Термическая подготовка углей в термоциклонных предтопках

В России разработана и внедрена технология предварительной термической подготовки углей в термоциклонных предтопках (ТЦП). На рисунке.6.1. приведена конструктивно-компоновочная схема ТЦП. В работе /1/ достаточно подробно рассмотрено применение технологии термоподготовки углей в ТПЦ для некоторых ТЭЦ г. Новосибирска.

Термоподготовка топлива в термоциклонных предтопках позволяет путем предварительной частичной газификации угля получить высокореакционную газовзвесь, легковоспламеняющуюся и эффективно горящую в топке котлоагрегата. Эта технология термоподготовки позволяет обеспечить: снижение выбросов оксидов азота на 30–50 %; повысить к.п.д. топочной камеры котла на 1–3% при сжигании низкореакционных топлив.

Сущность технологии заключается в установке у топки котлоагрегата одного или нескольких цилиндрических предтопков, через которые пропускается поток низкореакционного топлива в виде угольной пыли.

Этот поток пыли с воздухом при тангенциальном вводе в цилиндр образует устойчивый вихрь, обтекающий по спирали внутреннюю стенку цилиндра. В центральную часть цилиндра аксиально вводится поток инициирующего высокореакционного топлива с воздухом, расход которого достаточен только для сжигания инициирующего топлива. Выделившееся при сгорании инициирующего топлива тепло прогревает угольно-пылевой вихрь до температуры 800–1000 ^оС, при которой производится частичная газификация топлива.

Продукты газификации и высокореакционные активные частицы твердого топлива, прошедшие термоподготовку, продкты сгорания инициирующего топлива выводятся из предтопка и поступают в топочную камеру котельного агрегата, где осуществляется их сжигание.

Эта технология может быть реализована в различных вариантах в зависимости от вида основного и инициирующего топлива. Обычно в качестве инициирующего топлива используют природный газ, мазут или высокореакционные угли, например, канско-ачинские. Технология термоподготовки в термоциклонных предтопках прошла апробирование на Мироновской ГРЭС на котле ТП-230-3, что показало высокую её эффективность – повышение полноты сгорания низкореакционного угля на 20%, что сокращает расход мазута на половину.

На Рязанской ГРЭС (котел П-59) были проведены испытания термоциклонного предтопка с целью оптимизации конструктивных и режимных параметров установки термической подготовки. В качестве основного топлива в предтопке использовался подмосковный бурый уголь, в качестве инициирующего топлива – мазут М 100.

Данная технология испытана на некоторых Новосибирских ТЭЦ. Была изучена возможность применения этой технологии для котлов ПК-10,ТП-9, ТП-170 и ТП-81,в которых сжигается кузнецкий каменный уголь марок Т и СС и окисленный. Для котлов ПК-10 и ТП-9 из-за отсутствия природного газа в качестве инициирующего топлива предлагается использовать канско-ачинский уголь. Для всех перечисленных котельных агрегатов получены удовлетворительные результаты, свидетельствующие о снижении выбросов оксидов азота и повышении экономичности их эксплуатации.

Основными недостатками технологии с ТЦП являются:

– усложнение системы подготовки топлива к сжиганию;

– необходимость создания двух потоков топлива (рабочего и инициирующего);

– организация дополнительного паровоздушного дутья.

– затраты на термоподготовку с ТЦП сопоставимы с затратами в системе серо и азотоочистки для традиционных энергоблоков, которые, как известно, являются очень дорогостоящими.

По нашему мнению термоподготовка в ТЦП будет экономически оправдана при сжигании малореакционных твёрдых топлив, когда действительно необходимо применение высокореакционного инициирующего топлива, каковым может прекрасно служить угли Канско-Ачинского бассейна.

Рис. 6.1. Конструктивно-компоновочная схема термоциклонного предтопка (ТПЦ) горизонтального (а) и вертикального (б) исполнения

Разработки ЭНИНа

На рисунке 6.2. представлена одна из принципиальных технологических схем термической подготовки углей при его комплексном использовании на современных ТЭС, разработанные в Энергетическом институте им. Г.М Кржижановского (ЭНИН).

