПИПРЭ НАНБ серии УГВ-Т ассоциации «Белавтодизель». Тепловая мощность генераторов 30…200 кВт, работают они в комплекте с паровыми и водогрейными котлами.

Особенностью этих генераторов газа является то, что полученный горючий газ не охлаждается, а поступает в жаровую трубу, образуя факел горения 1000…1300 °С, который далее контактирует с котлом или теплообменником. Разработаны технологии газификации соломы, льнокостры, гидролизного лигнита, древесных отходов (в Академии наук Беларуси) с минимальным выбросом вредных веществ в атмосферу.

Таким образом, одним из вариантов использования энергетического потенциала биомассы в котельных установках является ее предварительная газификация в специальных реакторах с последующим сжиганием горючего генераторного газа в топочной камере котла. Такой способ использования биомассы для современных крупных пылеугольных котлов, находящихся в эксплуатации, имеет как преимущества, так и недостатки.

К преимуществам можно отнести:

yбольшая универсальность по биомассе;

yвозможность использования биомасс с фракционным составом 13…70 мм, что исключает необходимость получения тонкомолотого материала (до 1,0 мм) для возможности подачи его и факельного сжигания в топке; это позволяет ограничиться при необходимости дробильным оборудованием и исключить мельничную систему;

yвозможность использования материала с влажностью 40…50 % (исключается необходимость подсушки его для размола – до 20 % и сжигания – до 8 %);

yисключается отрицательное влияние шлакующих особенностей биомассы, ее воздействие на поверхности нагрева котла. Это позволя-

238

ет увеличить долю использования биомассы для совместного сжигания более 10…15 % (до 20 % и выше);

yвозможность регулирования нагрузки подключением разных количеств из установленных газогенераторов (целесообразно в схеме не ограничиваться установкой только одного газогенератора; их может быть и три, и четыре в зависимости от компоновочных возможностей);

yнезависимость работы основного котла от сезонности поступления биомассы;

yснижение выброса вредных веществ в атмосферу.

Одним из дополнительных преимуществ можно считать для такой схемы сжигания возможность использования газогенераторной установки для генерации в ней газа из твердых бытовых отходов (измельченные покрышки и др.), что само по себе является серьезной экологической проблемой.

К недостаткам такой схемы можно отнести следующее:

y не всегда имеется возможность разместить недалеко от котла реакторы предварительной газификации для эксплуатируемого оборудования; размещение генераторов газа на большом расстоянии (что тоже не всегда возможно на действующей ТЭС) дополнительно усложняет условия эксплуатации за счет длинных газоходов с высокотемпературным газом. Особенно это сложно для крупных пылеугольных агрегатов;

yсистема усложняется необходимостью установки кроме самого реактора целого комплекса вспомогательных технологических узлов (система погрузки, разгрузки, транспорта сырья и его подачи и др.,

окоторых говорилось выше);

yусложняется эксплуатация оборудования в целом, за счет необходимости освоения совершенно новой специфической технологии генерации газа с обеспечением надежности ее узлов (газоплотность, равномерность подвода окислителя и др.);

yнеобходимость исключения возможности отложения смолистых веществ в газопроводах к котлу;

yнеобходимость модернизации котла с учетом его работы с определенной долей поступления низкокалорийного (или среднекалорийного в зависимости от принятой технологии газификации) газа;

239

yнеобходимость (в ряде случаев) предварительного окомкования массы до нужных фракций;

yне исключается необходимость разработки и создания нового специализированного для системы генерации газа отдельного оборудования.

В приложении 1 приводится расчет газификации древесных отхо-

дов [26]. Здесь же предложена и приведена схема комплекса по подготовке биомассы к использованию совместно с углем . Расчет выполнен для 15 % по тепловой мощности использования биомассы к котлу 200…220 т/ч. Согласно выполненному расчету для этих условий, к котлу необходима установка газогенераторов с суммарным активным сечением 20…25 м2 с необходимым комплектом вспомогательных устройств (транспортеры, бункеры, шлюзующие питатели, системы газовоздухопроводов и др.). Для этого необходимы два газогенератора диаметром d = 3,4 и 4,1 метра с высотой 5…7 м – это для каждого котла производительностью 220 т/ч. А для котла большей производительности (к блокам 150, 200, 300, 500, 800 соответственно D = 500; 640; 950; 1650 и 2450 т/ч), эти установки возрастают пропорционально, с соответствующим увеличением габаритов. Это подтверждает, что для эксплуатируемых установок в непосредственной близости к котлу при существующей, достаточно плотной компоновке оборудования и коммуникации размещение таких установок будет весьма затруднительным и даже иногда практически неосуществимым. В этом случае возникает необходимость в специальном помещении для размещения газогенераторов с транспортом от них получаемого газа по соответствующим газопроводам (такая компоновка для действующей ТЭС не всегда бывает возможной).

Наиболее приемлема такая схема для вновь проектируемого оборудования, это должно увязываться с конкретными условиями, видом, объемом, постоянством поступления биомассы для совместного сжигания.

Как видно, для действующего оборудования такая схема наиболее приемлема для энергетических установок промышленной энергетики относительно небольшой производительности.

В этом отношении представляет интерес комплекс блок-схем, разработанный рабочей группой при Правлении КМО (Конгресс муни-

240