Charakterystyka poziomu emisji zanieczyszczeń gazowych podczas

 Maciej KOMOROWSKI, Maciej NALEWAJKA
Politechnika Częstochowska
Charakterystyka poziomu emisji zanieczyszczeń gazowych
podczas spalania biomasy w cyrkulacyjnej warstwie fluidalnej
Streszczenie
Artykuł dotyczy problematyki spalania różnego rodzaju biomasy w cyrkulacyjnej
warstwie fluidalnej (CWF) w aspekcie poziomu emisji zanieczyszczeń gazowych.
Proces spalania biomasy został przeprowadzony na stanowisku badawczym o mocy
100kWt. W badaniach eksperymentalnych zostało wykorzystanych kilka rodzajów
mieszanek biomasy, przygotowanych w różnych proporcjach masowych. Pelet z
drzewa oraz słomy były podstawowymi substratami mieszanek paliwowych
wykorzystanych w badaniach doświadczalnych. Do mieszanek paliwowych dodawany
był również kaolin, popiół denny z bloku pyłowego Elektrowni Połaniec w celu
usuwania chloru i podwyższenia temperatury topnienia popiołu. W trakcie spalania
różnego rodzaju mieszanek biomasy zostały zarejestrowane poziomy emisji
zanieczyszczeń gazowych (tj. CO2, SO2, CO, NO) oraz zawartość wilgoci w gazach
spalinowych. Spalanie biomasy w komorze paleniskowej odbywało się w zakresie
temperatury 800o ÷ 850oC, przy podawaniu powietrza wtórnego do komory fluidalnej.
Regulacja temperatury w komorze paleniskowej odbywała się poprzez sterowanie
obrotami podajnika (ślimakowego) paliwa. Na podstawie zarejestrowanych pomiarów
została przeprowadzona analiza porównawcza w zakresie poziomów emisji
zanieczyszczeń gazowych.
Słowa kluczowe: biomasa, stężenie zanieczyszczeń gazowych, cyrkulacyjna warstwa
fluidalna.
1. Wstęp
Zgodnie z Protokołem z Kyoto, który wszedł w życie 16 lutego 2005, kraje
uprzemysłowione będące sygnatariuszami Protokołu, zgodziły sie na redukcje emisji pakietu
gazów cieplarnianych (dwutlenku węgla, metanu, tlenku azotu, sześciofluorek siarki) o 5,2%
w porównaniu do poziomu emisji z 1990 roku. Unia Europejska zgodziła sie na redukcje
swojej emisji o 8%, a inne kraje tj. USA o 7%, Japonia o 6%, Rosja o 0%. Protokół dopuścił
wzrost emisji gazów cieplarnianych o 8% dla Australii i 10% dla Islandii. Porównanie
struktury zużycia różnych nośników energii w ciągu roku w latach 1999-2020 zostało
przedstawione na rysunku 1 oraz rysunku 2 [7]. Na podstawie danych zamieszczonych w
pracy [7] przewiduje się że zużycie paliw kopalnych wzrośnie z poziomu 85% w roku 1999,
co odpowiada 403 EJ/rok do 87% w roku 2020, co odpowiada 640 EJ/rok.
Rys.1. Porównanie struktury zużycia różnych nośników energii w ciągu roku w roku 1999 [7]
Rys.2. Porównanie struktury zużycia różnych nośników energii w ciągu roku w roku 2020 [7]
Przewiduje się, że będzie konieczność redukcji gazów cieplarnianych o więcej niż 60% do
roku 2100, w celu stabilizacji poziomu stężenia CO2 na poziomie nie większym niż 50% w
stosunku do poziomu obecnego [4]. Wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii
takich jak: biomasa, energia wiatru, słońca, wodna i geotermalna to technologie zero emisyjne
(tylko, jeśli nie bierzemy pod uwagę konsumpcji energii w celu wytworzenia takich instalacji
lub/i wyprodukowania biomasy). Głównymi minusami limitującymi rozwój tego rodzaju
energii są: niska koncentracja energii, wysokie koszty, nieregularna dostępność oraz
ograniczenia terenów dostępnych do produkcji biomasy. Wzrost wykorzystania energetyki
jądrowej do produkcji energii jest także sposobem na redukcje globalnej emisji CO2.
