kotły fluidalne
CWF JEA, Jacksonville,
Floryda, USA Blok 1–2 Moc bloku [MWe] 235 262 300
Przepływ pary świeżej [kg/s] 185,4 200 252
Ciśnienie pary wysokoprężnej na
wlocie do turbiny [MPa] 13,17 16,65 17,2
Temperatura pary wysokoprężnej na
wlocie do turbiny [°C] 540 565 540
Temperatura pary wtórnie
przegrzanej [°C] 540 565 540
Przepływ pary przegrzewu [kg/s] 165,5 182 224
Ciśnienie pary do wtórnego
prze-grzewu [MPa] 2,8 4,2 3,77
Temperatura końcowa wody
zasilającej [°C] 242,6 250
-Temperatura wylotowa spalin [°C] 157 138
-Do standardowych jednostek nowej generacji oferowanych obecnie na ryn-ku należy zaliczyć również bloki o mocy 400–500 MWe z kotłami fluidalnymi ze złożem cyrkulacyjnym typu COMPACT na parametry nadkrytyczne o sprawności netto obiegu do 45%. Maksymalnie dostępnymi rozwiązaniami w zakresie techno-logii fluidalnej w perspektywie lat 2010–2015 są bloki o mocy 600–800 MWe z ko-tłem z warstwą cyrkulacyjną typu COMPACT na parametry nadkrytyczne. Badania
157 KOTŁY FLUIDALNE
nad rozwojem koncepcji kotłów CWF na parametry nadkrytyczne dla tego typów bloków prowadzone są od kilku lat przez Foster Wheeler oraz GEC Alsthom Stain Industrie. Prace innowacyjne w zakresie technologii fluidalnej zmierzają w dwóch kierunkach. Pierwszy z nich to kolejny etap rozwoju bloków o mocy 800 MWe z ko-tłami fluidalnymi CWF typu COMPACT II-giej generacji, które charakteryzują się temperaturą pary wysokoprężnej na wlocie do turbiny 700oC oraz ciśnieniem tej-że pary 36,5 MPa [27, 28].
Drugi kierunek związany jest z koncepcją prowadzenia procesu fluidalnego spalania w atmosferze wzbogaconej tlenem. Realizacja tej koncepcji sprowadza się do dwóch odmiennych rozwiązań technicznych, tj. wzbogacania tlenem tra-dycyjnie doprowadzanego powietrza atmosferycznego, bądź recyrkulację gazów spalinowych (o znacznie podwyższonym udziale CO2) z domieszką czystego tle-nu. Zastosowanie atmosfery niekonwencjonalnej o podwyższonym udziale tlenu i dwutlenku węgla podczas spalania jest zagadnieniem nowym i bardzo interesu-jącym z punktu widzenia sprawności i emisji. Spalanie węgla w procesie recyrku-lacji z mieszaniną O2 i CO2 pozwala bowiem w tani sposób usuwać i magazyno-wać lub zagospodaromagazyno-wać CO2 ze spalin, co wiąże się z redukcją objętości spalin i z mniejszą objętością gazu inertnego (głównie udziału CO2 kosztem obniżenia udziału N2 w spalinach). Redukcja objętości spalin pozwala obniżyć straty wylo-towe w kotle, co skutkuje wzrostem sprawności bloku i niższymi kosztami ponie-sionymi na oczyszczanie spalin. Porównując spalanie węgla w atmosferze powie-trza z procesem prowadzonym w warunkach modyfikacji gazu doprowadzonego do komory paleniskowej można oczekiwać następujących efektów [22]: wyższej sprawności kotła, łatwiejszego i tańszego odzysku CO2 ze spalin, zwiększenia moż-liwości kontroli temperatury warstwy w wyniku recyrkulacji CO2, obniżenia emisji NOx, wyższego stopnia konwersji sorbentów używanych do procesów odsiarcza-nia. Realizowane przez firmę Foster Wheeler etapy rozwoju tej koncepcji są nastę-pujące [29]:
pilotażowa jednostka w dużej skali (1–10 MW
• t) lata 2006–2008,
demonstracyjna jednostka w małej skali technicznej (25 MW
• e) w
USA/Eu-ropie w latach 2008–2010,
demonstracyjna jednostka w dużej skali technicznej (250 MW
• e) w
USA/Eu-ropie w latach 2010–2015,
pierwszy komercyjny blok (100–400 MW
• e) w latach 2013–2016.
