Плазменно-топливные системы для повышения эффективности использования твердых топлив

СОДЕРЖАНИЕ
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 6
ВВЕДЕНИЕ 10
Глава 1 Эффективное и экологически приемлемое использование твердых 29
топлив
1.1 Современное состояние проблемы сжигания и переработки 29
энергетических углей и методы повышения эффективности их использования
1.2 Теоретические и экспериментальные методы исследования плазменных 57
процессов воспламенения, термохимической подготовки, сжигания и газификации углей
1.3 Основные принципы функционирования плазменно-топливных систем 93
1.4 Ллло-автотсрмический характер преобразования двухфазных 108
топливных потоков
1.5 Физико-химические характеристики исследованных твердых топлив 115
1.6 Выводы по разделу 119
Глава 2 Термодинамическое моделирование плазменной термохимической 122
переработки топлив
2.1 Метод термодинамических расчетов и программа ТЕК!* А 122
2.2 Подготовка исходных данных для расчета плазменной 130
термохимической подготовки топлив к сжиганию
2.3 Расширение базы данных прог раммы ТЕКЯА термодинамическими 138
свойствами веществ, характерных .для минеральной части углей
2.4 Результаты термодинамических расчетов 142
2.4.1 Методика определения необходимого количества окислителя для 142
газификации топлива
2.4.2 Метод расчета удельных энергозатрат на процесс газификации топлива 144
2.4.3 Плазменная газификация твердого топлива 146
2.4.4 Электрогермохимическая подготовка топлива к сжиганию 156
2.4.5 Энергетическая эффективность процесса электротер.мохимической 163
подготовки энергетических углей к сжиганию
2.5 Выводы по разделу 166
Глава 3 Кинетическое моделирование процессов движения, 168
высокотемпературного нагрева и термохимических превращений
2
168
176
181
187
196
196
203
207
213
221
224
226
227
228
229
241
248
250
258
263
269
269
пылеугольного топлива в потоке окислителя в цилиндрических каналах с плазменным источником
Описание математической модели кинетических исследований плазменной термохимической подготовки углей к сжиганию Кинетическая схема процесса газификации угля Кинетическая схема, учитывающая образование оксидов азота Исходные данные и методика сту пенчатого расчета плазменнотопливной системы для элсктротсрмохимической подготовки аэросмеси к сжиганию Результаты кинетических расчетов
Плазменная паровая газификация твердого топлива с учетом моно- и полидисперсности частиц
Плазменная газификация твердого топлива в среде углекислого газа Плазменная газификация твердого топлива в различных окислительных средах
Электротермохимическая подготовка топлива к сжиганию Влияние избытка окислителя на параметры элсктротсрмохимической подготовки топлива к сжиганию, включая образование оксидов азота Технологические рекомендации для проектирования и применения плазменно-топливных систем Выводы по разделу
Трехмерное моделирование горения твердого гоп/шва в гонке котла,
оснащенного плазменно-топливными системами
Краткое описание трехмерной математической модели
Трехмерное моделирование двухфазного реагирующего потока
Моделирование дисперсной фазы
Моделирование теплового излучения
Модель горения газовой фазы
Процедура численного решения
Моделирование образования оксидов азота
Результаты численного моделирования процесса предварительной
плазменной обработки пылеугольного топлива в плазменно-топливной
системе и трехмерного моделирования горения активированного
топлива в топке промышленных котлов
Верификация трехмерной математической модели Cinar ICE на
3
279
294
303
306
306
309
311
316
320
330
337
343
343
361
361
367
369
370
371
377
примере расчета горения пылеугольного топлива в экспериментальной цилиндрической топке, оснащенной плазменно-топливной системой Математическое моделирование горения пылеугольного факела в топке котла БКЗ-75, оснащенног о плазменно-топливными системами Математическое моделирование горения пылеугольного факела в топке котла БКЗ-420, оснащенного плазменно-топливными системами Выводы по разделу
Стендовые и промышленные испытания плазменно-топливных систем Испытания прямоточной плазменно-топливной системы Моделирование прямоточной плазменно-топливной системы с использованием компьютерной программы Плазма-Уголь Трехмерное моделирование горения пылеугольного факела на котле паропроизводительностью 640 т/ч, оборудованном плазменнотопливными системами
Промышленные испытания плазменно-топливных систем в режиме безмазутпой растопки котла БКЗ-640-140 Гусиноозерской ГРЭС Промышленные испытания плазменно-топливных систем в режиме безмазутпой растопки котла БКЗ-160 Алматинской ТЭЦ-3 Экспериментальные исследования и промышленные испытания плазменно-топливных систем в режиме безмазутной стабилизации горения факела на котле ТП-230 Мироновской ГРЭС Промышленные испытания плазменно-топливных систем в режиме безмазутной рае гонки котла БКЗ-420 Алматинской ТЭЦ-2 из холодного состояния
Стендовые испытания плазменно-топливной системы в режиме переработки топлив
Описание экспериментальной установки и методики измерений основных показателей плазменной переработки топлив Результаты численных и экспериментальных исследований Плазменно-паровая газификация Канадского Нефтяного Кокса Газификация высокозольного Экибастузского угля Плазменная комплексная переработка угля Плазмохимическая гидрогенизация низкосортного угля Плазмохимический пиролиз углеводородного газа Рекомендации по применению и проектированию плазменно-
4
5.10
І лава 6
6.1
6.2
6.3
топливных систем Выводы по разделу
Технико-экономическая оценка эффективности применения плазменно-топливных систем
Эффективность применения плазменно-топливных систем для безмазутной растопки котлов и стабилизации горения пылеугольного факела
Эффективность применения плазменно-топливных систем для производства синтез-газа с целью замещения металлургического кокса, производства водорода и метанола Выводы по разделу ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПРИЛОЖЕНИЕ А. Акты промышленных испытаний плазменнотопливных систем
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Акты об использовании результатов работы, Экспертное заключение по выполненному проекту оснащения плазменно-топливными системами когла БКЗ-420 Алматинской ТЭЦ-2 и Протокол заседания Технического совета АО «АлЭС» от 25.06.2012 г.
381
383
383
388
391
393
397
450
463
5
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
Содержание золы на сухую массу, %
Предэксионенциальный множитель, с 1 - для реакций первого порядка, 103м3 моль'1 с'1 - для реакций второго порядка Коэффициент теплообмена для частиц, В м 2 К'’
Коэффициент избытка окислителя
Содержание молей ^го химического элемента системы, моль кт 1 Коэффициент лобового сопротивления для частицы Теплоемкость иго компонента в газовой смеси, Дж моль 1 К 1 Концентрация иго компонента, %
Удельная теплоемкость компонентов, Дж кмоль ’К'1
Диаметр реактора, м
Диаметр частицы, м
Диаметр амбразуры горелки, м
Относится к диффузии
Энергия активации реакции, ккал моль'1
Поверхность стенки, м2
Коэффициент трения
Сила трения о стенку, Н
Удельная энергия Гиббса, Дж-моль'1 К'1
Расход, кг с 1
Ускорение силы тяжести, м-с 2
Относится к газовой фазе
Удельная мольная энтальпия, Дж моль
Полная энтальпия 1-го компонента в газовой смеси, Дж-моль'1
Порядковый номер компонента
Газообразные компоненты
Зола (минеральные компоненты угля)
Углерод угля
Твердофазные компоненты Порядковый номер химической реакции Гетерогенные реакции Газообразные реакции
Консганга скорости химической реакции ], м-с'1
1 Порядковый номер фракции
1 Число фракций
и Длина реактора, м
м Число реакций
м Масса частицы, кг
N Число компонентов
N Объемная концентрация частиц, м'3
Пі Концентрация і-го компонента в газовой смеси, моль кг'1
N11 Число Нуссельта
Яап: Удельный тепловой поток от дуги, кВт м 3
0, Тепловой эффект реакции, Дж моль'1
0$р Удельные энергозатраты. кВт ч/кг
ОІ Высшая теплота сгорания угля на сухую массу
о: Низшая теплота сгорания угля на рабочую массу
4«. Удельный тепловой поток в стенку, кВт м'2
44 Механический недожог топлива
р Давление, 11а
Раге Электрическая энергия дуги, кВт
Р2 Теплопотери в стенку, кВт
Рг Число І Ірандтля
Ко Универсальная газовая постоянная, Дж-моль 1 К 1
Ке Число Рейнольдса
5 Площадь поперечного сечения камеры, м2
Б Относится к частице
Энтропия і-го компонента в газовой смеси. Дж моль'1 К
Т Температура, К
и Полная внутренняя энергия, Дж кг ‘
и Скорость, м с'1
V Объем, м3;
V Удельный объем, м; кг 1
\лІаґ Выход летучих на горючую массу угля
w Относится к стенке реактора
Wj Скорость]-ой химической реакции, кмоль с 1 м'3
\У* Содержание влаги на рабочую массу угля
7
X Продольная координата, м
Хс Степень газификации, %
о Постоянная Сгефана-Больцмана, В м'2 К4
е Степень черноты угольной частицы
Молекулярная масса ыч) компонента, кг кмоль 1
И* Масса золы в частице, кг
Р Плотность, кг-м*3
п Коэффициент динамической вязкости газа, кг м ! с 1
X Теплопроводность газа, Дж м ’ с ' К 1
V Вязкость воздуха, м2 с''
X Время пребывания, с
5 Тепловой КПД плазменного реактора
С Коэффициент гидродинамического сопротивления реактора
V Относительная электрическая мощность плазмотрона
АШ Антрацитовый штыб
ЬКУ Берлинский каменный уголь
ВГУ Внутрицикловая газификация угля
вдт Высокореакционное двухкомпонентное топливо
ГРЭС Государственная районная электростанция
ИБУ Ирша-Бородинский уголь
ИК Инфракрасная спектроскопия
КАУ Канско-Ачинский уголь
К ГУ Карагандинский каменный уголь
ККУ Куучекинский каменный уголь
КУ Кузнецкий уголь
лк Лигнит Колубарского бассейна
ММУ Минеральная масса угля
НК Нефтяной кокс
ОДУ Обыкновенные дифференциальные уравнения
ОМУ Органическая масса угля
ПБУ Подмосковный бурый уголь
ПСУ Питатель сырого угля
птс Плазменно-топливные системы
птхп Плазменная гермохимическая подготовка
тхпт Термохимическая подготовка топлива
8
ТЭБ Топливно-энергетический баланс
ГЭС Тепловая электростанция
ТЭЦ Тепловая электроцентраль
ТКУ Тугнуйский каменный уголь
ТБУ Тургайский бурый уголь
ХБУ Холбольджинекий бурый уголь
ЦКС Циркулирующий кипящий слой
ШКУ Шубаркольский каменный уголь
ЭПР Электронно-парамагнитный резонанс
ЭТПХТ Элекгрогермохимическая подготовка топлива
ЗУ Экибастузский уголь
ЯМР Ядерно-магнитный резонанс
CFD Computation Fluid Dynamics
ICE Integrated CFD Environment
PRy Каменный уголь бассейна реки Powder River
9
ВВЕДЕНИЕ
"Не испо льзование угля, а то, как его использовать должно быть в центре внимания" (It is not the use of coal, but how the coal is used that must be the focus of action -World Coal Institute. London) [ 1 ]
Поскольку уголь является одним из главных источников энергии XXI века проблеме его эффективного и экологически чистого сжигания во всем мире уделяется большое внимание. Доля угля в запасах ископаемых топлив показана на рис. 0.1. По сравнению с другими ископаемыми топливами, запасы угля приблизительно в четыре раза превышают запасы нефти (оценочно на 41 год) или запасов газа (на 67 лет) [2].