Не представляется возможным, по условиям взрывобезопасности, транспортировка горячего полукокса к горелкам котлов, которые будут расположены на приличном от пиролизных установок расстоянии. По технологическим условиям работы горячий (660^оС) полукокс имеет очень грубый помол, и его требуется домолоть на мельницах ТЭС, что также взрывоопасно.

Рис. 6.2. Принципиальная схема комплексного использования топлива на электростанции в аппаратурном оформлении ЭНИН: 1 – бункер сырого топлива; 2 – углеразмольная мельница; 3 – циклон сухой пыли; 4 – реторта нагрева топливной пыли; 5 – циклон горячей топливной пыли; 6 – камера смешения горячей пыли с теплоносителем; 7 – реактор-пиролизер; 8 – циклон горячего кокса; 9 – технологическая топка; 10 – котел

Схема с комбинированным теплоносителем (ЭТХ) отработана на опытно-промышленных установках Калининской ТЭЦ и Красноярском заводе Сибэлектросталь. Схема термоконтактного коксования углей (ТККУ) отработана на опытно-промышленной установке производительностью 6 т/ч в г. Екатеринбурге. Вместе с тем был и неудачный опыт эксплуатации на Красноярской ТЭЦ-2 на ЭТХ производительностью по углю 175 т/ч (рис. 6.3). Влажный уголь дробится в дробильных установках. Затем размалывается в мельницах и одновременно подсушивается дымовыми газами. Пылегазовая смесь из мельниц отсасывается в циклоны, где сухая угольная пыль отделяется от дымовых газов и направляется в реторту нагрева. В реторте угольная пыль смешивается с дымовыми газами из технологической топки, в результате чего нагревается до температуры 520–570 К. Образовавшаяся пылегазовая смесь поступает в циклон, из которого горячая угольная пыль подается в камеру смешения реактора. Низкокалорийный газ направляется в топку парогенератора. Горячий кокс поступает в реактор.

Рис. 6.3. Схема ЭНИН термической переработки угля в установке ЭТХ: MB ‑ мельничный вентилятор; ДР ‑ дробильная установка; ШМ ‑ мельница; Щ-циклон сухой пыли; Ц2 ‑ циклон горячего кокса; ЦЗ — циклон горячей угольной пыли; Ц4, Ц5 ‑ циклоны очистки парогазовой смеси; РА ‑ реактор; РН ‑ реторта нагрева; ТТ ‑ технологическая топка; ОКУ ‑ отделениеконденсации и улавливания; А77 ‑ химпродукты; ПК ‑ полукокс;

В реакторе образуется парогазовая смесь, состоящая из газа, паров смол и пирогенетической воды и полукокса. Парогазовая смесь направляется в отделение газоочистки и конденсации. В результате получается газ, содержащий примерно поровну СО, СН4, Н₂ около 12 % СО₂, остальное ‑ балласт и смолы. При пиролизе КАУ выход смолы может быть доведен по потенциальной теплоте угля до 30–40 %. Процесс в реакторе протекает при атмосферном давлении. Подогрев твердого теплоносителя (пылевидного кокса данного топлива) до температуры 900–1200 К осуществляется в технологической топке за счет его частичного сжигания в потоке воздуха. По-видимому, неудачный опыт эксплуатации объясняется' в немалой степени тем, что потребителю отпускалось сразу несколько различных энергопродуктов: 68,5 т/ч осмоленного полукокса с теплотой сгорания 27,8 МДж/кг, смолы 2,9 т/ч с теплотой сгорания 40 МДж/кг и 18,4 тыс. м³ газа в час с теплотой сгорания 20 МДж/кг. Сжигание этого полукокса в топках котла БКЗ-320-140 показало, что содержание оксидов азота в уходящих газах уменьшается примерно в 2 раза по сравнению с работой парогенератора на рядовых КАУ. Проблемы сероочистки уходящих газов остались, так как при пиролизе КАУ 80 % исходной серы угля переходит вполукокс. Не решены проблемы очистки фенольной (надсмольной) воды, брикетирования полукокса, переработки смолы. Барнаульский котельный завод разработал парогенератор БКЗ-420-140 ЛТ, предназначенный для совместного сжигания ирша-бородинского угля, смолы и газа, полученных в ЭТХ-175. Однако сжигание фенольных вод в количестве 7,5 т/ч, по данным ВТИ, неэкологично.

