Krzysztof FILIPOWSKI. Pentol-Enviro Polska Sp. z o.o.

Krzysztof FILIPOWSKI Pentol-Enviro Polska Sp. z o.o. ANALIZATORY OPTYCZNE SPALIN IN SITU DO CELÓW OPTYMALIZACJI SPALANIA W KOTŁACH ORAZ WCZESNEGO WYKRYWANIA ZAGROŻEŃ POŻAROWYCH W UKŁADZIE PODAWANIA WĘGLA DO KOTŁÓW Streszczenie Dokonano krótkiego porównania metod pomiaru emisji: ekstrakcyjnego i In situ. Omówiono argumenty na rzecz metody In situ oraz występujące ograniczenia. Przedstawiono zasadę działania analizatorów In situ do pomiaru substancji gazowych i pyłu. Opisano system pomiarowy składający się z analizatorów i systemu akwizycji danych. Gdy system monitoringu emisji instalowany jest na kanałach spalin z pojedynczego kotła można wykorzystać jego wskazania również do regulacji procesu spalania (pomiary CO i NO x ) oraz urządzenia odpylającego (pomiary pyłu). Gdy monitoring emisji mierzy zbiorczy strumień spalin z kilku kotłów można stosować dodatkowe analizatory do celów procesowych opisano konkretne, sprawdzone w praktyce rozwiązania dedykowane dla celów optymalizacji spalania. Omówiono metodę optymalizacji nadmiaru powietrza według zawartości CO (kryterium jest maksymalna sprawność kotła). Przedstawiono analizator do pomiaru CO w młynie, stosowany dla wczesnego wykrywania ognisk pożaru w układzie podawania paliwa do kotła. Zwrócono uwagę na trudności w realizacji pomiaru oraz doświadczenia z zastosowań w Polsce. Summary Arguments In favour of In situ flue gas measurement method in comparison to extractive technique are specified. Typical measurement system consisting of field instruments and data acquisition system is described. Continuous Emission Monitoring System instruments can also be used for process purposes unless they are mounted on a stack common for several boilers in the latter case additional process analysers can be installed on ducts from individual boilers. Typical, mostly in situ analysers are described. The paper also includes practical examples of application of analysers from combustion optimisation (by measurements of CO and NO x ), precipitator performance control (particulate measurements). Special emphasis was laid on application of recently developed Coal Mill CO Analyser application for early detection of mill fire and first experience with a trial in Poland is described. 1. Wstęp Analizatory spalin stosowane są powszechnie w kotłach dla dwóch podstawowych celów: ciągłego pomiaru emisji (wymóg ustawowy dla kotłów o mocy cieplnej powyżej 100 MW th ) oraz optymalizacji procesu spalania. W przypadku gdy system ciągłego pomiaru emisji zabudowany jest na kanale spalin za kotłem istnieje możliwość wykorzystania tych samych analizatorów do obu celów. Z kolei w przypadku lokalizacji systemu monitoringu emisji na zbiorczym kominie, na kanałach spalin dodatkowo montuje się analizatory dedykowane do celów procesowych. Mgr inż. Krzysztof Filipowski Dyrektor Naczelny Tel. 22 642 92 14, Fax 22 858 88 87 Mail. krzysztof.filipowski@pentol.pl Pentol-Enviro Polska Sp. z o.o. Ul. Jakuba Kubickiego 19/22, 02-954 Warszawa

W dalszej części referatu zostaną przedstawione możliwości zastosowania optycznych analizatorów pracujących w technologii In situ, a więc bez poboru próbki do celów procesowych. Jako przykład zostaną wzięte znane w Polsce od 20 lat analizatory produkcji brytyjskiej firmy Codel International, które z jednej strony prezentują typowe zalety i ograniczenia metody In situ, a z drugiej są przykładem ciekawych z inżynierskiego punktu widzenia, często unikalnych rozwiązań. Wreszcie Codel, jak mało który producent stworzył spójny system integrujący techniki pomiarowe, transmisję danych i oprogramowanie. 2. Porównanie metodyk pomiarowych stosowanych w analizatorach spalin 2.1. Porównanie metody In situ i ekstrakcyjnej Codel jest obok Sicka jedynym z pionierów metody In situ, akcentując jako główną zaletę praktyczną bezobsługowość analizatorów (dzięki rezygnacji z systemu transportu i przygotowania próbki) i związane z tym stosunkowo niskie koszty eksploatacji. Pomocniczymi zaletami jest możliwość rzeczywistego pomiaru zawartości pary wodnej w spalinach oraz brak zagrożenia zafałszowaniem wskazań w przypadku, gdy część mierzonych gazów może zostać rozpuszczona w eliminowanym z próbki kondensacie. Analizatory gazowe Codela podlegały w ciągu ostatnich 