Мировая энергетика в настоящее время и на обозримую перспективу ориентирована на использование органического топлива, главным образом низкосортных углей. Следует отметить, что ухудшение качества энергетических углей наблюдается повсеместно, и не только в странах СНГ, но и в развитых капитазистических странах. На сегодняшний день в мире тепловые электростанции производят более 40 % электрической и тепловой энергии. Несмотря на то, что за всю историю были подъемы и падения в активности использования угля он и сейчас остается одним из важнейших топлив для выработки энергии, особенно электрической (рис. 0.2). Согласно статистике 2011 года [4] углем обеспечивается около 24% тепловой энергии и вырабатывается около 40.6 % электроэнергии в мире. При этом в ближайшем будущем ожидается рост его
1 - нефть, 2 - газ, 3 - уголь Рисунок 0.1 - Мировые разведанные запасы ископаемых топлив [3]
10
использования. По прогнозам [5] к 2020 году доля угля в мировом топливном балансе превысит 50 %.
Рис. 0.3 показывает долю первичных энергоносителей в прошлом и будущем. Данные исследования основаны на прогнозе доступности и роста потребности в энергии [1, 6]. Из рисунка следует, что доля нефти и газа в выработке энергии к 2100 г. Будет снижаться, а доля угля - возрастать.
6
1.9%
1 - уголь, 2 -жидкое топливо (мазут, соляра), 3 - газ, 4 - атомная энергия.
5 - гидроэнергия, 6 - другие (солнечная, ветровая, геотермальная энергия, отходы, включая растительного происхождения)
Рисунок 0.2 - Распределение энергоносителей по производству электроэнергии в мире [4]
11ЛГ7» Traditkjfwtf і j; Biomass
80% lydro 'Tw Others
Solar
60% * 1 f f ’* • : Gas 3 *
40% Od -
20% -• Coat -
0%
1850 1900 1950 2000 2050 2100
Рисунок 0.3 - Доля первичных энергоносителей в период с 1850 по 2100 годы
Непосредственное сжигание низкосортных углей, обладающих высокой зольностью (40-50%), влажностью (30-40 %), сернистостью (1-3%) и низким выходом летучих (5-15%), в существующих топочных устройствах связано со значительными трудностями из-за ухудшения воспламенения и выгорания топлива, увеличения
II
мехиедожога и вредных пыле газовых выбросов (парниковых газов, золы, оксидов азота и серы). Достаточно сказать, что проблема выбросов парниковых газов (двуокиси углерода, метана и др.) и вызванное этим общее потепление переросла в настоящее время в общечеловеческую проблему, связанную с глобальным изменением климата на земле, затоплением огромных территорий суши, опустыниванием и др.
Кроме того, „тля современного развития мировой теплоэнергетики характерно сокращение использования дефицитного жидкого топлива, являющегося ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности, и расширение применения твердых топлив, качество которых неуклонно снижается.
В мировой практике принято обогащать угли перед их сжиганием. Однако нельзя ожидать обогащения углей в объемах, необходимых для ТЭС России и стран СНГ. особенно из-за большой стоимости обогащения. Кроме того, в результате обогащения можно снизить зольность и влажность углей, тогда как увеличить реакционную способность, т.е. выход летучих (тощие угли, антрацит имеют выход летучих 4-12%), путем обогащения невозможно.
Для улучшения воспламенения и стабилизации горения низкосортных углей с низким выходом летучих и высокой зольностью [7] существуют дополнительные мероприятия, которые В ОСНОВНОМ СВОДЯТСЯ К утонению помола (до 1*90=6-8%), подогреву аэросмеси (до 150°С) и вторичного воздуха (до 400°С), подаче угольной пыли высокой концентрации (до 50 кг/кг) с последующим разбавлением и, наконец, совместному сжиганию с углем мазута или природного газа. Последнее техническое решение получило самое широкое распространение.
В мире на растопку пылеугольных котлов из холодного или горячего состояния и стабилизацию горения пылеугольного факела расходуют более 50 млн. тонн мазута в год. На ТЭС расгогжа котлов (время растопки 3-14 часов) производится несколько раз в год (до 25 пусков ежегодно на один котел), а подсветка пылеугольного факела осуществляется периодически при потускнении факела или снижении нагрузки. Для котлов различной паропроизводительнос ги в соответствии с "Инструкцией по их эксплуатации" расходуется разнос количество мазута (таблица 0.1).
Однако, существующая в теплоэнергетике практика использования для растопки котлов и стабилизации горения низкосортных углей, дефицитных мазута и природного газа не решает проблемы, так как их совместное сжигание с углем приводит к повышению менхнедожога и выбросов оксидов азота и серы (в случае подсветки пылеугольного факела высокосернистым мазутом). Использование для растопки котлов и подсветки пылеугольного топлива огромного количества мазута является одной из причин снижения
12
эффективности топливоиспользования и низких экологических показателей работы тепловых электростанций. Резкое ужесточение в последнее время требований к повышению эффективности топливоиспользования и защите окружающей среды от вредных выбросов явилось мощным стимулом для развития новых перспективных технологий подготовки к сжиганию и комплексной переработки топлив, позволяющих решить вышеуказанные проблемы.
Таблица 0.1 - Расход мазута на растопку котлов различной паропроизводительности
Паропроизводительность котла, г/ч Расход мазута на 1 растопку, т
50-75 3-6
160-200 10-25
220-420 30-80
640-670 80-100
950 100-140
165 0 150-250
2650 250-350
Среди технических решений, предлагаемых для осуществления предварительной подготовки к сжиганию и комплексной переработки углей, наиболее прогрессивными представляются плазменные термохимические методы переработки низкосортных твердых топлив. Эти методы основаны на использовании для нагрева и термохимических превращений органической и минеральной части углей электроэнергии, преобразуемой в энергию плазмы в электродуговых плазмотронах.
Широкое распространение в народном хозяйстве высокоэффективной плазменной технологии (в химии, металлургии, машиностроении, обрабатывающей промышленности и др.) предопределило ее использование для вышеназванных задач энергетики. Применение для плазменной термохимической подготовки и переработки топлив электродуговой плазмы с высокой концентрацией энергии, на 1-2 порядка превышающей таковую в существующих огневых устройствах, наличие в ней химически активных центров (атомов, свободных радикалов, ионов и электронного газа), практически отсутствующих в обычных топочных процессах, способствует энергетически кинетически более эффективному, чем в традиционных огневых методах, осуществлению нагрева и термохимических превращений углей.
Исследования в этой области проводятся в ряде научных коллективов России и стран СНГ - в Отраслевом центре плазменно-энергетических технологий РАО «ЕЭС
13
России», Институте теплофизики СО РАН, Институте нефтехимического синтеза РАН, ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского», ОАО «Всероссийский теплотехнический институт», Институте угольных энерготехнологий НАН Украины, Институте физики НАН Киргизии, ОАО КазНИИ энергетики им. Академика III.Ч. Чокина, НИИ экспериментальной и теоретической физики Казахского Национального Университета им. аль-Фараби МОН РК, Институте проблем горения МОН РК, ТОО «НТО Плазмотехника» в Казахстане и др. [17, 23, 62, 63, 66, 67, 100, 101, 228, 451, 599]. В дальнем зарубежье исследования плазменного воспламенения и стабилизации горения пылеугольного факела осуществляют известные энергетические фирмы США, Канады, ФРГ, Китая, Кореи (Бабкок Уилкокс, Комбашн Инжиниринг, Вестингауз, Сндбск Норминс, Штайнмюллер, Фостер Уиллер, Лоеше, Янтай Луньян, Нанкинская электротехническая компания и др.), которые уже имеют и опыт промышленной эксплуатации электроду го вы х плазмотронов на ряде электростанции Китая, Кореи, США и Канады [8, 9, 285].
Традиционные технологии сжигания твердых топлив приводят к более высокому уровню выброса вредных веществ, чем при сжигании жидкого и газообразного топлива. Рост доли твердых топлив в энергобалансе ТЭС требует создания новых более эффективных и экологически чистых технологий их использования. В частности, существующая в теплоэнергетике практика использования для воспламенения и стабилизации горения низкосортных углей дефицитного и дорогостоящего мазута или природного газа не решает проблемы, гак как их совместное сжигание с углем ухудшает основные показатели пылеугольных тепловых электростанций.
Перспективным решением вышеназванной проблемы является использование технологии плазменной газификации низкосортных твердых топлив. Отличительной особенностью плазмохимических процессов переработки органического сырья является их высокая селективность: получение целевых продуктов (синтез-газа, водорода) сопровождается лишь незначительным образованием побочных веществ и примесей.
Для повышения эффективности использования твердых топлив, снижения доли мазута и природного газа в топливном балансе тепловых электростанций и снижения вредных пылегазовых выбросов была разработана плазменная технология воспламенения, термохимической подготовки и сжигания углей [63, 281, 76, 89, 35, 64, 29, 229, 23, 286].
В 1980 году по инициативе Госкомитета по науке и технике СССР Госплан СССР утвердил программу ОЦ.008 «Плазмохимическая переработка углей и шламов гидрогенизации углей» для решения проблемы эффективной и экологически приемлемой утилизации низкосортных твердых топлив. Головными организациями по разработке технологии и плазменного оборудования были определены Институт нефтехимического
14
синтеза АН СССР, КазНИИ Энергетики Минэнерго СССР и Институт Теплофизики СО ЛИ СССР. По результатам этой программы в 1986 году была разработана отраслевая научно-техническая программа Минэнерго СССР ОНТП 00.00.01. «Повышение эффективности использования низкосортных топлив на тепловых электростанциях». Головными организациями были назначены Всесоюзный теплотехнический институт и КазНИИ Энергетики Минэнерго СССР [285].
Разработанная технология и плазменно-топливные системы для ее осуществления были успешно испытаны в 1989 году на Усть-Каменогорской ТЭЦ (Казахстан) и на Мироновской ГРЭС (Украина), в 1995 году на Баодийской ТЭС (Китай) и в 1996 на Алматинской ТЭЦ-3 (Казахстан) [63]. В 1995г. работы по дальнейшему развитию и внедрению ПТС получили мощный импульс в России (г. Гусиноозерск), где для этих целей был создан Отраслевой Центр Плазменно-Энергетических технологий РАО «ЕЭС России» [35]. С 1998 года по настоящее время совершенствование плазменных технологий переработки твердых топлив продолжается в рамках совместных проектов Казахстана и России представителями отраслевой, академической и вузовской науки.
За этот период разработано и испытано на ТЭС зри поколения ПТС (таблица 0.2). Из таблицы видно, что ПТС установлены и испытаны в России, Казахстане, Украине, Корее, Китае, Словакии и Монголии на 31 котле паропроизводительностью от 75 до 950 т/ч, оснащенных различными системами пылеприготовления (прямого вдувания и с промежуточным бункером) и разными типами иылеугольных горелок (прямоточные, муфельные и вихревые). При испытаниях ПТС сжигались все типы энергетических углей (бурые, каменные, антрациты и их смеси) с содержанием летучих от 4 до 50%, зольностью от 15 до 56% и теплотой сгорания от 1600 до 6200 ккал/кг.
