Partner serwisu

Technologie spalania węgla

Kategoria: Energetyka w chemii


    Inną charakterystyczną cechą kotłów o parametrach nadkrytycznych jest stosunkowo niewielka zależność ich sprawności od obciążenia, zwłaszcza na blokach pracujących z ciśnieniem poślizgowym.
    W dziedzinie konstrukcji kotłów o parametrach nadkrytycznych od początku przodownictwo objęła firma Babcock & Wilcox (B&W), która w 1957 r. wybudowała pierwszą w świecie jednostkę tego typu, o mocy 125 MW, w amerykańskiej elektrowni Philo. Dominującą pozycję B&W utrzymuje do dziś, a jej kotły o mocy 1300 MW są obecnie największymi urządzeniami tego typu na świecie. Firma prowadzi kosztowne prace badawczo-rozwojowe nowych konstrukcji tych kotłów. Z udziałem Departamentu Energetyki USA Babcock & Wilcox realizuje m.in. badania odporności różnych materiałów przegrzewaczy na wpływ węgla o wysokiej zawartości siarki i popiołu. W ramach testów przebadano, w warunkach eksploatacyjnych, przydatność dwunastu stopów do zastosowania w różnych temperaturach przyszłych kotłów o parametrach nadkrytycznych.
    Europejskie osiągnięcia w zakresie konstrukcji kotłów o parametrach nadkrytycznych najlepiej reprezentuje niemiecka elektrownia opalana węglem brunatnym - Schwarze Pumpe 2 x 800 MW. Mimo bardzo zróżnicowanej i najczęściej niskiej jakości paliwa (wilgotność 20-60%, zawartość popiołu 4-50%) bloki z kotłami produkcji GEC Alstom uzyskały bardzo korzystne wyniki, które sprawiły, że z uciążliwego dla otoczenia zakładu elektrownia – po modernizacji – awansowała do grona producentów „zielonej energii”.
    Natomiast w Stanach Zjednoczonych odnotowano godne uwagi osiągnięcie elektrowni Ameren UE’s Sioux pod względem długości czasu pracy kotła o parametrach nadkrytycznych. W kwietniu 2011 r., po 246 dniach nieprzerwanej pracy, odstawiono do planowego remontu blok nr 2 o mocy 500 MW. Kotły tej elektrowni wyposażone są w 10 palników cyklonowych o średnicy ok. 3 m, w których odbywa się spalanie rozdrobnionego węgla z dodatkiem innych paliw, takich jak koks naftowy, rozdrobnione opony itd. Ten rekordowy wynik przekonywująco dowodzi, że dawne problemy z awaryjnością kotłów o parametrach nadkrytycznych energetyka ma już definitywnie za sobą.
    W kotłach energetycznych można spalać paliwa stałe, ciekłe i gazowe. Dla nas najważniejsze są paliwa stałe – węgiel kamienny, węgiel brunatny, węgiel z domieszką biomasy i inne odpady. Paliwa te muszą być rozdrobnione do 200 μm. Pył jest wtryskiwany do paleniska z powietrzem i porusza się w strumieniu powietrza z małą prędkością względną, co powoduje utrudnienie dostępu tlenu, który dochodzi do ziarna w wyniku dyfuzji. Palenisko pyłowe charakteryzuje się małą chwilową masą paliwa i w związku z tym jest czułe na zmiany parametrów kotła, w szczególności zmiany strumienia paliwa i powietrza.

Spalanie węgla w złożu fluidalnym
    Dla zapewnienia lepszego kontaktu paliwo-tlen w instalacjach energetycznych rozwinięto technologię fluidyzacji, czyli utworzenia zawiesiny cząstek paliwa stałego w strumieniu powietrza płynącego przez ich warstwę od dołu. Dobierając prędkość przepływu do wielkości ziaren paliwa uzyskuje się dużą powierzchnię styku paliwo-tlen, a tym samym znaczne zwiększenie wydajności spalania. Fluidyzacyjne spalanie zaczęło wchodzić do energetyki w latach 60. ub. wieku w wyniku prac prowadzonych w National Coal Board (Wielka Brytania), w których odkryto zjawisko spalania w warstwie pęcherzowej (bubbling fluidized bed). Mniej więcej w tym samym czasie w Massachusets Institute of Technology (USA) odkryto zjawisko fluidyzacji w warstwie cyrkulacyjnej (Circulating Fluidized Bed - CFB). Zjawisko to było wykorzystywane najpierw w petrochemii, a dopiero w 1982 roku został zbudowany pierwszy kocioł CFB 84 MW w zakładach Vereinigte Aluminium Werke w Luenen według technologii Lurgi. W Polsce producentami kotłów fluidyzacyjnych są RAFAKO SA i Foster Wheeler Energy FAKOP w Sosnowcu. Spalanie węgla w warstwie fluidyzacyjnej jest obecnie podstawową technologią czystego spalania węgla. Korzyści z jej stosowania to:
• możliwość wykorzystania, jako paliwa, mułów popłucznych z instalacji wzbogacania węgla, przerostów węgla kamiennego, torfu, łupków bitumicznych, pozostałości z przeróbki ropy naftowej, a także odpadów komunalnych;
• proste przygotowanie paliwa do spalania oraz proste doprowadzenie paliwa do komory paleniskowej;
• znaczna (80%) redukcja emisji SO2 do atmosfery poprzez doprowadzenie do złoża związków wiążących siarkę;
• niska emisja dwutlenku azotu z uwagi na niską temperaturę złoża (850oC) i wielostopniowe spalanie;
• niska emisja węglowodorów;
• bardzo dobry współczynnik wymiany ciepła w komorze paleniskowej;
• wysoka sprawność spalania, ze względu na mieszanie turbulentne i długi czas przebywania cząstek w złożu cyrkulacyjnym, czyli lepszą wymianę ciepła i masy;
• możliwość gospodarczego wykorzystania powstających w kotłach odpadów paleniskowych;
• temperatura spalania nie przekracza temperatury mięknięcia popiołu zawartego w paliwie, co wpływa na niewielkie zabrudzenie powierzchni kotłowych;
• możliwość spalania węgla o dużej zawartości popiołu.
Wynika to stąd, że temperatura w warstwie jest niższa niż temperatura topnienia popiołu, i nie ma strat ciepła na topnienie popiołu;
• w palenisku fluidyzacyjnym możliwe jest spalanie węgla o wartości opałowej, począwszy od około 6300 kJ/kg bez odbioru ciepła z warstwy fluidalnej i od około 13000 kJ/kg przy odbiorze ciepła z warstwy fluidalnej.

Strona używa plików cookies w celu realizacji usług i zgodnie z Polityką Plików Cookies. OK, AKCEPTUJĘ