Przyszłość stawia przed technologią fluidalnego spalania paliw znacznie ostrzejsze wymagania. W takim przypadku niebagatelne znaczenie ma fakt, że technologia ta może je spełnić. Realizacja procesu spalania w atmosferze wzboga-conej tlenem w warunkach cyrkulacyjnej warstwy fluidalnej komplikuje się o tyle, że gaz doprowadzany do komory paleniskowej poza funkcją utleniacza pełni tu również rolę płynu utrzymującego materiał warstwy w stanie fluidyzacji. Dopro-wadzenie do komory paleniskowej gazu o zwiększonym stężeniu tlenu obliguje do wprowadzenia odpowiednio większej ilości paliwa – w celu zachowania nad-miaru O2 w strefie spalania. To z kolei prowadzi do zwiększenia obciążenia
ciepl-158 WSPÓŁSPALANIE BIOMASY
nego komory paleniskowej. Uzyskanie warunków atmosfery wzbogaconej tlenem możliwe jest również z zachowaniem pierwotnych strumieni paliwa i tlenu, z jed-noczesnym „okrojeniem” doprowadzanego strumienia mieszanki gazowej. W tym przypadku, konieczne jest jednak zmniejszenie gabarytów komory paleniskowej, a dokładnie jej przekroju poprzecznego, w celu utrzymania odpowiedniej pręd-kości przepływu gazów przez reaktor. Takie rozwiązanie prowadzi również do zwiększenia obciążenia masowego komory spalania. Graficzną ilustrację obydwu wariantów przedstawiono na rysunku 7. Jak łatwo zauważyć, w przypadku apli-kacji atmosfery wzbogaconej tlenem w układach CWF głównym wyzwaniem bę-dzie opanowanie odbioru w jednostce czasu znacznie zwiększonej ilości ciepła. W przypadku kotłów typu CWF wskazuje się przede wszystkim na istotną rolę wy-mienników ciepła typu „Intrex” w procesach wymiany ciepła i przegrzewie pary. Jak dotąd, słabo rozpoznana jest kinetyka procesu spalania w atmosferze modyfi-kowanej tlenem. Zastosowanie metody termograwimetrycznej do analizy kinetyki procesu spalania paliw w atmosferze o podwyższonej koncentracji tlenu pozwoli-ło na zidentyfikowanie podstawowych różnic w przebiegu procesu [22].
Rys. 7. Realizacja procesu spalania w atmosferze wzbogaconej tlenem w warunkach CWF [22]
W Polsce pierwszy kocioł fluidalny z warstwą pęcherzową, spalający wyłącznie biomasę na skalę przemysłową, został oddany do eksploatacji w 1997 roku w Elek-trociepłowni „Ostrołęka A” [25] (rys. 8.). W kotle obok biomasy można spalać inne paliwa, charakterystykę których przedstawiono w tabeli 3. Kocioł powstał w niku modernizacji kotła pyłowego typu OP-100. Kocioł ten wytwarza parę z
wy-159 KOTŁY FLUIDALNE
dajnością 13 kg/s o temperaturze 450ºC i ciśnieniu 4,0 MPa. Kocioł OKF-40 został przystosowany do spalania kory drzewnej. W wyniku przeprowadzonej moderni-zacji wydajność pary została zwiększona o ponad 50%, przy zachowaniu niezmie-nionej wartości jej temperatury i ciśnienia. Wskutek zmiany paliwa zmniejszyła się ilość usuwanego popiołu. Ponadto, inwestycja ta przyczyniła się do: wzrostu sprawności spalania o 5–7%, możliwości elastycznej pracy kotła pod względem dostosowania jego obciążenia do aktualnego zapotrzebowania, możliwości spala-nia paliw niskojakościowych o zawartości wilgoci do 60%, utylizacji z bieżącej pro-dukcji kory drzewnej i likwidacji istniejącego jej składowiska oraz obniżenia kosz-tów utrzymania kotła.
Rys. 8. Kocioł fluidalny OKF-40 [25]
Tabela 3. Fizykochemiczne parametry paliw spalanych w kotle fluidalnym 40 MWt [25]
Paliwo 1 2 3 [%]4 5 6 7 [kJ/kg]8 Kora 58,64 7,50 71,93 2,83 17,74 20,24 0,014 17049 Zrębki drzewne 44,20 7,09 82,41 0,70 9,80 21,08 0,007 15886 Szlamy włókniste 61,28 8,24 62,57 22,31 6,88 16,48 0,049 12094 Bioszlam 43,71 7,42 80,76 0,63 11,19 23,31 0,046 16079 Bioszlam II 48,12 5,95 81,64 1,34 11,06 20,69 0,064 16786 Śmieci I 63,40 9,84 78,37 3,72 8,07 21,23 0,040 14611 Śmieci II 60,13 10,67 81,50 2,20 5,64 24,18 0,043 15345
1 – wilgoć przemijająca, 2 – wilgoć higroskopijna, 3 – zawartość części lotnych, 4 – zawartość popiołu, 5 – zawar-tość substancji organicznych, 6 – całkowita zawarzawar-tość węgla, 7 – zawarzawar-tość siarki, 8 – ciepło spalania [kJ/kg]
160 WSPÓŁSPALANIE BIOMASY
Kocioł OKF-40 umożliwia również czyste spalanie, które koresponduje z wy-maganiami ochrony środowiska. Jego eksploatacja przyczynia się do obniżenia emisji SO2 o 280 Mg/rok, NOx o 100 Mg/rok, CO2 z paliw kopalnych o 46 Gg/rok oraz zużycia węgla kamiennego o 23 Gg/rok [30, 31].