В ПТС первого поколения использовался плазмогрон с подаваемым стержневым графитовым катодом и кольцевым медным водоохлаждаемым анодом. ПТС первого поколения были внедрены на котле 4-200 Баодийской ТЭС. Компания Yantai Longyuan Electric Power Technology Co., Ltd (Китай), модернизировав эти ПТС первого поколения, распространила их еще на 500 котлах Китая с установленной мощностью более 300 млн. кВт [287, 288]. В ПТС второго поколения (1996-2001) использовались плазмотроны уже со сменными медными водоохлаждаемыми катодом и анодом. Источники электропитания обеспечивали устойчивую параллельную работу одновременно нескольких плазмотронов от одного трансформатора. При испытаниях ПТС второго поколения на Шаогуанской ТЭС (Китай) в 1999-2001 гг. от одного трансформатора работало 8 ПТС. В 2007 году на коглс BG-75/39-M ТЭС «Золотая Гора» в г. Шеньян (Китай) испытаны ГПС третьего поколения [285]. В отличие от предыдущих поколений ПТС был обеспечен
15
безосципляторный пуск и безбалластный режим работы плазмотронов. Мощность плазмотрона может варьироваться в широком интервале от 80 до 300 кВт [222]. В настоящее время разрабатывается следующее поколение ПТС с высокоресурсными плазмотронами [522, 525, 536, 542, 546, 548, 549, 551, 563, 564, 578, 579]. В таком плазмотроне для увеличения ресурса работы электродов используется процесс регенерации материала электрода, т.е. осаждение на активную его поверхность атомов и ионов из приэлектродной плазмы. Пропан-бутан подастся в зону привязки дуги на катоде и аноде через отверстия в катоде и аноде. В результате в полости катода и на внутренней поверхности анода образуется среда, состоящая преимущественно из углеродсодержащего газа. Образовавшиеся в результате диссоциации молекул пропан-бутана и ионизации атомов углерода положительные ионы углерода под действием прикагодного падения потенциала осаждаются на медной водоохлаждаемой поверхности, образуя углеродный наноструктурированный слой. Последний является “истинным" катодом, износ материала которой компенсируется возвратным потоком ионов и атомов углерода. Физикохимическое исследование слоя показало, что он состоит из углерода (96.7-98.5 %), водорода (1.2-2.3 %) и меди (0.3-1.0 %) и представляет собой токопроводящий поликристаллическнй графитоподобный материал. На рисунке 0.4 приведены фотографии проб наноструктурированного слоя, выполненные с помощью просвечивающего электронного микроскопа.
При использовании ПТС мазут, дизельное топливо или природный газ заменяют самой угольной пылью, подвергаемой термохимической подготовке в объеме пылеугольной горелки с использованием электродуговых плазмотронов, являющихся основным элементом ПТС. Технология ПТС основана на плазменной термохимической подготовке угля к сжиганию. Она заключается в нагреве аэросмеси (угольная пыль + воздух) элсктродуговой плазмой до температуры выхода летучих угля и частичной газификации коксового остатка. Тем самым из исходного угля независимо от его качества из аэросмеси получают высокореакционное двухкомпонентное топливо (горючий газ + коксовый остаток). При его смешении с вторичным воздухом в топке котла двухкомпонентное топливо воспламеняется и устойчиво горит без использования дополнительного топлива (мазут или природный газ), традиционно используемого для растопки котлов из холодного состояния и стабилизации горения факела низкосортного энергетического угля.
Эта технология весьма актуальна для применения не только на пылеугольных ТЭС, вырабатывающих более 40 % электроэнергии в мире, но и в других базовых
16
отраслях (цементная и химическая промышленность, металлургия, строй индустрия), использующих твердое топливо и продукты его переработки.
Таблица 0.2 - Промышленные испытания ПТС на ТЭС Евразии
№ Месторасположение ТЭС Тип и количество котлов с ПТС Паропроизво-дительность когла, т/ч Количество ПТС, шт.
Российская Федерация
1. Гусиноозерская ГРЭС (г.Гусиноозерск, 1994-1995) ТПЕ-215 - 2 котла БКЗ-640 - 2 котла 670 640 8 7
2. Черепетская ГРЭС (г. Суворов, 1997) ТП-240 - 1 котел 240 4
3. Нерюнгринская ГРЭС (г. Нсрюнгрн, 1997) КВТК-100 - 1 котел Тепловая мощность 116 МВт 2
4. Партизанская ГРЭС (г. Партизанск, 1998) ТП-170 - 1 котел 170 2
5. Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (г. Улан-Удэ, 1997) ТПЕ-185 - 1 котел 160 2
6. Хабаровская ТЭЦ-3 (г. Хабаровск, 1998) ТПЕ-216-1 котел 670 4
Украина
7. Кураховская ТЭС (г. Курахово, 1998-1999) ТП-109 - 1 котсл 670 4
8. Мироновская ГРЭС (г. Мироновка, 1989) ТП-230 - 1 котел 230 2
Казахстан
9. Алматинская ГРЭС (г. Алма-Ата, 1996) БКЗ-160 - 1 котел 160 2
10. Усть-Каменогорская ТЭЦ (г.Усть-Каменогорск, 1989) ЦКТИ-75 - 2 котла 75 4
11. Алматинская ТЭЦ-2 (г. Алматы, 2011) БКЗ-420 - 1 котел 420 6
Монголия
17
12. Улан-Баторская ТЭЦ-4 (г. Улан-Батор, 1994) БКЗ-420 - 8 котлов 420 16
13. Эрдэнэтская ТЭЦ (г. Эрдэнэт, 1995) БКЗ-75 - 1 котел 75 1
Китай
14. Баоди некая ТЭС (г. Баоди, 1995) 4-200 - 1 котел 200 3
15. Шаогуанская ТЭС Р-220/100-\У - 1 котел 230 4
(г. Шаогуан, 1999-2001) К-75 - 1 котел 75 1
16. ГЭС «Золотая Гора» (г. Шеньян, 2007) ВО-75/39-М - 1 котел 75 2
17. ТЭС «Ганшун» (г. Шанси, 2009) ВО-950/150- 1 котел 950 4
Северная Корея
18. Восточно-Пхеньянская ТЭС (г. Пхеньян, 1993) Е-210- 1 котел 210 3
Словакия
19. ТЭС «Вояны» (г. Велки-Капушаны, 2000) ТАУІСІ - 1 котел 350 2
Сербия
20. Белградская ТЭС «Никола Тесла» (г. Обреновац, 2007) ТП-210 - 1 котел 650 16
Рисунок 0.4 - Фотографии наноуглеродных структу р, полученные с помощью
просвечивающего электронного микроскопа
18
Реализация новых плазменных термохимических технологий подготовки к сжиганию и комплексной переработки твердых топлив определяется, в конечном счете, уровнем разработки методов расчета исследуемых процессов и плазменных устройств для их осуществления. Разработка методов расчета тесно связана с расчетно-теоретическими и экспериментальными исследованиями теплофизических процессов движения и нагрева угольных частиц и термохимических процессов их последующих превращений в элсктро дуговых устройствах. Крайняя сложность и взаимообусловленность рассматриваемых процессов, характеризующаяся наличием газовой, твердой и жидкой фаз и многокомпонентностью во всех фазовых состояниях, приводит к необходимости математического моделирования указанного комплекса процессов с определением теплофизических констант расчетно-теоретическими и эмпирическими методами с помощью компьютеров и специально созданных экспериментальных установок.
Настоящая работа выполнялась в соответствии с программами и заданиями: Программа О.Ц.008. Задание 003.03.02 «Плазмохимическая переработка углей и шламов гидрогенизации углей»; Отраслевая научно-техническая программа Минэнерго СССР ОНТП 00.00.01, Задание 01.06.И 1986-1990 гг.; Заказ-наряд Минэнерго СССР Э-5-83 и Минэнерго Украины 27-87; Задание Минэнерго Казахстана 04.02.02.01.И; Задание РАО «ЕЭС России» 03.00 (шифр СИ 8205), «Создание опытно-промышленной системы безмазутной растопки и подсветки пылеугольного факела с помощью электродуговых плазмотронов», 1992-1995 гг.; Программа РАО «ЕЭС России» «Разработка новых технологий использования низкосортного твердого топлива в отрасли «Электроэнергетика»», 1993 г.; в рамках Международных проектов (“Copernicus”, 1NCO : International Scientific Cooperation Projects (1998-2002), Grant № IC-CT-98-0516 “Plasma Gasification of the Power Coals”; “Copernicus”, 1NCO 2: International Scientific Cooperation Projects 2 (2001-2004), Grant № ICA2-CT-2001-10006, “Improvement of Coal Combustion Efficiency and Decrease of Harmful Emission under the Influence of Plasma - ICEDHE”; ISTC Grant K-746, (2002-2006) “Plasma Technologies of Solid Fuels Processing for Power Engineering and Metallurgy”); «Разработка плазменной технологии экологически и экономически эффективного сжигания энергетических углей» по программе "Научнотехнологическое обеспечение развития промышленности РК на 2002-2006 гг"; «Исследование процессов плазменной переработки твердых топлив в синтез-газ» по программе фундаментальных исследований МОН РК на 2003-2005 гг.; "Разработка плазменной технологии получения высокореакционного двухкомпонентного топлива из низкосортных углей" и "Создание плазменно-топливных систем с целью повышения эффективности ГЭС и уменьшения вредных пылегазовых выбросов" по прог рамме МОН
19
РК «Международное сотрудничество в области науки на 2007-2009 годы»; «Физическое и математическое моделирование неравновесной гидродинамической системы для термохимических превращений двухфазного потока с объемным тепловым генератором» и «Процессы турбулентного тепло - и массопереноса в пространственных (трехмерных) реагирующих течениях при наличии внешних воздействий» по программе фундаментальных исследований МОН РК «Актуальные проблемы физики, математики, механики и информатики» на 2009-2011 гг.
В выполнении вышеуказанных программ, заданий и проектов автор диссергации принимал непосредственное участие в качестве руководителя или ответственного исполнителя.
Целью работы является численное и экспериментальное исследование закономерностей движения, нагрева и термохимических превращений пылевидных твердых топлив в плазменно-топливных системах с учетом взаимодействия частиц твердого топлива с газовой фазой и двухфазного потока с плазменным источником и стенками ПТС; разработка физических и математических моделей плазменной переработки пылеугольных топлив с учетом кинетики их термохимических превращений в ПТС и их реализация в виде компьютерных программ для одномерных и трехмерных расчетов ПТС и камер сгорания; разработка метода комплексного расчета камер сгорания, оснащенных ПТС с использованием нульмерных, одномерных, двухмерных и трехмерных математических моделей и программ TERRA, Cinar ICE, Плазма-Уголь, FAFNIR, FLOREAN, PFS-CFD; обобщение результатов численного моделирования и экспериментальных исследований, включая лабораторные, стендовые и промышленные испытания ПТС, и разработка на этой основе методов расчета процессов плазменной газификации и термохимической подготовки к сжиганию твердых топлив и ПТС для их осуществления; выполнение технико-экономической оценки применения ПТС и разработка технологических рекомендаций для практической реализации исследуемых процессов в теплоэнергетике, металлургии и химической промышленности.
Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке метода комплексного расчета камер сгорания, оснащенных ПТС с использованием нульмерных, одномерных, двухмерных и трехмерных математических моделей и компьютерных программ и проведении с применением этого метода исследований плазменно-топливных систем для термохимической подготовки к сжиганию и газификации твердых топлив, сочетающих детальный термодинамический анализ многокомпонентных гетерогенных систем (твердое топливо + окислитель), с математическим моделированием физикохимических процессов в МТС и топках пылеугольных котлов и экспериментальными
20
исследованиями в лабораторных, стендовых и промышленных условиях. Впервые проведенное комплексное исследование прямоточных ПТС с перегородкой и вихревых ПТС с тангенциальным и улиточным подводом аэросмеси позволило разработать научно-обоснованную методику их расчетов, а найденные ранее неизвестные теплофизические и физико-химические закономерности плазменной активации горения топлив обладают самостоятельной научной ценностью. Впервые при атмосферном давлении осуществлены процессы плазмохимического пиролиза углеводородного газа с образованием водорода и технического углерода, включающего наноуглеродные структуры, и плазменной гидрогенизации твердого топлива в среде углеводородного газа с образованием ацетилена и других непредельных углеводородов.
Практическая ценность и реализация результатов исследований.
1. Разработаны основные типы ПТС для плазменной термохимической подготовки угля к сжиганию и комплексной переработки топлив, представляющие собой прямоточные и вихревые устройства с плазменным источником. Эти ПТС испытаны в лабораторных, стендовых и промышленных условиях.
2. Разработанный метод комплексной переработки топлив в совмещенном плазменном реакторе опробован для основных типов твердых топлив и характеризуется высокими эколого-экономическими показателями.
3. Разработанный метод комплексного расчета камер сгорания, оснащенных ПТС, широко используется при проектировании ПТС на ТЭС России, Казахстана, Китая, Сербии, Словакии, Турции и Германии.
4. Результаты диссертационной работы использовались при проектировании и
испытании ПТС на Мироновской и Алматинской ГРЭС, Алматинской ТЭЦ-2 и
Шахгинекой ТЭЦ и разработке технических решений для оснащения ПТС котлоагрегатов ИПС—210 ТЭС Ятаган (Турция) и ПК-39-11 Рефтинской ГРЭС (Россия).
5. Метод плазменного пиролиза углеводородного газа использован для повышения ресурса электродов плазмотронов.
6. Результаты исследований плазменной газификации низкосортных углей
использованы НПО «Тулачермет» при проектировании опытной плазменной установки с реактором мощностью 1 МВт для получения восстановительного газа газификацией бурых углей и прямого восстановления железорудных окатышей.
Основные положения, выносимые на защиту':
1. Результаты термодинамического моделирования плазменной термохимической
переработки топлив, включая плазменную газификацию твердого топлива, элсктротсрмохимическую подготовку угля к сжиганию.
21
2. Математическая модель и компьютерная программа кинетического моделирования процессов движения, высокотемпературного нагрева и термохимических превращений пылеугольного топлива в потоке окислителя в цилиндрических каналах с плазменным источником. Результаты кинетических расчетов плазменной газификации твердого топлива в различных окислительных средах, включая ЭТХПТ. Методики ступенчатого расчета ПТС для ЭТХПТ.
3. Метод определения энергетической эффективности процесса ЭТХПТ и плазменной газификации угля.
4. Метод комплексного расчета топок котлоагрегатов, оснащенных ПТС.
5. Верификация трехмерной математической модели Cinar ICE на примере расчета
горения пылеугольного топлива в экспериментальной цилиндрической топке, оснащенной ПТС. Результаты трехмерного моделирования горения твердого топлива в топках энергетических котлов, оснащенных ПТС.
6. Разработанные прямоточные ПТС с перегородкой для разделения потока аэросмеси и вихревые ПТС с тангециальным и улиточным подводом аэросмеси.
7. Результаты стендовых и промышленных испытаний ПТС на огневом стенде КазНИИ
Энергетики, Мироновской ГРЭС (Украина), Алматинской ГРЭС и ТЭЦ-2 (Казахстан) в режимах безмазутной растопки котлов и стабилизации горения иылеугольного факела.
8. Результаты стендовых испытаний ПТС в режиме переработки топлив, включая плазменно-паровую газификацию высокозольных Экибастузского и Куучекинского углей и Канадского Нефтяного Кокса, плазменную комплексную переработку бурого Тургайского угля, плазмохимическую гидрогенизацию низкосортного каменного угля и плазмохимический пиролиз углеводородного газа.
9. Технологические рекомендации по проектированию и применению I П'С.
10. Технико-экономическая оценка эффективности применения ПТС для безмазутной растопки котлов и стабилизации горения пылеугольного факела, производства синтез-газа с целыо замещения металлургического кокса, получения водорода и синтеза метанола.
Методика исследований и достоверность результатов. Методика исследований базируется на комплексе экспериментальных теплофизических и теоретических теплотехнических и термодинамических методов. С целью повышения достоверности и полноты информации основные экспериментальные результаты по плазменной переработке топлив получены в лабораторных условиях, на опытно-промышленных стендах и энергетических котлах. Результаты расчетов получены с использованием верифицированных компьютерных программ и программных комплексов, созданных на
22
основе фундаментальных законов теплофизики, теплотехники, термодинамики, плазмохимии и кинетики термохимических превращений топлив.
Достоверность расчетов подтверждается их внутренним единством, сходимостью уравнений материального и теплового балансов, применением других способов решения, сопоставлением с экспериментальными результатами и результатами промышленных испытаний ПТС.
Основная часть диссертационной работы выполнена в рамках государственных и международных программ и заданий при жестком контроле качества НИР государственным заказчиком и международными экспертами Евросоюза.
Объем и структура диссертационной работ ы
Диссертация состоит из введения, шести глав, выводов, списка использованных источников и двух приложений; изложена на 449 страницах машинописного текста, содержит 192 рисунка, 57 таблиц, 599 наименований библиографических ссылок.
Во введении показана актуальность, новизна, научное и практическое значение диссертационной работы. Поставлена цель и определены задачи исследования.
В первой главе выполнен анализ современного состояния проблемы сжигания и переработки энергетических углей и методов повышения эффективности их использования на ТЭС, предприятиях металлургии и химической промышленности. Показано, что для повышения эффективности использования углей необходимы разработка и внедрение новых перспективных технологий их сжигания, обеспечивающих минимальный уровень вредных выбросов. Описаны теоретические и экспериментальные методы исследования плазменных процессов воспламенения, термохимической подготовки, сжигания и газификации углей. Исходя из обзора существующих методов расчета высокотемпературных процессов переработки топлива, предложены методы расчета ПТС, основанные на нульмерной, одномерных и трехмерных математических моделях. Представлены основные принципы функционирования ПТС, обеспечивающие эколого-экономическне преимущества, по сравнению с традиционными технологиями топливоиспользования. Показан алло-автотерми чески й характер преобразования двухфазных топливных потоков в ПТС, реализующийся в ступенчатом характере плазменного термохимического превращения топлив. Представлены физико-химические характеристики твердых топлив исследованных с применением плазменных технологий.
Анализ литературных данных показал, что одной из перспективных технологий топливоиспользования является плазменная технология воспламенения и сжигания энергетических углей, позволяющая заменить дешевым углем дорогостоящие и дефицитные газ и мазут на ТЭС и котельных. Плазменная технология безмазутной
23
растопки котлов и стабилизации горения иылеугольного факела испытана на ряде ТЭС России, Казахстана, Украины, Китая, Монголии, Кореи, Словакии и Сербии.
Во второй главе описан метод термодинамических расчетов и реализующая его программа ТЕКЯА, предназначенная для численного исследования многокомпонентных гетерогенных реагирующих систем, находящихся в состоянии термодинамического равновесия. Представлена методика подготовки исходных данных для расчета плазменной термохимической подготовки топлив к сжиганию, расширена база данных программы ТЕРЕЛЛ термодинамическими свойствами веществ, характерных для минеральной части углей и разработана методика определения необходимого количества окислителя для ТХПТ и газификации твердого топлива.
Проведены расчеты плазменной газификации и ЭТХПТ твердых топлив. В результате расчетов газификации угля показано, что энергетически более выгодный процесс - это газификация угля в паровой плазме без учета кислорода минеральной массы угля. В этом случае максимальное содержание синтез-газа достигается при температуре 1500-1600 К, при этом в газовой фазе содержится минимальное количество всевозможных примесей, а энергозатраты на процесс не превышают 2 кВт ч/’кг. Однако в этом случае нельзя говорить о комплексном использовании угля. В результате газификации в газовой фазе получается только синтез-газ, а все основная масса полезных элементов, содержащихся в минеральной массе (золе) угля, выходит в газовую фазу при температурах выше 3000 К, причем в случае расчета с учетом кислорода минеральной массы угля концентрация полезных элементов в газовой фазе несколько выше, чем в случае расчета без учета кислорода ММУ. В результате расчетов ЭТХПТ найдено, что высокореакционное двухкомпонентное топливо может быть получено при любом избытке окислителя из интервала 0-1. Однако лишь при аох = 0,1—0,2 обеспечиваются приемлемые удельные энергозатраты (0,1—0,4 кВт ч/кг) и теплоты сгорания газа и коксового остатка при достаточно высоком значении энергетического КПД процесса на уровне 78 - 85 %. Показано, что энергетическая эффективность традиционных огневых методов воспламенения, термохимической подготовки и газификации углей существенно ниже, чем в плазменных процессах.
В третьей главе описаны математическая модель плазменных термохимических превращений твердого топлива с учетом кинетики химических реакций, разработаны кинетические схемы процессов ЭТХПТ и газификации угля, в том числе, учитывающая образование оксидов азота, и методика подготовки исходных данных. Разработана методика расчета ПТС для осуществления ЭТХПТ. С помощью программы Плазма-Уголь выполнены численные исследования плазменной паровой газификации твердого топлива с
24
учетом моно- и иолидисперсности частиц, плазменной газификации твердого топлива в среде углекислого газа и плазменной газификации твердого топлива в различных окислительных средах. Выполнены расчеты УГХПТ, выявлено влияние избытка окислителя на параметры ЭТХПТ, включая образование оксидов азота. Разработан метод определения энергетической эффективности процесса ЭТХПТ и плазменной газификации угля. Показано, что математическая модель и разработанная на ее основе программа Плазма-Уголь адекватно отражают закономерности термохимических превращений ОМУ и образования топливных и термических оксидов азота при варьировании температуры и коэффициента избытка воздуха в широких диапазонах: Т = 1000 - 2870 К и а«.* = 0,15 -1,2. При этом выход NOx при ЭТХПТ даже при достаточно высоких температурах ( < 1800 К) «ох < 0,5 не превышает 20 мг/нм3, что на порядок ниже, чем в традиционных технологиях топливоиспользовання.
В четвертой главе выполнены численные исследования плазменной технологии эффективного и экологически приемлемого сжигания твердых топлив на ГЭС с использованием двух верифицированных компьютерных программ Плазма-Уголь и Cinar ICE (Cinar Integrated CFD Environment). Программа Cinar ICE была выбрана язя представления в работе по результатам предварительных численных исследований процесса сжигания твердого топлива в топках промышленных котлов, оснащенных ПТС. выполненных с использованием компьютерных ирофамм FAFNIR, Cinar ICE, FLOREAN, PFS-CFD, поскольку была верифицирована для экспериментальной топки, оснащенной ПТС. Верификация использования комплекса компьютерных профамм Плазма-Уголь и Cinar ICE осуществлена с использованием результатов натурных исследований процессов сжигания Экибастузского угля на огневом стенде в экспериментальной топке тепловой мощностью 3 МВт. Верификация подтвердила качественное соответствие расчетных и опытных данных, проявляющееся в наличии инверсии температурных кривых на начальном участке топки и характерных температурных максимумов. Температура продуктов сгорания на выходе экспериментальной топки в традиционном режиме сгорания выше таковой при использовании ПТС как в опыте, так и в расчетах. Расхождение опытных и расчетных значений температуры продуктов сгорания не превышает 20 % по всей высоте топки. Концентрация несгоревшего углерода в коксовом остатке измерялась на выходе экспериментальной топки. Расхождение опытных и расчетных значений также не превышает 20%. Результаты сравнения расчетных и экспериментальных данных подтвердили правомерность использования комплекса программ Плазма-Уголь и Cinar ICE для численных исследований процессов горения твердых топлив в топках промышленных котлов с использованием ПТС.