Уральским отделением ВНИПИЭнергопром разработано технико-экономическое обоснование строительства установки коксования углей в кипящем слое (ТККУ-140).

Схема энергоблока на базе ТККУ-300 приведена на рис. 6.4. Измельченный уголь подается в аэрофонтанную сушилку, в которой подсушивается горячими дымовыми газами, поступающими из коксонагревателя. Высушенный уголь направляется в теплообменник-адсорбер, а затем подается в реактор. В реакторе уголь смешивается с горячим коксом, поступающим по трубопроводу из коксонагревателя. В результате уголь нагревается до реакционной температуры и разлагается с образованием парогазовых продуктов и кокса. Избыточный кокс накапливается в коксонагревателе и выводится из него через коксоохладитель. Нагрев твердого теплоносителя производится в коксонагревателе за счет тепла, выделяющегося при частичном сжигании кокса в кипящем слое. Парогазовая смесь очищается в циклонах, расположенных внутри реактора и отводится в теплообменник-адсорбер. При этом частицы угля адсорбируют тяжелую фракцию смолы. После очистки парогазовая смесь поступает в отделение конденсации и улавливания. Температура в коксонагревателе регулируется количеством подаваемого воздуха, а температура в реакторе – интенсивностью циркуляции кокса. Движение кокса осуществляется за счет разности давления в подающих и отводящих коксопроводах, поддерживаемого соответствующим расходом газа. Для обеспечения производительности парогенератора необходимо сжигать кроме пылевидного коксика и пиролизного газа еще 53 % мелкозернистого коксика. Электрическая мощность энергоблока (нетто) 282,8 МВт. Внешнему потребителю отпускается: 39,7 т/ч мелкозернистою коксика; 7,9 т/ч смолы; 1 т/ч газового бензина. Эксергетический КПД ‑ 49,8 %.

Рис. 6.4. Схема энергоблока на основе термоконтактного коксования углей: АС‑ аэрофонтанная сушилка; Ц ‑ циклон; ТА ‑ теплообменник-адсорбер; РА ‑ реактор; ЭФ ‑ электрофильтр; КН ‑ коксонагреватель; КО ‑ коксоохлади гель; ОКУ- отделение конденсации и улавливания; МК ‑ мелкозернистый кокс; ГБ ‑ газовый бензин; ЛС, ТС ‑ легкая и тяжелая смолы

Получаемый в ТККУ пирогаз и легкие смолы являются хорошим топливом для газовых турбин и позволяют создавать на базе ТККУ парогазовые энерготехнологические блоки.

В камере сгорания газовой турбины сжигаются очищенный пиролизный газ и смола. Кокс, угольная пыль, полукокс сжигаются в топке низконапорного парогенератора, куда подаются в качестве окислителя выхлопные газы ГТУ.

Распространенные в настоящее время установки термической газификации угля не удовлетворяют в полной мере требованиям, предъявляемым к экологически чистым процессам. Основными из этих требований являются:

· нагрев топлива со скоростью 103–104 К/с при размерах частичек топлива менее 250 мкм;

· конечная температура 800–900 °С и выше (повышение температуры интенсифицирует разложение органической части топлива);

· время реакции 103–104 с (с показателем в высокотемпературных процессах при 600 °С и выше тесно связано наличие канцерогенных веществ в конечных продуктах; увеличение времени реакции снижает выход бенз(а)пирена, наиболее опасной составляющей пиролиза);

· возможность ввода пара и других добавок для регулирования выхода и состава продуктов.

