Совершенствование технологии термохимической подготовки древесного топлива для малых ТЭС

Стратегическими целями развития электроэнергетики России на период до 2020 года являются [1]:

• надёжное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

• сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, её интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

• повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

• снижение вредного воздействия на окружающую среду.

С учётом прогнозируемых объёмов спроса на электроэнергию при оптимистическом и благоприятном вариантах развития энергетики суммарное ее производство может возрасти по сравнению с 2000 годом более чем в 1.6 раза к 2020 году (до 1365 млрд. кВт-ч). При умеренном варианте развития экономики производство электроэнергии составит 1215 млрд. кВт-ч к 2020 году.

Повышение эффективности генерации энергии и газогенераторные технологии. Основой современной мировой энергетики является цикл, в котором рабочее тело, циркулирующее в замкнутом (полностью или частично) контуре, получает энергию топлива в форме теплоты при его сгорании и отдает в форме механической работы, приводя во вращение турбину. При этом кроме полезной энергии и различного рода потерь образуются побочные продукты (уходящие газы, физическое тепло охлаждающей воды).

Около половины всей электрической и тепловой энергии вырабатывается из наиболее экологически неблагоприятных углей и нефти, и по мере расходования запасов их качество неизбежно снижается. При этом потери в цикле и негативный вклад энергетики в окружающую среду растут, что заставляет искать более эффективные способы производства энергии с высоким КПД.

КПД основной массы действующих в настоящее время угольных паросиловых станций с промперегревом лежит в диапазоне 33−38%, а в России, с учетом устаревания оборудования средний по отрасли КПД — не более ~ 35%. За рубежом (США, Германия, Япония, Франция) работают крупные угольные паросиловые энергоблоки с перегревом пара с КПД нетто, значительно превосходящим КПД российских станций. Ведутся работы по достижению КПД нетто угольной станции на уровне 52−53% - близкий к термодинамическому пределу паросилового цикла с промперегревом, инициированные в рамках европейской программы «Termie». Повышение эффективности сдерживается отсутствием сплавов, способных длительно работать при температуре выше 600−650НС.

Современным энергоэффективным решением является парогазовый цикл ПГУ. Парогазовые установки обладают высоким КПД (до 60% на природном газе). За рубежом цикл ПГУ является циклом, который реализуют все вновь вводимые и ряд уже существующих станций.

В России цикл Г1ГУ так же принят для вновь вводимых газовых станций. Действует 6 Г1ГУ на природном газе:

• 2 блока по 450 МВт каждый на Северо-Западной ТЭЦ (г.Санкт-Петербург): первый блок пущен 22 декабря 2000 года, второй — 29 ноября 2006 года [2],.

• блок 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1 — запуск 26 февраля 2004 года [3],.

• 2 блока по 39 МВт на Сочинской ТЭС — запуск в 2004 году [4],.

• блок 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2 — запуск 28 октября 2005 г. [5],.

• первая промышленная ПГУ мощностью 25 МВт в России: ОАО «Чепецкий механический завод» (Глазов, Удмуртия) — 20 декабря 2006 года (на базе GT-10 В производства Siemens) [6],.

• блок 325 МВт на станции филиал «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» — запуск 20 мая 2008 года [7].

Суммарная установленная мощность ~2 ГВт (1.2% от установленной мощности объектов российской генерации).

Использование твердого топлива в парогазовом цикле возможно только при его соответствующей термохимической подготовке, под которой в данной работе понимается перевод твердого топлива в газообразную форму, доступную для газоногребляющей установки (двигатель внутреннего сгорания, газовая турбина, топливный элемент).

Перевод твердого топлива в газообразную форму возможен различными способами — как с полной трансформацией исходной химической энергии в тепловую энергию газа, так и с частичной трансформацией, когда часть химической энергии топлива переходит в химическую энергию газа (а остальная часть за вычетом потерь — в тепловую). К первому варианту относится полное сжигание твердого топлива, получение горячего (не горючего) газа, подаваемого в лопаточный аппарат бестопливной газовой турбины. Ко второму варианту, газификационному варианту, относятся такие способы, как:

• воздействие на угольную пыль энергией СВЧ (плазменные горелки) [8],.