20 lat ewolucji. Do połowy lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku stosowano przyrządy jednogazowe z otwartą ścieżką pomiarową, następnie wciąż z otwartą ścieżką wielogazowe, Rozwiązanie z otwartą ścieżką pomiarową skutkowało dwiema genialnymi zaletami: uśrednianiem wzdłuż całego odcinka miedzy ścianami kanału spalin lub komina oraz całkowitą odpornością na wszystkie agresywne składniki spalin, ale uniemożliwiały wiarygodną kalibrację. Również pomiar SO 2 był wrażliwy na obecność pyłu w kanale spalin. Pod sam koniec ubiegłego wieku zmodernizowano analizator wielogazowy, stosując łączącą obie głowice rurę kalibracyjną z filtrami dyfuzyjnymi zatrzymującymi pył, a swobodnie przepuszczającymi gazowe składniki spalin, wreszcie kilka lat temu wprowadzono opisane w rozdziale 3.2 rozwiązanie z jedną głowicą i sondą pomiarową w strumieniu spalin. Ostatnie dwa modele uzyskały certyfikaty MCERTs. Obecnie stosowane rozwiązanie daje możliwość kalibracji w każdym stanie obiektu, wymaga za to doprowadzenia powietrza AKPiA stosowanego do osłony optyki i kalibracji. Ponieważ strefa pomiarowa w sondzie ma długość do 1m, można mówić o efekcie uśredniania w poprzek strugi spalin, pamiętając że w metodzie ekstrakcyjnej praktycznie punktowy pobór próbki nie zapewnia żadnego uśredniania. Obecnie większość producentów optycznych analizatorów spalin In situ stosuje rozwiązania podobne do opisanego wyżej. Konstrukcja z otwartą ścieżką pomiarową broni się w przypadku przyrządów z modulowanym laserem diodowym. Analizatory In situ znajdują przede wszystkim zastosowanie w pomiarach spalin za wszelkimi typami kotłów energetycznych (z wyjątkiem wyposażonych w mokre instalacje odsiarczania), za piecami obrotowymi i innymi obiektami w cementowniach (również spalających paliwa alternatywne czyli po prostu odpady) oraz za różnymi instalacjami przemysłowymi (np. za spiekalniami rud w hutach). Metoda In situ przy wszystkich swoich zaletach ma również ograniczenia: nie nadaje się do pomiarów w strudze spalin o temperaturze powyżej około 400 C oraz o temperaturze poniżej wodnego punktu rosy (powstające w takich warunkach lepkie, często agresywne chemicznie substancje mogą zakleić filtry w sondzie). Ponadto dokładność wskazań może okazać się niewystarczająca w przypadku pomiaru bardzo niskich stężeń gazów. W takich przypadkach stosuje się metodę ekstrakcyjną.

2.2. Porównanie metody ekstrakcyjnej z zimną i gorącą próbką Większość analizatorów ekstrakcyjnych kondycjonuje próbkę, osuszając ją, najczęściej metodą wychłodzenia do temperatury nieznacznie ponad 0 C (tzn. zimna lub sucha próbka). Oznacza to, że w skład systemu pomiarów ekstrakcyjnych z zimną próbką musi wchodzić moduł kondycjonowania próbki, wymagający regularnej i fachowej obsługi, w tym wymiany elementów zużywających się. Codel oferuje również analizator ekstrakcyjny, ale jest to przyrząd z tzw. gorącą (mokrą) próbką jest ona jedynie odfiltrowana, a na całej długości transportu oraz w samej strefie pomiarowej utrzymywana jest temperatura około 150 C, co powoduje zachowanie wszystkich składników gazowych (w tym pary wodnej) w stanie identycznym jak w strudze spalin. Tylko analizator z gorącą próbką może mierzyć silnie rozpuszczalne w wodzie gazy jak HCl. Rozwiązanie to jest więc pozbawione większości wad metody ekstrakcyjnej z zimną próbką. Jego wadami z kolei są: wyższa cena w stosunku do typowych analizatorów ekstrakcyjnych i mimo lepszej dokładności niż analizator In situ brak możliwości wiarygodnego pomiaru ekstremalnie niskich stężeń (np. rzędu 1ppm lub poniżej). Typowym przykładem zastosowania analizatorów ekstrakcyjnych z gorącą próbką jest monitoring spalin z turbin gazowych. Specyfiką tego typu obiektów są niskie stężenia mierzonych gazów (np. NO x rzędu 20-30 ppm, zazwyczaj gwarantowane przez producenta turbiny), konieczność niezależnego pomiaru NO i NO 2 oraz (w przypadku turbin nie wyposażonych w kotły odzysknicowe) wysoka temperatura spalin (rzędu 550 C). Ekstrakcyjny analizator Codela z gorącą próbką powstał jako dedykowany dla turbin gazowych, chociaż stosowane są również na innych obiektach, np. w spalarniach odpadów. Również on posiada certyfikat MCERTs. Innym ważnym zastosowaniem metody ekstrakcyjnej z gorącą próbką jest analizator CO w młynie węglowym. W tym przypadku czynnikiem uniemożliwiającym zastosowanie jakiejkolwiek sondy są silne własności erozyjne strugi pyłu węglowego. Z uwagi na znaczenie tego pomiaru dla bezpieczeństwa pracy kotła poświęcono mu więcej miejsca w rozdziałach 3.4 i 4.5. 