Zasoby odnawialnych źródeł energii są na tyle duże, że byłyby w stanie zaspokoić
całkowicie światowe zapotrzebowanie na energię elektryczną. Odnawialne źródła energii
pomimo dużej skali potencjału, mają mały udział w światowej produkcji energii. Biomasa jest
trzecim, co do wielkości odnawialnym źródłem energii. Do biomasy zaliczane są wszystkie
roślinne i zwierzęce substancje organiczne, a także wszystkie substancje powstałe w wyniku
przeróbki tych substancji. Biomasa jest paliwem przyjaznym środowisku, ponieważ cały CO2
emitowany podczas spalania biomasy jest przez nią wcześniej pobierany z atmosfery w
trakcie wzrostu. Roczna produkcja suchej masy organicznej powstałej w wyniku wegetacji
roślin szacowana jest na 150 – 200 mld ton [7]. Podczas spalania biomasy nie powstaje CH4,
który byłby emitowany podczas jej składowania na składowiskach odpadów. Unikniecie
emisji CH4 jest bardzo korzystne, ponieważ gaz ten ma 21-krotnie silniejsze oddziaływanie na
intensyfikację efektu cieplarnianego w odróżnieniu od CO2 [6]. Przy spalaniu biomasy
następuje również redukcja emisji SO2, ponieważ biomasa nie zawiera lub w większości
zawiera śladowe ilości siarki. Drewno, jako przykład biomasy, zawiera masowo znacznie
mniejsze ilości N2 w porównaniu z węglem. Co więcej, podczas odgazowania znaczne ilości
NH3 mogą być uwalniane z cząstki paliwa stałego, co prowadzi do redukcji NO do N2 i jest
źródłem termicznych DeNOx.. Spalanie biomasy przyczynia się również do ograniczenia
zanieczyszczenia wody i gleby, jakie powstają podczas składowania.
Istnieje wiele kryteriów klasyfikacji biomasy, jedna z nich pozwala na pogrupowanie jej
na sześć kategorii [7]:
- odpady (odpady leśne, ścinki, kora, odpady drewna z przemysłu meblarskiego i
papierniczego)
- odpady drewnopochodne (trociny, pył szlifierski, drewno rozbiórkowe i z opakowań)
- odpady rolnicze (z upraw, produkcji żywności i hodowli zwierzęcej)
- inne odpady roślinne powstające w czasie upraw, pozyskania i przetwarzania
przemysłowego produktów (siano, kukurydza, trzcina cukrowa i bagienna, łuski, pestki,
korzenie, pozostałości przerobu owoców)
- uprawy roślin energetycznych (trawy, wierzba, topola, eukaliptus)
- inne paliwa biopochodne (papier, karton, stale odpady komunalne, śmieci, osady
ściekowe).
Głównymi składnikami biomasy są węgiel (C), wodór (H), tlen (O), azot (N), siarka (S)
oraz chlor (Cl). Skład biomasy charakteryzuje się dużą różnorodnością wynikającą z faktu, iż
zależy on np. od miejsca, w którym rosła, sposobu jej uprawy oraz nawożenia. Głównymi
składnikami formującymi popiół są: Al, Ca, Fe, K, Mg, Na, P, Si, Ti, natomiast dodatkowymi
składnikami są :As, Ba, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Mo, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn. Składniki popiołu
takie jak Ca i Mg zwykle przyczyniają się do wzrostu temperatury topnienia popiołu,
natomiast K znacząco obniża temperaturę topnienia popiołu. Punkt topnienia popiołu może
również znacząco spadać, jeżeli biomasa zawiera takie substancje jak chlorki oraz
niskotopliwe alkalia i glinokrzemiany [6]. Analizę elementarną i techniczną biomasy oraz
wybranych paliw kopalnych przedstawia tabela nr 1.