• частичная газификация угольной пыли в муфельной горелке [9],.

• полная или частичная газификация (карбонизация) твердого топлива в специальных установках — газификаторах (карбонизаторах).

В Мире существует ряд демонстрационных ПГУ с газификацией, на которых на протяжение порядка 15 последних лет проводится отработка этой технологии в промышленном масштабе. В настоящее время на базе полученного опыта разрабатываются новые перспективные экологически чистые способы газификации (энерготехнологического использования) угля.

Кроме возможности использовать твердое топливо в парогазовом цикле, технологии газификации обладают рядом преимуществ перед технологиями прямого сжигания, в первую очередь, обусловленных их более высокой экологичностыо: меньшими выбросами оксидов азота и серы, возможностью депонирования СОгЕсть и другие, специфические преимущества, связанные с возможностью наиболее полного использования химической энергии исходного топлива, которые раскрываются в диссертации. Ключевым вопросом в области создания высокоэффективной технологии газификации является эффективность работы газогенератора.

Децентрализованная генерация и энергетическое использование возобновляемых тоилив и биомассы. Наравне с большой энергетикой во всем мире, в том числе и в России, получает развитие распределенная энергетика, базирующаяся на малых установках (до 20 МВт электрической и 20−30 Гкал/час тепловой мощности). Развитие таких систем стало возможным с отработкой высокоэффективных двигателей на природном газе и жидком топливе. На проектном топливе эти установки обеспечивают высокий ресурс бесперебойной работы и КПД по производству электрической энергии не ниже 25%.

Известно, что с увеличением единичной мощности КПД энергоустановки растет. Однако, КПД малых электростанций на базе газопоршневых установок, а также газовых микротурбин электрической мощностью менее 5−10 МВт сопоставим с КПД станций большой энергетики. Это позволяет устройствам электрической мощности, начиная от ~ 1 МВт (при решении прочих вопросов) включаться в единую с крупными станциями энергосистему и конкурировать с ними на равных.

В малой энергетике большим КПД обладают газовые технологии (например, ДВС на природном газе в сравнении с малыми паротурбинными установками), обеспечивая практически на 10−15% большую выработку электрической энергии. И гак же, как и в большой энергетике, при необходимости использования твердого топлива в (паро)газовом цикле используется технология газификации.

Использование угля в области малых мощностей нецелесообразно, так как сопряжено с необходимостью создания сложных и дорогостоящих систем топливоподготовки и газоочистки. Основным топливом малой энергетики должны стать местные виды топлив, в первую очередь — биомасса и торф. Такая политика целенаправленно проводится за рубежом: например, в Швеции существующие угольные и мазутные котельные и малые ТЭС переводятся на сжигание биомассы.

К положительным сторонам энергетического использования местных топлив типа биомассы и торфа относятся:

• повышение энергообеспеченности и энергонезависимости региона,.

• экологический эффект — снижение суммарных выбросов за энергоисточником на порядок в сравнении со сжиганием мазута и низкосортных углей, снижение риска возникновения торфяных и лесных пожаров,.

• значительный транспортный эффект — разгрузка транспортных потоков, до 30% которых в России в настоящее время используется для перевозки импортируемых в тот или иной регион топлив (в Свердловской области еще больше),.

• социальный эффект — увеличение числа рабочих мест, что особенно важно в социально напряженных пригородных поселках, в которых ранее функционировали торфопредприятия или лесоперерабатывающие заводы.

Древесная биомасса является наиболее экологически безопасным топливом после природного газа и считается «СОг-нейтральным» (не будучи утилизированной полезно, биомасса все равно с течением времени сгниет с образованием такого же, что и при полезном ее сжигании, количества СО2). По экологическим причинам за рубежом практикуют совместное сжигание и газификацию биомассы и ископаемых углей в установках 10−80 МВгт. Относительно небольшая добавка биотоплива к основному угольному топливу (до 15% по массе) позволяет выдержать жесткие экологические требования, не прибегая к существенной модернизации котлов.