25
Выполнено трехмерное моделирование горения подвергнутого ЭТХГТГ твердого топлива в топках промышленных котлов БКЗ-75 Шахтинской ТЭС и БКЗ-420 Алматинской ТЭЦ-2 с использованием программы Cinar ICE. Представлены результаты численного моделирования процесса предварительной плазменной подготовки пылеугольного топлива в ПТС и трехмерного моделирования горения активированного топлива в топках промышленных котлов.
Показано, что использование ПТС для активации горения твердых топлив повышает эколого-зкономическую эффективность их сжигания за счет снижения остаточного углерода 8 золе и выбросов оксидов азота на фоне общего снижения температуры продуктов сгорания угля на выходе топки из-за более раннего воспламенения и выгорания топлива.
В пятой главе описаны испытания в лабораторных и промышленных условиях ПТС, повышающих эффективность сжигания угля при одновременном снижении вредных выбросов от пылеугольных ТЭС. Показано, что ГГГС устраняют необходимость использования дорогостоящих газа и мазута для растопки котлов и стабилизации горения пылеугольного факела. Выполненное с помощью двух компьютерных программ Плазма-Уголь и Cinar ICE моделирование промышленного котла, работающего в режиме плазменной стабилизации горения пылеугольного факела показало, что ПТС обеспечивают стабильное воспламенение, снижение мехнедожога томлива и температурного уровня в верхней части топки котла. Благодаря двустадийному режиму сжигания топлива (ПТС и топка котла) снижаются выбросы NOx.
Па основе экспериментальных и теорегических исследований плазменной безмазутной растопки пылеугольных котлов найдены обобщенные зависимости от выхода летучих угля относительных затрат электроэнергии на плазмотрон и относительной тепловой мощности ПТС. С помощью этих зависимостей можно определить априори необходимые мощность плазмотрона и количество ПТС для растопки пылеугольного котла.
Проведенный комплекс исследований подтвердил, что процессы ЭТХПТ и плазменной переработки топлива могут рассматриваться как суперпозиция отдельных стадий, представляющих собой взаимодействие окислителя с электрической дугой и плазменным факелом, инертный нагрев частиц топлива, выход летучих, их окисление в газовой фазе, газификация коксового остатка, а также превращения минеральной массы твердого топлива. Выполненные исследования выявили новые тсплофизичсскис и физикохимические закономерности рассмотренных процессов и позволили прогнозировать оптимальные технологические параметры плазменных процессов переработки топлив.
26
Анализ результатов расчетов и экспериментальных исследований ЭТХПТ, плазменной газификации, комплексной плазменной переработки, плазменной гидрогенизации твердых топлив и плазменного пиролиза углеводородного газа позволил определить оптимальные диапазоны температур, массовых отношений уголь : окислитель, степени конверсии топлива, концентраций оксидов серы и азота, и удельных энергозатрат на рассматриваемые процессы.
В шестой главе выполнена технико-экономическая оценка эффективности применения плазменно-топливных систем для замещения мазута при растопке котлов, подхвате и стабилизации пылеугольного факела и для производства синтез-газа с целью замещения им металлургического кокса при восстановлении железорудных окатышей, производства водорода и метанола.
Использование ПТС в процессах переработки углей дает значительный экономический эффект. При существующей разнице в стоимостях мазута и угля ПТС на пылеугольных ГЭС дает экономический эффект до 200 долларов США на одну тонну замещаемого мазута и окупается в течение одного года.
Показано, что экономическая эффективность получения синтез-газа плазменно-паровой газификацией низкосортных углей выше, чем в традиционных методах его производства. Показано, что экономическая эффективность получения синтез-газа плазменно-паровой газификацией низкосортных углей выше, чем в традиционных методах его производства. Использование ПТС для производства высококалорийного синтез-газа из низкосортных углей позволит получать метанол на 47,3 % дешевле, а водород - на 42,5%, по сравнению с традиционными технологиями их производства. Применение ПТС позволит также снизить затраты на восстановление железорудных окатышей на 40 % при замещении металлургического кокса синтез-газом, получаемым плазменной паровой газификацией некоксующихся углей.
В Выводах сформулированы основные результаты диссертационной работы.
В приложениях приводятся Акты промышленных испытаний ПТС, Акты использования результатов работы и Экспертное заключение по проекту оснащения ПТС котлоагрегатов, подтверждающие научно-практическую ценность и техническую реализуемость исследованных плазменных технологий.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 250 работ (28. 86, 88, 137, 187, 219. 221, 222, 230, 235 - 275, 280 - 286, 291 - 300, 305, 308, 310. 311, 342 -357, 359, 362 - 365, 368, 378, 379, 437-582, 585, 586, 599, 600-606]. в том числе: монографий - 2; в журналах и изданиях с импакт-фактором - 19; в журналах и изданиях входящих в Перечень ВАК РФ - 41;
27
патентов - 14; в иностранных журналах и изданиях - 13; в других рецензируемых изданиях, не вошедших в Перечень ВЛК - 29; в сборниках научных трудов - 5; в материалах международных симпозиумов и конференций - 147. Индекс цитирования по данным агентства Thomson Reuters на май 2011 г. составил 58 (индекс Хирша - 5). В автореферате приведен список наиболее значимых работ по теме диссертации - 68 наименований.
Апробация результатов работы
Основные результаты исследований и положения диссертации докладывались на 71 Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях и симпозиумах: научно-практической конференции «Эффективность сжигания низкосортных донецких углей в энергетических котлах» (Горловка, Украина - 1987); V Всесоюзном совещании «Плазменные процессы в металлургии и технологии неорганических материалов» (Москва - 1988); XI Всесоюзной конференции по генераторам низкотемпературной плазмы (Новосибирск - 1989); Всесоюзной научно-технической конференции
«Математическое моделирование в энергетике» (Киев, Украина - 1990); 1, 2 - 6 Международных симпозиумах по теоретической и прикладной илазмохимии (Рига, Литва
- 1991, Иваново - 1995, 2005, 2008, 2011); International Symposium on Electrical Contacts, Theory and Applications (Almaty, Kazakhstan - 1993); Научно-практической и методической конференции, посвященной 30-летию АГИ (Алма-Ата, Казахстан - 1996); Международной конференции «Физика плазмы и плазменные технологии» (Минск, Беларусь - 1997); VI International Conference on Plasma Physics and Plasma Technology (Minsk, Belarus - 2009); I - VI Международных Симпозиумах «Горение и плазмохимия» (Алма-Ата, Казахстан - 2001, 2003, 2005, 2007, 2009, 2011); I! - VI Международных симпозиумах «Физика и химия углеродных материалов» (Алма-Ата, Казахстан - 2002, 2004, 2006, 2008, 2010); III Международной научно-технической конференции (Улан-Удэ
- 2000); I Всероссийской конференции «Прикладные аспекты химии высоких энергий» (Москва - 2001); Международной конференции «Современные проблемы механики» (Алма-Ата, Казахстан - 2001); 3-7 Международных научных конференциях «Современные достижения физики и фундаментальное физическое образование» (Алма-Ата - 2003, 2005, 2007, 2009, 2011); VI-VIII International Conference on Technologies and Combustion for a Clean Environment “Clean Air” (Portugal: Porto - 2001, Lisbon - 2003, 2005); International Conference on Physics of Low Temperature Plasma (Kiev, Ukrain - 2003); Joint International Plasma Symposium of 6th APCPST, 15th SPSM, OS 2002 & 11th KAPRA (Jeju Island, Korea - 2002); 28, 31 International Technical Conference on Coal Utilization & Fuel Systems (Florida, USA - 2003, 2006); 2 научной школе-конференции «Актуальные
28
вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (Алушта, Украина - 2004); I научно-практической конференции «Угольная теплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития» (Алушта, Украина - 2004); 30, 31 International Symposium on Combustion (Chicago, USA - 2004, Heidelberg, Germany - 2006); 7, 10 International Symposium on Combustion and Energy Utilisation (Hong Kong - 2004, Mugla, Turkey - 2010, Coimbra, Portugal, 2012); 24th Symposium on Plasma Physics and Technology (Prague, Czech Republic -
2010); 17, 18, 20 International Symposium on Plasma Chemistry (Toronto, Canada - 2005, Kyoto, Japan - 2007, Philadelphia, USA - 2011); 2-4 International Workshop and Exhibition on Plasma Assisted Combustion (IWEPAC) (USA: Falls Church - 2006, 2007, 2008); 31, 35 European Physical Society Conference on Plasma Physics (London, UK - 2004, Hersonissos, Crete, Greece - 2008); 2007 International Autumn Seminar on Propellants, Explosives and Pyrotechnics (Xi’an, Shaanxi, China - 2007); Symposium “Power Plants 2008” (Vmjacka Banja, Serbia - 2008); 2 International Conference on Environmental Management, Engineering, Planing and Economics (CEMEPE) and SECOTOX Conference (Serbia - 2009); ENERGETIKA 2009, sa medunarodnim uCcScem (Serbia - 2009); Международной научно-технической конференции Энергоэффективность 2009, 2012 (Краков, Польша - 2009, Санкт-Петербург, Россия - 2012); VI и VII Всероссийских конференциях с Между на родным участием «Горение твердого топлива» (Новосибирск - 2006, 2009); International Conference on Energy Systems and Technologies: ICEST 2011 (Cairo, Egypt -
2011); International Conference on Coal Science and Technology (1CCS&T 2011) (Oviedo, Spain-2011); ASME Turbo Expo 2012 (Copenhagen, Denmark - 2012).
Личный вклад автора заключается в выборе основного научного направления и разработке методов исследования ПТС, включая метод комплексного расчета топок котлоагрегатов, оснащенных ПТС, методику ступенчатого расчета ПТС для ЭТХПТ, метод определения энергетической эффективности процесса ЭТХПТ и плазменной газификации угля. Автором выполнена верификация трехмерной математической модели Cinar ICE на примере расчета горения пылеугольного топлива в экспериментальной цилиндрической топке, оснащенной ПТС и трехмерное моделирование горения твердого топлива в топках энергетических котлов, оснащенных ПТС. Автор принимал непосредственное участие в проектировании ПТС, проведении их стендовых и промышленных испытаний и в выполнении международных проектов, государственных программ и заданий по плазменной переработке топлив в качестве руководителя или ответственного исполнителя, а также в распространении и продвижении результатов исследований по теме диссертации на основных Международных научных форумах по горению, эффективности топливоиспользования и плазменным технологиям.
29
Глава 1 Эффективное и экологически приемлемое использование твердых
топлив
1.1 Современное состояние проблемы сжигания и переработки энергетических углей и методы повышения эффективности их использования
Поскольку объектом исследований в настоящей работе является твердое топливо, то подробно охарактеризуем его.