Tabela 1. Analiza elementarna i techniczna biomasy [7]
Składnik
Wilgoć
Części lotne
Popiół
C*)
H
O
Cl
N
S
K
Ca
Ciepło spalania
Gęstość
Temperatura
topliwości
*)
Jednostka
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
MJ/kg
kg/m3
˚ C
Słoma
żółta
10-20
70-80
5
45-48
5-6
36-48
0,97
0,3-0,6
0,05-0,2
1,3
0,6
17,4
100-170
Słoma
szara
10-25
70-80
3
43-48
5-6
36-48
0,14
0,3-0,6
0,05-0,2
0,7
0,1
17,4
100-170
Drewno
Bez kory
5-60
>70
0,4-0,5
48-52
6,2-6,4
38-42
0,01-0,03
0,1-0,5
<0,05
0,02-0,05
0,1-1,5
18,5-20
390-640
800-1000 800-1000 1300-1700
Analiza pierwiastka w przeliczeniu na stan suchy paliwa.
Zastosowanie biomasy, jako paliwa napotyka aktualnie na wiele problemów, z których
większość wynika z pewnych własności fizykochemicznych biomasy. Biomasa
charakteryzuje się dużą ilością wilgoci – wahającą się w przedziale od 35 do 55% [7].
Prowadzi to do problemów ze stabilizacją procesu spalania. Z powodu zawartości popiołu
wynoszącej nawet kilkanaście procent, a także alkalicznych składników, w instalacjach
kotłowych należy zastosować specjalne urządzenia do usuwania popiołu. Arsen, kadm,
chrom, ołów i rtęć to metale śladowe występujące w małych ilościach w popiołach z biomas.
Typowe temperatury topnienia popiołów z biomas wahają się w zakresie od 1260°C do
1370°C, jednak dla niektórych odpadów rolniczych temperatury topnienia popiołów mogą
być znacznie niższe. Skład chemiczny biomasy charakteryzuje się dużą niejednorodnością, a
zawartość takich składników jak tlen, chlor i azot powoduje emisje dioksyn, furanów i
chlorowodoru. W biomasach z dużą zawartością azotu jest duże stężenie protein, w których
azot występuje w formie grup aminowch (-NH2). Mała gęstość biomasy powoduje
konieczność zapewnienia duża powierzchni na jej składowanie oraz utrudnia jej efektywny
transport oraz dozowanie do paleniska. Dużą część biomasy stanowią materiały lotne, które
utrudniają kontrolowanie procesu spalania.
2. Stanowisko pomiarowe
Badania zostały przeprowadzone na instalacji doświadczalnej z cyrkulacyjną warstwą
fluidalną (CWF) w skali pilotażowej o mocy 0,1MWt. Schemat stanowiska przedstawiono na
rysunku 3. Instalacja składa się z komory paleniskowej o wysokości ok. 5m i średnicy
wewnętrznej 0,1m, połączonej z gorącym cyklonem o wewnętrznej średnicy 0,25m.
Odseparowane w cyklonie ziarna materiału warstwy fluidalnej zawracane są do komory
paleniskowej układem nawrotu, składającym się z rury opadowej o wewnętrznej średnicy
0,075m i nie mechanicznego syfonu.
Rys.3. Stanowisko doświadczalne z cyrkulacyjną warstwą fluidalną (CWF)
w skali pilotażowej o mocy 0,1 MWt.