В странах ЕС количество энергии, полученной из твердой биомассы (в основном древесной), составляет в настоящее время около 3% в структуре топливного баланса. Целью энергетической политики стран ЕС является увеличение этого показателя до 5.5% в 2010 г. [10]. В Свердловской области на предприятиях лесоперерабатывающего комплекса в среднем образуется до 0.5 млн. м древесных отходов в год (опил, стружка, кора). Годичная лесосека составляет порядка 20 млн. м3, из которых по области заготавливается около 8 млн. м3. Приняв выход отхода при переработке древесины порядка 50%, можно считать, что потенциально возможный выход отходов при использовании всей лесосеки по области составит до 4.5 млн. м3. При средней насыпной плотности отходов в 150−200 кг/м" и теплотворной способности на рабочую массу порядка 10−12.5 МДж/кг топливный потенциал, доступный для использования оценивается в 0.3−0.4 млн. т.у.т.

Ежегодный расход условного топлива на производство тепловой энергии в ЖКХ составляет порядка 3 млн. т.у.т., в том числе дров — 0.013 млн. т.у.т. или 0.5%, угля — 0.4 млн. т.у.т. или 11%, мазута — 0.215 млн. т.у.т. или 7%. Вовлечение древесного топливного потенциала позволило бы поднять долю его использования до 10%, практически исключив использование экологически менее благоприятного угля или мазута для целей отопления в сфере ЖКХ.

Замена мазута и угля на древесину позволяет снизить выброс оксидов азота на 2158%, сажи на 34−80%, бенз (а)пирена на 98.6−99.2%, полностью удалить оксиды ванадия и практически полностью оксиды серы.

Актуальность темы

.

Применение известных методов газификации для термохимической подготовки древесного топлива перед ДВС характеризуется низким химическим КПД и сопряжено с необходимостью мокрой газоочистки, что препятствует широкому внедрению газогенераторных ТЭС на биомассе. В ходе исследования выполнен комплекс работ по совершенствованию газификационной технологии термохимической конверсии (ТХК) древесного топлива. Полученные результаты позволяют разрабатывать современные твердотопливные ТЭС с двигателями внутреннего сгорания для систем малой энергетики с эффективностью работы на уровне крупных угольных ТЭС.

Работа выполнена в рамках Государственного Контракта № 4431р/6770 от 29.07.06 «Разработка и изготовление экологически чистого, бессмольного газогенератора» с Фондом содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере (г. Москва), Государственного Контракта с Правительством Свердловской области «Разработка экологически чистой газогенераторной малой теплоэлектростанции с двигателем внутреннего сгорания», нацелена на развитие энергетики на местных топливах, находится в сфере приоритетного направления развития науки, технологий и техники РФ «Энергетика и энергосбережение».

Цель настоящей работы состоит в совершенствовании технологии производства газообразного топлива из твердого путем минимизации содержания в газе промежуточных продуктов термохимической конверсии (СО2, углеводородов, сажи) для малых ТЭС-ДВС на древесном топливе.

Достоверность и обоснованность результатов.

Основные научные положения, выводы, рекомендации обоснованы результатами лабораторных экспериментов, испытаний опытно-промышленных установок, подтверждены соответствующей точностью систем измерений и использованием современной приборной базы, удовлетворительным совпадением экспериментальных и расчетных данных, анализом известных зависимостей.

Научная новизна.

Теоретически обоснован и прошел апробацию (на примере древесины) в лабораторных и опытно-промышленных условиях режим ТХК твердого топлива, обеспечивающий получение газа с минимальным содержанием продуктов промежуточной конверсии (СО2, углеводородов), позволяющий максимально полно использовать кислород и водород органической и рабочей массы.

Получены зависимости скорости реагирования и температуры частицы при ТХК древесины в воздушной среде от размера частицы в рабочем диапазоне размеров 3— 75 мм и температуре среды 350−1200°С. Определены численные значения времени задержки воспламенения коксового остатка древесины при горении летучих веществ.

Новые научные результаты, полученные в ходе исследования, позволяют усовершенствовать процесс газификации низкосортного топлива типа древесного и поднять его химический КПД выше уровня 55−60%, характерного для современных газификаторов на биомассе. Это дает возможность создавать твердотопливные ТЭС с существенно более высоким коэффициентом использования теплоты топлива, устранить необходимость применения системы сложной газоочистки и повысить конкурентоспособность их по отношению к мощным угольным электростанциям.