Уголь - самый распространенный в мире энергетический ресурс. Уголь стал первым видом ископаемого топлива, используемым человеком. По-видимому, самое первое упоминание о сжигании угля происходит из Китая около 1000 лет до нашей эры [10], тогда как в Европе, римляне и греки начали сжигать уголь примерно в 200 году до нашей эры. Торговать углем начали в Англии в 13 веке [11]. В начале 1600 годов уголь использовали язя плавления железа, а к концу' 18 века - для производства газа язя осветительных ламп [12]. Топка с цепной решеткой была изобретена в 1833 г., сжигать уголь в виде пылеугольного факела начали в ранние 1900 годы [12], эта технология интенсивно развивалась в 1920 годы, и к 1930 факельное сжигание угля стало доминирующей технологией, используемой на тепловых электростанциях ( ГЭС).
Уголь является естественным продуктом медленного разложения органических веществ, в основном растительного происхождения, в природных условиях [13]. В России и странах СНГ в зависимости от стадии метаморфизма (углефикации) различают бурые угли, каменные угли, антрациты и графиты. Интересно, что в западных странах имеет место несколько иная классификация: соответственно, лигниты, суббитуминозные угли, битуминозные угли, антрациты и графиты.
Характеристики основных типов твердых топлив, используемых при исследованиях плазменных технологий, приведены в таблице 1.1 [229, 291, 292].
Бурые угли содержат много влаги (до 43 %), и поэтому имеют низкую теплоту сгорания. Кроме того, они содержат большое количество летучих веществ (до 50 %) и образуются из отмерших органических остатков под давлением нагрузки и под действием повышенной температуры на глубинах порядка 1 километра.
Каменные угли содержат до 12 % влаги (3-4 % внутренней), поэтому имеют более высокую теплоту сгорания. Они содержат до 32 % летучих веществ, за счёт чего неплохо воспламеняются. Образуются они из бурого угля на глубинах порядка 3 километров.
Органическая масса антрацитов почти целиком (до 96%) состоит из углерода. Антрациты имеют наибольшую теплоту сгорания среди углей, но плохо воспламеняются.
30
Образуются из каменного угля при повышении давления и температуры на глубинах порядка 6 километров.
Таблица 1.1 - Теплотехнические характеристики твердых топлив
Тип угля А“ 0? (ккал/кг)
Сланец 40-50 75-80 48-50 1600-2000
Лигнит 32-40 28-35 23-27 1900-2100
Бурый 25-35 15-20 35-50 3000-3800
Каменный 5-12 20-56 15-40 4000-5000
Антрацит 5-8 25-35 4-10 4300-6200
Петрококс 1-2 2-3 3-4 8800-9700
Угольная смесь 10.4 48.5 38.2 3150
В отличие от угля, являющегося природным твердым топливом, нефтяной кокс или петрококс - искусственное твердое топливо, получаемое помимо светлых нефтепродуктов в результате переработки нефти и нефтяных песков. Петрококс представляет собой твердое топливо, состоящее из углерода, смолы и золы. Несмотря на высокую теплоту сгорания (до 9700 ккал/кг), прямое использование летрокоса затруднено из-за его низкой механической прочности и высокого содержания смол. Перспективный способ использования петрококса - его плазменная газификация в воздушной или паровой атмосфере, в результате которой из органической массы кокса вырабатывается высококалорийный синтез-газ (СО + Нг), не содержащий оксидов азота и серы.
Основными органическими химическими элементами угля являются углерод, водород, кислород, сера и азот. При этом, уголь можно представить в виде следующих составных частей: связанный углерод (С) + зольность (А1*) + летучие (У*1*) + влага (\У*‘) = 100%.
Уголь - сложное природное вещество, поэтому его свойства полностью не предсказываются теорией, а. как правило, описываются эмпирически. В настоящее время существуют отработанные методики определения теплотехнических свойств и элементарного состава углей.
Теплоту сгорания угля можно определить по известной формуле Менделеева [14]:
е; =4Д9(81С +246И -26(0 -5 )-6И/и), (М)
31
где С, И, О, 5, УГ - содержание (масс. %) в рабочей массе угля углерода, водорода, кислорода, серы и влаги соответственно.
Содержание углерода в угле возрастает с увеличением степени его метаморфизма: от 65% .тля бурых углей до 91% для антрацитов на органическую массу угля. Содержание водорода в этом ряду снижается от 8 % до 4 %, а кислорода от 30 % до 2 %. Содержание азота и серы колеблется в пределах 0,5 - 2 % и 0.5 - 3 % соответственно, а минеральных составляющих - в широких пределах от нескольких до десятков процентов.
Органическое вещество угля представлено в виде битумов, гуминовых кислот и остаточного угля. Битумы из угля могут быть извлечены путем экстракции раствор ител ям и. Гуминовые кислоты растворяются в едких щелочах. Остаточный уголь не экстрагируется и не растворяется в щелочах. Наиболее высокое содержание гуминовых кислот в бурых углях. В каменных углях они практически не содержатся.
Органические соединения углей являются в основном высокомолекулярными. Бурые угли содержат много алифатических единений; напротив, каменные угли состоят главным образом из ароматических структур, связанных в крупные молекулы. Доля ароматических атомов углерода в каменных углях увеличивается со степенью метаморфизма от 80 % у пламенных углей до 100 % у антрацита. Атомное отношение С : Н для каменных углей низкой степени метаморфизма составляет 1:1 (как у бензола и метилнафталина), для антрацитов оно увеличивается до 2:1 (как у низкомолекулярного углеводорода коронена С24Н12).
Для исследования строения углей широко применяются различные химические методы определения фенольных гидроксильных групп, эфирных связей и природы алифатических структур [15, 16, 272]. Большую информацию о строении углей можно получить при изучении легального состава продуктов гидролиза (обработка водяным паром), галогенирования (обработка галогенами), окисления и термической деструкции углей. Применяются также методы рентгеноструктурного анализа, электроннопарамагнитного резонанса (ЭПР), ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), инфракрасной спектроскопии (ИК), масс-спектроскопии и ряд других физических и физико-химических методов исследования [16]. Вплоть до последнего времени для изучения структуры углей методами ЯМР использовали жидкие фракции, полученные из угля экстракцией, пиролизом и гидрированием (обработка водородом). Эти исследования давали косвенную информацию о структуре углей. В последние годы была создана специальная апнарагура и получены спектры ЯМР Н1 и С13 твердых образцов угля. Методом ЯМР С13 для различных углей определены отношения углерода, входящего в ароматические кольца, к
32
общему углероду (Сдр/Собш), но данным спектроскопии ЯМР Н1 оценены соотношения ароматических а - и /^-алифатических водородов [14].
Для исследования твердых образцов углей, в частности определения в них гидроксидных, алифатических и ароматических атомов водорода, используется также метод ИК-спектроскопии с Фурье-преобразованием [14].
На основании проведенных исследований сформулированы следующие представления о химическом строении углей. Основная часть органической массы угля -жесткий трехмерный полимер нерегулярного строения. Кроме того, в ней содержатся подвижные мономолекулярные или малополимеризованные вещества, связанные с полимерным каркасом донорно-акцепторным взаимодействием или иммобилизованные в порах [15]. Жесткая и подвижная фазы угля построены из фрагментов, соединенных между собой алифатическими, эфирными, тиоэфирными, иминовыми мостиками.
На рис. 1.1 показана примерная структура молекулы органической массы угля [272]. На этом рисунке изображен фрагмент молекулы угля, дающий лишь некоторое представление о сложности строения угля. Таких фрагментов в реальной молекуле угля более тысячи.
Каждый фрагмент состоит из ароматического ядра и алифатической периферийной части. Количество конденсированных ароматических колеи, входящих в ядро, зависит от степени метаморфизма угля. При содержании в угле С = 78% число ароматических колец в ядре равно 2, при 82 % - 3, а при 90 % - 4, в антраците оно возрастает до 12. Ароматические кольца могут включать кислород, серу и азот. Алифатическая часть каждого фрагмента содержит короткие алифатические цени и мостики. Некоторые ароматические кольца гидрированы и образуют гидроароматическис структуры. Количество групп метила (СНз) мало но сравнению с количеством групп метилена (СН2). Последнее свидетельствует о том, что неароматические атомы С и Н содержатся в основном в гидроароматических структурах. Этиленовые двойные связи в угле полностью отсутствуют, за исключением группировок типа где Я; -
углеводородные радикалы.
Кислород входит в основном в феноловые гидроксильные, карбонильные и карбоксильные группы. Концентрация феноловых гидроксильных групп уменьшается с повышением содержания углерода угля и составляет очень малые значения даже при содержании углерода 89 %.
Сера в угле содержится обычно в виде дисульфида железа (Рс$2) (пиритная сера), сульфата железа (Ре^О.») и органической серы. Количество органической серы составляет 30-50% от общей серы. При переработке угля осуществляются сложные процессы
33
разложения пирита и органических групп с выделением в основном сероводорода (ЬЬ5). При этом, происходит взаимодействие выделившегося сероводорода с органической массой угля и компонентами золы, разнообразные реакции сероводорода с пиритом и т.д. [17].
Рисунок 1.1 - Химическая структура молекулы угля, С - 82% (СюоНтбОюОД
Азот входит только в состав органического вещества угля, в золе он не содержится. О строении структур содержащих азот, судят по составу продуктов экстракции, пиролиза, гидрирования. В жидких продуктах пиролиза угля при Т=770-1370 К имеются пиридин (СбН^Ы) и его производные, анилин (Сб^ИНг), пиррол (СД^Ы), нитрилы (ЯСЫ). карбазолы, хинолины, акридин, индол и его производные, в газообразных-аммиак (Тч1Нз), образующийся при пиролизе аминовых и замещенных аминовых групп. На основании данных по гидрированию угля делается вывод о том, что в основном азот содержится в гетероциклических кольцах или мостиках между двумя карбоциклическими кольцами [15, 16]. Выделение азотсодержащих соединений из угля начинается после образования около
10% летучих. Основное его количество содержится в ароматических кольцах и значительно меньше - в боковых цепях. Основными азотосодержащими соединениями смол пиролиза угля являются пиридины, пирролы, нитрилы, карбозолы, хинолины, индолы. Количество выделившегося азота зависит от температуры, скорости нагрева, типа угля. Так, при повышении температуры от 770 до 1170 К количество азота, выделившегося в виде летучих, увеличивается от 20 до 80% [15]. Оставшийся в коксе азот связан очень прочными связями, которые не разрываются даже при высокотемпературном пиролизе. Перевести этот азот в летучие удается лишь при полной газификации кокса водяным паром или при сжигании его в кислороде. В выделившихся при пиролизе угля летучих азот содержится в виде ЫНз, НС1М, Ы? и в соединениях, входящих в состав смол.
Важная особенность строения углей - их пористая структура. По данным работы [15] в углях имеются три типа пор: микропоры (0,0012-0,03 мкм), промежуточные поры (0,03-0,3 мкм) и макропоры (0,3-3 мкм). Микропоры имеют большую поверхность, и в них при нагреве образуется основное количество продуктов деструкции, а также диффундируют реагенты при реакциях и адсорбции. Промежуточные поры - главные каналы для выхода реагентов и продуктов в газовую фазу. Количество макропор относительно мало. Их роль сводится к эффективному уменьшению диаметра частицы, поскольку они не препятствуют свободному массомерсносу.