Ponadto, instalacja wyposażona jest w cztery elektrycznie grzane piece, trzy z nich
zainstalowane są na komorze paleniskowej i jeden na rurze opadowej. Piece wykorzystywane
są do nagrzania stanowiska powyżej temperatury zapłonu wariantowo wykorzystywanych
mieszanek biomasy. Powietrze pierwotne wprowadzane jest poprzez dwupoziomowy
ceramiczny ruszt – pierwszy z dyszami o średnicy 2mm – około dwukrotnie większej od dysz
rusztu górnego. Powietrze pierwotne jest wstępnie podgrzewane przez podgrzewacz
powietrza, zarówno pierwotnego jak i wtórnego. Podgrzewacz powietrza złożony jest z
szeregowo połączonych, elektrycznych grzałek. Powietrze wtórne było doprowadzone na
wysokości 1,5m od rusztu w komorze paleniskowej. Paliwo podawane jest w sposób ciągły
przez podajnik ślimakowy. Regulacja temperatury w konturze komory paleniskowej odbywa
się poprzez sterowanie ilością dozowanego paliwa do kolumny fluidalnej. Poziom ciśnienia w
konturze komory fluidalnej oraz w układzie nawrotu jest regulowany za pomocą zaworów
zainstalowanych przed filtrem workowym oraz zasuwy na obejściu (by-passie) filtra. Na
ciągu spalinowym zainstalowano filtr tkaninowy, jako drugi, po separatorze stopień odpylenia
gazu. W razie potrzeby przepływ spalin przez filtr, może być pominięty za pomocą by-passu
lub częściowo kierowany na filtr tkaninowy i częściowo na by-pass. Spaliny opuszczające
filtr tkaninowy (lub przepływające przez by-pass) wyprowadzane są do atmosfery przez
komin, za pomocą wentylatora ciągu spalin. Instalacja wyposażona jest także w
zaawansowany system sterowania oraz akwizycji parametrów procesowych temperatury,
ciśnienia – mierzonego bezwzględnie i różnicowo), jak również w szereg portów do poboru
próbek materiałów sypkich: popiołu dennego (BA), popiołu lotnego (FA) i materiału warstwy
(CM) oraz do pomiaru składu gazu spalinowego przy pomocy analizatora Maihak.
3. Otrzymane wyniki
Podczas spalania trzech mieszanek biomasy zostały zarejestrowane poziomy emisji
zanieczyszczeń gazowych. Na podstawie zarejestrowanych pomiarów została
przeprowadzona analiza porównawcza w zakresie występujących poziomów emisji
zanieczyszczeń gazowych. Pierwszą spalaną mieszanką biomasy, przez okres 9 godzin, była
mieszanka peletu z drewna, peletu ze słomy i piasku przygotowana w następujących
stosunkach masowych poszczególnych składników odpowiednio 47,62%: 47,62%: 4,76%.
Następną porcją biomasy wykorzystaną w badaniach była mieszanka peletów drewnianych,
ze słomy, piasku oraz kaolinu w stosunku masowym odpowiednio 46,5%: 46,5%: 3,2%:3,8%.
Mieszanka ta spalana była przez okres 10 godzin 10 minut. Ostatnią, trzecią mieszanką, dla
której została przeprowadzona analiza, była mieszanka peletów drewnianych, ze słomy,
piasku oraz popiołu lotnego z bloku pyłowego Elektrowni Połaniec w stosunku masowym
odpowiednio 46,3%: 46,3%: 3,7%: 3,7%. Ostatnia mieszanka spalana była okres 6godzin.
Użyty piasek w analizowanych mieszankach miał rozkład ziarnowy 0-1mm.
W oparciu o dostępny sprzęt laboratoryjny wykonane zostały podstawowe analizy
paliwa. Otrzymane wyniki przedstawiono w tabeli 1. Wskazują one, że najlepszym paliwem
pod względem kaloryczności i zawartości popiołu jest mieszanka nr 1.
Tabela 1. Wyniki badań laboratoryjnych analizowanych mieszanek biomasy.
Rodzaj analizy Jednostka Mieszanka 1
Wilgoć całkowita
%
5
(stan roboczy)
Zawartość
%
7
popiołu
Wartość opałowa
kJ/kg
19347
(stan roboczy)
Zawartość węgla
%
39,37
Zawartość siarki
%
0,09
Mieszanka 2
Mieszanka 3
6
5
7
9
17967
16406
40,73
0,1
41,73
0,09
Stężenia CO2 dla trzech mieszanek paliwowych zostały przedstawione na rysunku 4.