За рубежом активно разрабатываются установки и технологии второго поколения. Однако все они находятся пока на стадии опытных и опытно-промышленных исследований. Высокая степень газификации углерода может быть получена в плазменном процессе (в плазме водяного пара). Однако при этом требуются большие затраты электроэнергии.

Анализ предлагаемых технологий, разработанных в ЭНИНе, имеет целый ряд недоработок, которые в настоящее время не позволят их применить для ТЭС. В связи с этим требуется разработка таких технологических схем и устройств, термическую подготовку в которых можно было проводить непосредственно в условиях действующей тепловой электростанции.

Разработки СибВТИ

В России с разной степенью готовности реализуются проекты программы «Экологически чистая энергетика», которые в той или иной мере базируются на названных выше перспективных технологиях.

Так для использования канско-ачинских углей в СибВТИ подготовлен проект ГРЭС мощностью 6,4 ГВт с восьмью паротурбинными энергоблоками по 800 МВт с котлоагрегатами уменьшенных габаритов, рассчитанными на трехступенчатое сжигание пыли с предварительной подсушкой топлива и термической подготовкой угольной пыли, с установкой тканевых фильтров.

Рис. 6.5. Технологическая схема экологически чистого паротурбинногоблока 800 МВт на канско-ачинских углях: 1 – бункер сырого угля;2 – газовая сушилка; 3 – питатель; 4 – мельница; 5 – пылеконцентратор; б – пыле-газоподогреватель; 7 – котел; 8 – горелка; 9 – воздухоподогреватель; 10 – тканевыйфильтр; 11 – дымосос; 12 – золоконцентратор

СибВТИ совместно с ОАО «Сибэнергомаш» выполнен рабочий проект котельной установки Е-500-13,8-560 ВТ для энергоблока № 2 Минусинской ТЭЦ, на которой в условиях эксплуатации будут проверены основные технические решения, заложенные в проект экологически чистой ГРЭС на березовских углях (Березовская ГРЭС) с модернизированными котлами П-67.

Рис. 6.6. Схема системы пылеприготовления с установкой высокотем­пературного подогрева пыли (котел П-67): 1 - бункер сырого угля; 2 – питатель сырого угля; 3 – мельница-вентилятор MB 3400; 4 – пылеконцентратор; 5 – пылеподогреватель; б – муфельная горелка; 7 – циклон; 8 – топка; I – топливо; II – аэросмесь (концентрированный поток); III – аэросмесь (слабозапыленный поток); IV – горячий воздух; V – дымовые газы

Принцип работы схемы системы подготовки к сжиганию угля применительно к котлу П-67, оборудованному пылесистемой прямого вдувания с газовой сушкой и размолом угля в мельницах-вентиляторах (рис. 6.6) заключается в следующем: сырой уголь на бункере подается питателем в газозаборную шахту, где подсушивается топочными газами с температурой 590–645 °С. Далее топливо движется в мельницу-вентилятор для дальнейшей сушки и размола, затем через сепаратор аэросмесь поступает в пылеконцентратор (ПК), где происходит разделение потока на концентрированный и слабозапыленный потоки.

Сбросный слабозапыленный поток с параметрами (g_cбp=0,2) разделяется на четыре яруса горелок и подается в топку котла. Распределение сбросного потока по ярусам горелок в предлагаемой конструкции ПК осуществляется, как в центробежном пыледелителе; разница заключается лишь в том, что большая доля пыли отбирается в основной поток. Часть основного потока (g_осн=0,8) направляется в циклон (g_ц=0,141), отделившаяся в циклоне угольная пыль поступает в муфельную горелку, где, смешиваясь с горячим воздухом, воспламеняется от электрозапального устройства, а обеспыленные газы сбрасываются в газозаборную шахту. Тепло, выделившееся при сгорании пыли в муфеле, используется для термической обработки основного потока, поступающего в пылеподогреватель (g_пп=0,659), который выполнен в виде экранированного канала, примыкающего к топке котла. Температура подогрева пылевзвеси на выходе из подогревателя регулируется изменением расхода горячего воздуха.