Несмотря на продолжительный период использования угля, последний остается топливом, которое вызывает трудности в эффективном и экологически чистом его сжигании [11]. Однако этот недостаток, вызванный сложной структурой сгроения угля и изменениями свойств от одного типа углей к другому, не препятствует активному использованию угля, благодаря следующим его преимуществам.
Уголь является универсальным топливом, поскольку его можно сжечь, подвергнуть пиролизу и ожижению, газифицировать или даже использовать в качестве сырья для химической промышленности [18]. Уголь - это топливо, удобное для добычи, транспортировки, складирования и использования, в том числе в виде пыли [19]. Его компактность и высокая плотность энергии (около 30 МДж/кг) интенсифицирует процесс горения [20]. Нет проблем протечек и разбрызгивания, связанных с другими ископаемыми топливами, в то время как взрывы и самовоспламенения не столь опасны по сравнению с мазутом или газом [21]. Повсеместная доступность и значительные запасы угля делают его цену стабильной и привлекательной [22].
Применение угля в современном мире многообразно. Его используют для получения электрической энергии (энергетический уголь), как сырье для
35
металлургической (коксующийся уголь) и химической промышленности, получения редкоземельных элементов, производства графита.
Прогнозные ресурсы угля на Земле в настоящее время составляют более 14,8 трлн. т, а мировые промышленные запасы угля - свыше 1 трлн.т, что значительно превосходит запасы и ресурсы всех других энергоносителей [23]. Мировой рынок угля более конкурентоспособен, чем нефтяной и газовый, поскольку месторождения угля имеются на всех континентах, почти во всех странах, а добыча ведется практически во всех регионах мира.
Подавляющее число долгосрочных прогнозов мирового топливного энергетического баланса (ТЭБ) подтверждают, что уголь останется наиболее значительным из доступных невозобновляемых источников энергии до 2050 года [5]. При современном уровне потребления этих запасов хватит на 250 лет. Для сравнения, природного газа хватит на 65 лет, а нефти на 45 лет. Мировое потребление угля возрастает примерно на 2 % в год и при этом цены на уголь, в отличие от нефти и газа, отличаются высокой стабильностью [5]. В таблице 1.2 по данным [5] приведен баланс мирового потребления топлив и его прогноз до 2020 г.
Таблица 1.2 - Мировой топливный баланс
Годы Толливо\ Миллион тонн условного топлива
1990 2000 2010 2020
Уголь 3142 3610 4199 5645
Нефть 4582 5455 6346 7665
Природный газ 2422 2605 2813 4035
Прочие 1767 1650 1533 1629
Итого 11913 13320 16803 21466
Как видно из таблицы 1.2, потребление угля в 2020 году может возрасти на 34 % по сравнению с 2010 г. Увеличение доли угля в топливном балансе требует в свою очередь разработки и внедрения энергетически эффективных и экологически чистых технологий его использования.
Около 75 % мировых запасов угля приходятся на страны бывшего СССР (Россия, Украина, Казахстан), США и Китай. Самыми большими запасами высококачественных коксующихся углей, а также запасами энергетических углей при весьма благоприятных горно-геологических условиях обладает Австралия.
36
Уголь является одним из основных источников электроэнергии. Более 40 % электроэнергии в мире вырабатывается на угле. Только в США установленная мощность пылеугольных ТЭС составляет 250 миллионов кВт [24]. В 2008 г. на этих ГЭС сожгли около 950 млн. т. угля, а доля угля в производстве электроэнергии достигла 57 %. В Китае ежегодно сжигают около 1,5 млрд. т. угля.
Россия - крупнейшая угольная держава и один из мировых лидеров по производству и торговле углем. В недрах России сосредоточена треть мировых ресурсов угля (173 млрд. т), и пятая часть разведанных запасов. Из них 70% приходится на запасы бурого угля. Общие кондиционные ресурсы углей России превышают 4 грлн. т, в том числе балансовые запасы промышленных категорий - около 0,2 трлн. т. В 2007 г рост добычи угля в России составил 1,4% и достиг 314.5 млн. т. За 2008 год добыча угля в России составила уже 326 млн. т, то есть увеличилась на 3,9% по сравнению с 2007 годом [25. 26]. При текущем годовом уровне добычи угля обеспеченность угольной промышленности Российской Федерации разведанными запасами составляет более 400 лет. Российские угольные месторождения достаточно доступны и их освоение при использовании современных технологий практически не имеет ограничений. При этом в России качественный энергетический уголь, в том числе и по экологическим характеристикам.
В конце 1970-х годов, когда были открыты газовые месторождения в Сибири, российское правительство взяло курс на газификацию страны, предусматривающую ориентацию на преимущественное использование в электроэнергетике природного газа. Началась так называемая "газовая пауза", т.е. переходный период, во время которою надо было обеспечить опережающий рост энергетики по сравнению с промышленностью, причем этот рост должен был состояться за счет ТЭС, работающих на газе. Программа была рассчитана на 1,5- 2 десятилетия, однако пауза затянулась. Несмотря на ежегодное увеличение объемов добычи угля, начиная с 1999 г., доля добычи угля в общем объеме добычи энергоресурсов остается незначительной. Доля угля в энергобалансе России в 2005 г. составила около 18% (среднемировой показатель - 39%), а в производстве электроэнергии - немногим более 20%. Доля угля в топливном балансе РАО ЕЭС составила в том же году 26%, а газа - 71%. В 2007 г. доля угля в топливно-энергетическом балансе России чуть выросла (до 20%). Столь низкий показатель находится за гранью энергетической безопасности страны, учитывая ее масштабы, климатические условия, географию расположения угольных месторождений. Однако в связи с существенным ростом мировых и внутренних цен на газ в последние годы, процесс вытеснения угля в энергетике РФ приостановлен. Энергетики вновь обратили своб внимание на угольные
37
ГРЭС. Российское правительство намерено уже к 2012 г. увеличить долю угля в топливном балансе тепловых электростанций до 34%. В 2007 г. была утверждена генеральная схема размещения энергообъектов в России на период до 2020 г. Согласно ей, доля станций, работающих на газе, уменьшится до 30-35%, а на угле, напротив, вырастет до 31-38%. Бще сильнее будут изменения в топливном балансе: доля газа должна быть снижена с 68% до 50-57%. Но мере перехода на уголь цена на электроэнергию не станет дороже электричества, полученного при сжигании газа, так как внутренние, до сих пор искусственно заниженные, цены на газ для электростанций в ближайшие годы неизбежно вырастут, подтягиваясь к мировым.
Также огромными запасами энергетических ресурсов, достаточных для покрытия собственных потребностей и экспорта в другие страны, как в натуральном виде, так и в виде электроэнергии обладает Казахстан. В Республике Казахстан с площадью, равной приблизительно 1,8% всей территории Земли, сконцентрировано приблизительно 0,5% мировых запасов минерального топлива, а эго соответствует приблизительно 3,3% мировых индустриальных запасов углей. По количеству добываемого угольного топлива промышленность Казахстана занимает восьмое место в мире и третье место после России и Украины среди стран СНГ. Баланс энергетических ресурсов Казахстана представлен главным образом каменными углями и в меньшей степени бурыми. Каменные угли мри соответствующей влажности беззольной массы характеризуются высшей теплотой сгорания более чем 24000 кДж/кг (5740 ккал/кг) и степенью выхода летучих до 15 %. Для бурых углей высшая теплота сгорания имеет значение менее чем 24000 кДж/кг и влажность порядка 30 - 40%. Большую часть общих угольных запасов составляют каменные угли (~ 24,3 миллиарда тонн), из которых 6,1 миллиарда тонн (приблизительно 25%) являются углями, подходящими для коксования.
В настоящее время в Казахстане разведано более чем 100 угольных депозитов с полными геологическими запасами приблизительно 176,7 миллиардов тонн. Однако наиболее изучено приблизительно 40 месторождений, с промышленной оценкой ресурсов приблизительно 34,1 миллиарда тонн. Основные наиболее крупные месторождения расположены в Северном и Центральном Казахстане: Караганда (9,3 миллиардов тонн), Тургай (5,8 миллиардов тонн) и Экибастуз (12,5 миллиардов тонн). При этом открытым способом добычи возможно извлекать более 400 миллионов тонн угля в год. Промышленные запасы угля, подходящего для добычи открытым способом, составляют приблизительно 21 млрд. т и сконцентрированы главным образом, в Экибастузском (51%), Тургайском (26,4%), Майкубенском (8,8%) и Шубар колье ком (7%) угольных бассейнах.
38
В то же время стоит проблема ухудшения качества углей, поставляемых электростанциям. Увеличение содержания золы и влажности с соответствующим уменьшением теплоты сгорания имеют непрерывный характер. В таблице 1.3 на примере Экибастузского угля, показано изменение содержания золы и низшей теплотворной способности топлива (по данным тепловых электростанций). Такие резкие изменения характеристик топлива оказывают отрицательное влияние на работу' электростанций. Кроме того, резкое ухудшение топлива вынуждает обслуживающий персонал электростанций использовать мазут в существенных объемах для стабилизации горения пылеуголыюго факела.
Таблица 1.3 - Изменение характеристик Экибастузского угля
Год 1960 1965 1970 1975 1990 2000
Ас,% 37,4 39,9 41,3 41,7 43,8 43,8
О?, кДж/кг 17400 16900 16800 16600 16200 15900
Существующие технологии сжигания и термической переработки твердых топлив и их смесей не в полной мере удовлетворяют современным требованиям к повышению эффективности топливоиспользования и обеспечению эколого-экономических показателей энергетических объектов. Сжигание непроекгных низкосортных углей в пылеугольных котлах представляет значительные трудности, поскольку низкое качество топлив отрицательно влияет на характеристики процесса воспламенения, стабилизации горения факела и процесса выгорания топлива и, кроме того, существенно снижает эколого-экономические показатели ТЭС, вследствие выброса вредных газов (МОх, $Ох, СО) и летучей золы [27].
Ситуация обостряется в связи с тем, что снижение качества энергетических углей требует увеличения расхода мазута или природного газа на пылеугольных ТЭС для растопки котлов, подсветки факела и стабилизации выхода жидкого шлака в топках с жидким шлакоудалением [28, 29]. Например, в таких странах как Россия, Казахстан, Украина на пылеутольных ТЭС ежегодно расходуют более 15 млн. т. мазута, что экономически неэффективно.
Кроме того, продолжающийся рост мирового энергопотребления и, в первую очередь, наиболее ценных видов углеводородного топлива - нефти и газа, и наметившееся при этом истощение их ресурсов, заставляют ученых рассматривать уголь, разведанные
39
запасы которого существенно превышают запасы нефти и газа, ведущим сырьевым источником в теплоэнергетике и химической промышленности.
Резкое увеличение доли низкосортных топлив в топливно-энергетическом балансе является мировой тенденцией, наиболее проявляющейся в СНГ. Так, например, Казахстан имеет огромные запасы энергетических углей, допускающих их добычу дешевым открытым способом. Например, Экибастузский каменноугольный бассейн имеет высокую концентрацию запасов углей в пластах уникальной мощности (по бассейну в целом около 8000 млн. т), пригодных для разработки открытым способом, следовательно, низкую себестоимость угледобычи [30].
В настоящее время основным топливом многих ТЭС России и стран СНГ являются низкосортные забалластированные золой угли, добываемые открытым способом. Они обладают высокой зольностью, влажностью и низким выходом летучих. Непосредственное сжигание таких углей в существующих топочных устройствах связано со значительными трудностями из-за ухудшения воспламенения и выгорания топлива, увеличения вредных пылегазовых выбросов (золы, оксидов азота и серы).