W przypadku pierwszej mieszanki biomasy stężenie CO2 w spalinach w trakcie
prowadzonych pomiarów znajdowało się na nie zmiennym poziomie, a wahania jego
oscylowały w granicach 9-11%. Jedynym odchyleniem jest pik po siedmiu i pół godzinach
pracy, kiedy to stężenie CO2 spadło do poziomu 4% - miało to miejsce przy sprawdzaniu czy
układ prawidłowo reaguje po wielu godzinach stabilnej pracy na zmianę ilości podawanego
paliwa (tj. brak podawania w tym przypadku). Praca układu przy mieszance z dodatkiem
kaolinu charakteryzowała się większymi odchyleniami stężenia CO2 tj. wahało się ono w
granicach 10-14%. Największe zmiany stężenia CO2 miały miejsce w przypadku mieszanka z
dodatkiem popiołu lotnego z bloku pyłowego Elektrowni Połaniec. Stężenia dla mieszanki
trzeciej wahały się w granicach od 8-16%. Zarówno dla mieszanki 2 jak i 3 zostały
przeprowadzone próby ze wstrzymywaniem podawania paliwa do komory spalania –
świadczą o tym bardzo wyraźne spadki stężenia CO2.
18
Mieszanka 1
Mieszanka 2
Mieszanka 3
16
Stężenie CO2, [%]
14
12
10
8
6
4
00:00
02:00
04:00
06:00
08:00
Czas, [h]
Rys. 4. Stężenie CO2 dla trzech wariantowych mieszanek biomasy.
Z uwagi na fakt, że instalacja pilotażowa o mocy 0,1MWt pracuje w warunkach
podciśnienia, przy niewielkiej ilości paliwa w podajniku następuje zasysanie powietrza z
zewnątrz przez podajnik. O sytuacji tej świadczy ciągły, lecz powolny spadek stężenia
dwutlenku węgla w gazach spalinowych. Fluktuacje stężenia dwutlenku węgla są ściśle
związane ze zmieniającą się ilością paliwa w podajniku – w cyklach podawania i ubywania
paliwa.
W przypadku zarejestrowanych przebiegów zmian stężenia CO, najmniejsze zmiany
stężenia CO towarzyszyły w przypadku spalania pierwszej mieszanki biomasy. Przebieg
zmienności stężenia CO w spalinach był bezpośrednio związany ze zmianami stężenia CO2.
Gwałtownym spadkom stężenia CO2 towarzyszył chwilowy wzrost wartości stężenia CO,
zwłaszcza w przypadku mieszanki trzeciej. Przy wznowieniu podawania paliwa do układu
zarejestrowano chwilowy wzrost stężenia CO do wartości 6000ppm. Miało to miejsce w
przypadku ponownego dozowania paliwa w celu utrzymania na odpowiednim poziomie
temperatury w konturze komory paleniskowej. Podajnik dozował większą ilość biomasy,
która nie była w stanie ulec spaleniu zupełnemu i całkowitemu. Na przebieg zmienności
stężenia CO miały wpływ cykle pracy podajnika.
W przypadku zarejestrowanych stężeń SO2 przy mieszance pierwszej występowały
najmniejsze wahania wartości stężenia SO2, tj. w granicach 77-83ppm. Stężenie siarki
podczas rozpoczynania pracy z mieszanką drugą biomasy - z dodatkiem kaolinu wahało się
w granicach 100ppm, po czym zaczęło rosnąć i ustabilizowało się na poziomie około
125ppm. Mieszanka z dodatkiem popiołu lotnego – trzecia, po nagłym wzroście stężenia SO2,
doprowadziła do ciągłego spadku stężenia tego gazu w spalinach do poziomu 125ppm. W
trakcie spalania mieszanki trzeciej stężenia SO2 wykazywały dużą zmienność, z zachowaniem
trendu spadkowego wartości.
7000
Mieszanka 1
Mieszanka 2
Mieszanka 3
6000
Stężenie CO, [ppm]
5000
4000
3000
2000
1000
0
00:00
02:00
04:00
06:00
08:00
Czas, [h]
Rys. 5. Stężenie CO przy spalaniu wariantowych mieszanek biomasy.