Практическая значимость.

1. Определены режимные параметры ТХК крупнодисперсного древесного топлива, позволяющие на воздушном дутье получать среднекалорийный паровоздушный газ с содержанием азота не более 25—30% и повышенным содержанием водорода Н2 — 25%. Эти результаты реализованы в газогенераторе обращенного типа мощностью 200 кВт по топливу.

2. Разработана и защищена патентом на полезную модель газогенераторная установка на среднедисперсном древесном топливе, реализующая разработанную автором технологию ТХК с получением газа с минимальным содержанием продуктов промежуточной конверсии (СО2, углеводородов).

3. Для реакторов плотного слоя в широком диапазоне мощностей получены корреляционные соотношения режимных характеристик (удельное тепловое напряжение, температура в зоне горения) и конструктивных параметров (диаметр зоны горения, количество фурм), предоставляющие исходные данные для проектирования газогенераторных установок различной производительности, в том числе — большей, чем современные действующие установки.

4. Разработан и верифицирован при анализе работы действующих древесных и угольных газогенераторов на различном дутье в широком диапазоне мощностей универсальный подход определения совершенства технологии газификации с помощью нормализации режимных параметров отнесением их к расчетным характеристикам идеальной ТХК.

5. Результаты использованы в учебном процессе при создании электронного образовательного ресурса «Новые энергоэффективные технологии», выполненного в рамках работ по договору с ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ», и положены в основу разработанного технологического регламента использования древесины.

Реализация.

Полученные данные использованы в Свердловском филиале ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9», ОАО «Уралтрансгаз» ПО «Энергогазремонт», министерстве промышленности, энергетики и науки Свердловской области, в ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ им. Первого президента России Б. Н. Ельцина», ЗАО «СУЗМК-Энерго».

На защиту выносятся.

1. Результаты расчета параметров идеальной ТХК древесины и определения степени соответствия показателей режима газификации в современных газогенераторах идеальному режиму ТХК.

2. Результаты исследования режима усовершенствованной ТХК древесины и древесного угля в плотном слое.

3. Результаты изучения воздушной ТХК древесных час гид в диапазоне рабочих размеров (от среднедо крупнодисперсных).

4. Результаты повышения эффективности газификации крупнои среднедисперсной древесины в опытно-промышленных установках.

5. Результаты оценки технико-экономической эффективности автономных мгшых твердотопливных ТЭС с усовершенствованной термохимической подготовкой местного древесного топлива.

Личный вклад автора состоит в самостоятельном анализе литературных данных, разработке и создании двух лабораторных установок и непосредственном проведении на них экспериментов по горению и газификации, разработке и создании одномасштабной с опытно-промышленным газификатором установки и проведении на ней тепловизионных наблюдений, в участии в серии испытаний газогенераторной малой ТЭС с опытно-промышленным газификатором, проведении расчетов и обобщении полученных экспериментальных результатов.

Апробация работы.

Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены на Первой в Украине международной конференции «Энергия из биомассы» (г.Киев, 2002), Международном симпозиуме «Горение и загрязнение атмосферы» (г.Санкт-Пегербург, 2003), Шестой всероссийской конференции «Экологические проблемы промышленных регионов» (г. Екатеринбург, 2004), Второй российской национальной конференции «Тепломассообмен и гидродинамика в закрученных потоках» (г. Москва, 2005), IV Семинаре ВУЗов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике (г.Владивосток, 2005), Симпозиуме по горению и взрыву (г.Черноголовка, 2005), Третьем международном симпозиуме «Горение и плазмохимия» (г.Алматы, 2005), 15-й Школе-семинаре «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках» (г.Калуга. 2005), VI Всероссийском совещании-выставке по энергосбережению (г.Екатерипбург, 2006), Международном научном семинаре «Современные технологии горения и аэротермодинамики» (г.Киев, 2006), Международной конференции «Угольная теплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития» (г.Алушта, 2006), Круглом столе «Новые технологии использования твердого топлива в энергетике Урала» в рамках Форума «Энерго-Промэкспо-2006» (г.Екатеринбург, 2006), Семинаре «Развитие малой распределенной энергетики Урала на местных топливах как фактор обеспечения энергетической безопасности региона» в рамках Форума «Энерго-Промэкспо-2006» (г.Екатеринбург, 2006), VI Всероссийской конференции «Горение твердого топлива» (г.Новосибирск, 2006), Международном конгрессе «Печеи трубостроение: тепловые режимы, конструкции. Автоматизация п экология» (г.Москва, 2006), 16-й Школе-семинаре «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках» (г.Санкт-Петербург, 2007), Третьей международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы энергетики» (г.Екатеринбург, 2007), Международной научно-технической конференции «Энергоэффективность-2007» (г.Киев, 2007), Первой конференции по фильтрационному горению (г.Черноголовка, 2007), Пятой школе-конференции «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (г.Алушта, 2007), 6-м Международном форуме по тепломассообмену (г.Минск, 2008).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 статей, в том числе 4 в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации, одна в бюллетене изобретений.

Структура и объем диссертации

.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 позиций и приложений. Объем диссертации без приложений 130 страниц, в том числе 62 рисунка, 20 таблиц.

Заключение

.

Выявлено, что ключевым звеном, определяющим низкую эффективность современных малых газогенераторных ТЭС на древесном топливе, является процесс термохимической конверсии древесины (ТХК) в газогенераторе. Повышение химического КПД газогенератора с 55−60% до 82−85% (достигнутое значение в наиболее совершенных современных угольных газификаторах) за счет снижения концентрации в газе промежуточных продуктов (СО2, влага, углеводороды, смолы, сажа), повысит электрический КПД газогенераторной ТЭС на древесине на 7−10% абсолютных и поднимет его до уровня мощных паросиловых ТЭС.

Рассчитаны с учетом многокомпонентной специфики натурального топлива значения режимных параметров ТХК, обеспечивающей теоретически максимальную эффективность конверсии твердого топлива в газообразное (идеальная ТХК). Учет специфики по двум предельным вариантам позволяет получить достоверные, подтверждаемые в эксперименте значения параметров. Данные по фактическому КПД известных действующих газификаторов на биомассе располагаются между значениями КПД предельных вариантов. Теплотворная способность паровоздушного идеального газа из древесины по варианту механической смеси (9.5 МДж/м) находится выше верхней границы диапазона низкокалорийных искусственных газов (7.08 МДж/м3) и приближается к значению среднекалорийного идеального водяного (11.8 МДж/м'') и парокислородного газов (12.2 МДж/м3).

В результате исследования процессов ТХК древесины и древесного угля в лабораторном реакторе достигнуты режимные параметры, близкие к значениям ТХК с теоретически максимальной эффективностью, и получен газ с составом, близким к расчетному составу газа идеальной ТХК. Устойчивый процесс ТХК наступает при температуре среды 250−350°С. Кинетические характеристики ТХК в области размеров частиц d4= 10−80 мм с точностью ±15% оцениваются зависимостями AT = 1130 • d-°M, °С и j = 23 • сС, г/(м2с).

Усовершенствована на базе однозонного газогенератора обращенного процесса технология ТХК, позволяющая на крупнодисперсной древесине на воздушном дутье за счет пирогенетической и рабочей влаги топлива проводить паровоздушную газификацию и получать газ с теплотворной способностью Qc ~ 7.6 МДж/м3, в 1.3−1.5 раза большей, чем в классических установках. На запатентованном с участием автора экспериментальном многозонном газификаторе получен газ с минимальным содержанием промежуточных продуктов ТХК.

Проведена технико-экономическая оценка проекта использования малой ТЭС электрической мощностью 250 кВт с газификацией древесного топлива по усовершенствованной технологии (г/&trade-'"23%). Проект является экономически и экологически привлекательным. Вовлечение доступного древесного топливного потенциала Свердловской области (0.3−0.4 млн. т у.т.) в ТЭБ на базе малых газогенераторных ТЭС позволяет практически исключить использование экологически неблагоприятных угля или мазута в сфере ЖКХ.