Для улучшения воспламенения и стабилизации горения углей с низким выходом летучих и высокой зольностью в теплоэнергетике существуют традиционные методы -это повышение тонины помола (до [*90=6-8 %), высокий подогрев аэросмеси (до 410 К) и вторичного воздуха (до 673 К), подача угольной пыли высокой концентрации (до 50 кг/кг) с последующим подогревом и, наконец, совместное сжигание угля с мазутом [7]. Однако, эти методы обладают существенными недостатками [31, 32]. В частности повышение тонины помола приводит к значительному перерасходу энергозатрат на помол, что уменьшает КПД (нетто) котла. Увеличение температуры аэросмеси выше 410 К и вторичного воздуха выше 673 К невозможно из-за пожароопасности [33].
Мри мазутной стабилизации пылеугольного факела расходуются огромные количества дефицитного жидкого топлива (около 25 млн. т/год в СНГ), что составляет более 12 % от тепловой мощности пылеуг ольных ТЭС [34, 35].
Однако, использование в таких масштабах дорогостоящего, но высокосернистого мазута не решает проблему повышения эффективности топливоиспользования. При этом совместное сжигание угля и мазу та оказывает негативное воздействие на окружающую среду.
Повышение роли угля в будущем, по сравнению с нефтью и природным газом, связывают еще и с тем, что он, при более низком экологическом качестве и меньшей удельной теплоте сгорания, является богатым источником химических веществ, в том числе и минерапьных. Потенциальный спектр конечных продуктов его комплексной
40
переработки уже находит широкое применение в теплоэнергетике, металлургии, химии и строительной промышленности [29].
Разработка технологии сжигания угля имеет относительно длительную историю. Среди существующих технологий сжигания углей, факельное сжигание угольной пыли -наиболее распространено. Эта технология стала доминирующей в энергетике технологией топлнвоиспользавання [36]. Па рис. 1.2 схематически показана пылеугольная ТЭС [21].
1 - Бункер сырого угля, 2 - транспортер, 3 - котел, 4 - дымовая труба, 5 -электричество, 6 - паровая турбина. 7 - трансформаторная подстанция,8 - генератор,
9 - конденсатор, 10 - очистка воды,11 - системы утилизации юлы, 12 - пылеугольная мельница
Рисунок 1.2 - Схема производства электроэнергии из угля
Целый ряд технологий, направленных на повышение экономической и экологической эффективности угольных ТЭС, называют "чистыми угольными технологиями". Они могут быть разделены на две группы. Технологии первой группы в основном связаны с предварительной обработкой угля (например, обогащение угля) и снижением загрязняющих веществ с помощью существующих систем (например, десульфуризация дымовых газов, электрофильтры, низкоэмиссионные горелки, селективное каталитическое восстановление и т.д.). Предварительная обработка угля
41
включает также восстановление, улавливание и использование метана, получаемого при добыче угля, а также дробление, промывку, сушку угля для снижения зольности, содержания серы, влаги и минеральных веществ [21]. Десульфиризацией дымовых газов достигается снижение содержания двуокиси серы в дымовых газах до 97% [37]. После сжигания угля, оставшаяся летучая зола может быть отделена от дымовых газов с использованием электрофильтров и тканевых фильтров. Эффективность удаления золы может достигать 99% [37], а собранные частицы летучей золы могут быть использованы в технологии строительных материалов. Снижение выбросов оксидов азота (МОх) достигается посредством (1) метода повторного сжигания, (2) селективного каталитического восстановления и (3) использования низкоэмиссионных горелок. При использовании этих методов одновременно достигается сокращение выбросов ЫОх до 90% от их выбросов в процессе сжигания угля без использования специальных средств [37].
Снижение выбросов диоксида углерода при сжигании угля на традиционных ТЭС возможно достичь только путем повышения эффективности технологии сжигания. Например, повышение КПД ТЭС с 30 до 40% могло бы снизить выбросы СО? приблизительно на 25 % за счет снижения количества сжигаемого топлива на единицу вырабатываемой энергии [38]. На пылеугольных ТЭС, основанных на субкритическнх эксплуатационных параметрах парового цикла, увеличение эффективности может быть достигнуто за счет повышения критического давления и температуры пара. Однако, в данном случае ограничением является качество используемых в конструкции котла материалов [39]. Последние достижения в области высококачественных материалов (суперсплавы) сделало возможным строительство новых пылеугольных ТЭС, действующих в сверхкритических и ультра-свсрхкритичсских режимах, достигающих КПД около 45% [19]. Однако, большинство существующих установок - относительно старые [40]. В Ввропс около 63% пылеугольных ТЭС построено более 20 лег назад [41], а их КПД варьируется на уровне 33-35%, тогда как в развивающихся странах ситуация еще более тревожная, поскольку средний КПД их ТЭС - около 25% [42].
Вторая группа «чистых технологий» включает в себя спектр передовых технологий, концепция которых отличается ог принципов технологии факельного сжигания пылевидного угля. Наиболее перспективные из этих технологий - сжигание угля в циркулирующем кипящем слое под давлением и внутрицикловая газификация, которые позволяют улучшить экологические показатели ТЭС и сократить потребление мазута. Однако, в настоящее время планируется создание лишь опытных образцов нового
42
оборудования для проведения широкомасштабных испытаний, а массовая эксплуатация такого оборудования возможна лишь в более отдаленной перспективе [23, 44].
Среди методов переработки углей значительное развитие получили процессы его полной или частичной газификации. При газификации углей термохимические превращения могут охватывать не только органическую, но и минеральную их часть, в результате чего целевые продукты получают как из органической, так и из зольной массы углей [45]. Методы частичной газификации низкосортных топлив основаны на использовании полученного в ходе газификации горючего газа в качестве более высокореакционного, чем исходный уголь, топлива. В случае полной газификации углей в воздухе получают горючий газ (СО+Нг+СНд+СОг+Иг) и инертный зольный остаток с незначительным содержанием углерода. После отделения твердого остатка горючий газ можно сжигать в топках или использовать для подсветки пылеугольного факела. При паровой или парокислородной газификации из угля получают синтез-газ (СО+Н2) и инертный зольный остаток. После отделения золы синтез-газ используют в качестве экологически чистого топлива или газа-восстановителя в металлургии и для химических синтезов [46].
Способы газификации твердых топлив систематизируются по двум основным принципам: по состоянию топлива, подаваемого в газификатор, и по способу подвода энергии на осуществление процесса [46, 47].
По состоянию топлива различают три основных способа газификации твердых топлив: в неподвижном (плотном) слое - способ Лурги, в кипящем слое - способ Винклера и в потоке пылевидного топлива - способ Коперса-Тогцека. По способу подвода энергии в устройство газификации различают автотермические и аллотерм и чес кие процессы. При автотермических процессах, тепло необходимое для эндотермических превращений, получают за счет сжигания части введенного в газификатор топлива кислородсодержащими газифицирующими агентами. Примерно 35-40% угля расходуется на поддержание теплового режима. В аллотермических процессах тепло подводится извне (с помощью твердого или газообразного топлива, теплопередачей через стенку) или от внешнего источника энергии (радиационный нагреватель, электрическая дуга, лазерный источник). Принципиальные схемы устройств для трех основных типов автотерм и чес кой газификации углей показаны на рис. 1.3 [46]. Эти методы газификации широко исследованы при атмосферном давлении. Сущность этих методов (с неподвижным слоем, кипящим слоем и пылеугольным потоком) заключается в подаче угля и окислителя (воздух, кислород, пар) в газификатор, где они подвергаются термической обработке при достаточно высокой температуре (1200-1800 К), достигаемой за счет сжигания части
43
топлива [48]. При этом, в газификаторе с неподвижным слоем (рис. 1.3 а) размеры кусков угля составляют 5-50 мм, в кипящем слое (рис. 1.3 б) — 1-Змм и пылеугольном потоке (рис. 1.3 в) - частицы имеют размеры меньше 100 мкм.
а - с неподвижным (плотным) слоем; б - с кипящим слоем; в - с пылеугольным потоком; 1 - уголь; 2 - воздух или кислород; 3 - водяной пар; 4 - генераторный газ;
5 - шлак, зола
Рисунок 1.3 - Принципиальные схемы газификаторов
Кратко охарактеризуем некоторые из вышеназванных процессов.
При газификации по способу Лурги газифицирующие агенты вместе с газом проходят противотоком через загружаемое топливо. При этом летучие компоненты угля в процессе газификации не участвуют, так как их выделение из угля происходит в зоне полукоксования. Поэтому, получаемый газ обогащается метаном. Дутье -парокислородная или паровоздушная смесь. Температура процесса составляет 1273-1373 К. Давление процесса - 2-2,5 МПа.
Газификатор Лурги снабжен пароводяной рубашкой и сконструирован в виде парогенератора низкого давления. Внутри он не имеет огнеупорной футеровки. В самом газификаторе находятся следующие подвижные части: загрузочный питатель, мешалка,
вращающаяся колосниковая решетка. В газоотводном патрубке имеется, кроме тою, скребковое устройство для удаления нагара. Загрузка газогенератора твердым топливом производится периодически через систему конусных шлюзовых затворов. Шлак также периодически выгружается через шлюзовые затворы. Газ получается с содержанием метана 10- 13 %.
Получаемый по методу Лурги газ может использоваться в качестве технологического та для химических синтезов, например, по Фишеру — Тропшу (получение жидких продуктов); энергетического газа, а также для бытовых нужд.
При газификации в неподвижном слое топливо должно отвечать некоторым требованиям: оно не должно спекаться, должно быть термически прочным, температура деформации золы должна быть на 373 К выше температуры процесса.
В процессе, наряду с газом, получается также смола, фенол, бензин, содержащая N1^3 подсмольная вода.
По способу Копперса-Тотцека газификация угольной пыли идет при атмосферном давлении. В этом процессе можно использовать практически любой вид твердого топлива. Загружаемая угольная пыль, дутье и получаемый газ проходят в одном и том же направлении через газификатор. Вследствие высоких температур отсутствуют продукты пиролиза угля. При этом, стадия газификации происходит в течение одной секунды. Уголь предварительно подсушивается до влажности 1-2 % для каменного угля и до 8-10 % для бурого. Дутье - парокислородная смесь. Температура процесса 1773 К. Температура в ядре факела пламени 2273 К.
В ходе процесса получают в основном технологический газ, пригодный для получения водорода и химических синтезов (метанола, жидких продуктов и т. д.). Зола в виде жидкого шлака непрерывно стекает в водяную баню, где она гранулируется.
Газификаторы системы Копперса-Тотцека строятся двух- или четырехсекиионными. Производительность по газу составляет 50000 нм3/ч. Получаемый газ содержит большое количество оксида углерода (СО) и водорода (Н2), пригодных для синтеза метанола и других жидких углеводородов, для получения водорода, а также для использования в качестве горючего газа в промышленности и быту.
При газификации по способу Винклера газификации могут быть подвергнуты угли с высокой реакционной способностью: бурые и молодые каменные угли. Дутье - парокислородная или паро-воэдушная смесь. Требования к топливу: ограниченный диапазон зернистости топлива, так как в противном случае будет нарушаться гидродинамика кипящего слоя; топливо не должно спекаться; температура размягчения золы должна быть выше температуры кипящего слоя примерно на 373-423 К.
45