225
Mieszanka 1
Mieszanka 2
Mieszanka 3
Stężenie SO2, [ppm]
200
175
150
125
100
75
00:00
02:00
04:00
06:00
08:00
Czas, [h]
Rys.6. Stężenie SO2 przy spalaniu trzech różnych mieszanek biomasy
Podczas rejestracji przebiegu zmian stężenia NO można wyodrębnić piki na rysunku 7
obrazujące chwilowe skoki stężenia NO. Były one związane z kontrolowanymi przerwami w
podawaniu paliwa do komory paleniskowej. Fluktuacje poziomu emisji NO są najniższe przy
spalaniu mieszanki nr 1. Podczas spalania mieszanki nr 2 wahania stężenia NO są większe.
Największe wahania zmian stężenia tlenku azotu zostały zarejestrowane podczas spalania
mieszanki nr 3. Pojedynczy skok w górę, podczas czwartej godziny spalania mieszanki nr 3
jest związany ze znacznym, chwilowym wzrostem temperatury w komorze paleniskowej.
400
Mieszanka 1
Mieszanka 2
Mieszanka 3
350
Stężenie NO, [ppm]
300
250
200
150
100
50
0
00:00
02:00
04:00
06:00
08:00
Czas, [h]
Rys.7. Stężenie NO przy spalaniu różnego rodzaju mieszanek biomasy
4. Wnioski
Podczas spalania trzech wariantowych mieszanek biomasy występowały fluktuacje
poziomów zanieczyszczeń gazowych. Najmniejsze wahania zanieczyszczeń gazowych
zostały zarejestrowane w przypadku pierwszej mieszanki. Wykorzystany analizator spalin
prawidłowo reagował na zmiany warunków procesowych w komorze paleniskowe. Dodatek
stosowany do zapobiegania tworzenia się aglomeratów na powierzchniach wymiany ciepła
wpływał niekorzystnie na warunki pracy stanowiska pilotażowego. W przypadku mieszanki 2
z kaolinitem zaobserwowano wzrostową tendencje wartości stężenia SO2 w spalinach.
Należy pamiętać, że instalacja z cyrkulacyjną warstwą fluidalną była bardzo wrażliwa na
najmniejszą zmianę parametrów pracy. Podobne badania nie zostały jeszcze przeprowadzone
na jednostkach o dużej skali technicznej. Dlatego też nie ma żadnych danych, do których
można by odnieść uzyskane wyniki ze stanowiska doświadczalnego.
Literatura
1. Stern Review on the Economics of Climate Change. (2006) 1.2 pp-3 http://www.hmtreasury.gov.uk/d/Chapter_1_The_Science_of_Climate_Change.pdf
2. Brook Peter, Scott David, Noble Chris, Carbon Capture and Storage. An introduction to relevant oil
and gas processes and their uses, Presented at the Gas Processors Association Europe AGM 23
November 2006 London
3. Jäntti Timo, Eriksson Timo, Hotta Arto, Hyppänen Timo, Nuortimo Kalle; Circulating fluidized
technology toward zero CO2 emissions; Foster Wheeler Energia Oy P.O.Box 201, FIN-78201 Varkaus,
Finland
4. Davison J., Freund P., and Smith A.; Putting carbon back into the ground; ; IEA Greenhouse Gas R&D
Program, February 2001
5. Göttlicher G.; The energetics of carbon dioxide capture in power plants; U.S. Department of Energy,
Office of Fossil Energy National Energy Technology Laboratory
6. Chungen Yin, Lasse A. Rosendahl, Sřren K. Kaer; Grate-firing of biomass for heat and power
production, Institute of Energy Technology, Aalborg University, DK-9220 Aalborg East, Denmark,
Progress in Energy and Combustion Science 34 (2008) 725– 754
7. Wiesław Rybak, Spalanie i współspalanie biopaliw stałych, Oficyna wydawnicza Politechniki
Wrocławskiej, 2006