2.3. Metody absorpcji w podczerwieni (NDIR) i w ultrafiolecie (NDUV) Oba pasma zawierają długości fal, dla których poszczególne gazy heteroatomowe zawarte w spalinach silnie pochłaniają promieniowanie. Niektóre gazy wygodniej jest mierzyć w podczerwieni, niektóre w ultrafiolecie, problem leży w tym, że niektóre z gazów mierzonych w systemie monitoringu emisji (np. CO, CO 2 ) nie mogą być mierzone w ultrafiolecie, wszystkie natomiast można mierzyć w podczerwieni. Z kolei niektóre gazy (np. NO) mierzy się w podczerwieni trudniej niż w ultrafiolecie. W przypadku tlenku azotu problemem jest interferencja długości fali pochłaniającej NO i H 2 O. Wiarygodny pomiar In situ tlenku azotu wymaga precyzyjnej kompensacji czułości skrośnej od pary wodnej (analizatory ekstrakcyjne z suchą próbką są oczywiście wolne od tego utrudnienia). W tym miejscu rozwiązania stosowane przez poszczególnych producentów aparatury In situ się rozeszły: Codel, od zawsze specjalizował się w pomiarach w podczerwieni, dlatego jako jeden z nielicznych podjął wyzwanie i opracował unikalny system kalibracji toru pomiarowego NO zapewniający wiarygodny pomiar nawet stosunkowo niskich stężeń NO przy wysokiej (i zmiennej) wilgotności spalin. To rozwiązanie pozwoliło Codelowi na pomiar CO, NO, NO 2, SO 2, CO 2, HCl, CH 4 i H 2 O w jednym analizatorze NDIR.

2.4. Metoda absorpcyjna i rozproszeniowa pomiaru stężenia pyłu Większość pyłomierzy optycznych stosowanych w monitoringu emisji działa na zasadzie pomiaru pochłaniania (ekstynkcji) światła widzialnego. Alternatywnymi rozwiązaniami są analizatory oparte na pomiarze rozproszenia światła: do tyłu (back-scatter) lub do przodu (front-scatter). Zaletą metody ekstynkcyjnej jest pomiar na całej szerokości (średnicy) kanału spalin lub komina, a więc odpowiedni dobór osi pomiaru może pozwolić na wiarygodne uśrednienie pomiaru nawet dla rozwarstwionej strugi pyłu, natomiast ograniczeniem tej metody jest pomiar bardzo niskich stężeń zwłaszcza na krótkiej ścieżce pomiarowej. Metoda ekstynkcyjna pozwala na pomiar stężeń w szerokim zakresie: od typowych dla filtrów workowych (rzędu kilku-kilkunastu mg/m 3 ) do bardzo wysokich (nawet powyżej 1g/m 3 ). Rozwiązanie Codela pozwala dzięki cyfrowej transmisji danych na pomiar w pełnym zakresie bez konieczności jakichkolwiek zmian ustawień w przyrządzie. 2.5. Pyłomierze jednoprzebiegowe a dwuprzebiegowe Większość pyłomierzy ekstrakcyjnych składa się z głowicy nadawczo-odbiorczej i zlokalizowanego po przeciwnej stronie ścieżki optycznej lustra. Rozwiązanie to ma szereg zalet, np. dzięki podwójnej ścieżce optycznej może rozszerzyć zakres pomiarów w kierunku małych wartości stężeń, jest jednak obarczona wadą jaką jest brak możliwości rzeczywistej kompensacji zanieczyszczeń lustra. Codel zastosował rozwiązanie alternatywne: dwie głowice nadawczo-odbiorcze zamieniające się funkcjami kilkadziesiąt razy na sekundę. To unikalne rozwiązanie pozwala na rzeczywistą kompensację zanieczyszczeń optyki z obu stron (a nie tylko od strony głowicy jak w przypadku większości pyłomierzy), a poza tym pozwala na wykrycie niewłaściwego osiowania. Pozwala ono również na wyeliminowanie (nie skompensowanie) uchybu od temperatury detektora. 2.6. Cyfrowa i analogowa transmisja danych Gdy 20 lat temu Codel wdrożył koncepcję generowania danych pomiarowych w postaci cyfrowej oraz szeregowej transmisji danych z analizatorów do jednostki centralnej i komputera był niewątpliwie pionierem w tej dziedzinie. Większe zdziwienie musi budzić fakt, że również w chwili obecnej znaczna część systemów monitoringu emisji wciąż opiera transmisję danych na wyjściach analogowych wprowadzonych do koncentratora, a stamtąd do komputera emisyjnego. Wieloletnie doświadczenie potwierdza niewątpliwie zalety takiego rozwiązania. Najważniejsze z nich to: oszczędność na okablowaniu (praktycznie dowolna ilość pomiarów nawet z wielu przekrojów pomiarowych transmitowana jest wspólnym czterożyłowym kablem), brak konieczności przestawiania zakresu nawet przy dużych zmianach wartości mierzonych, możliwość buforowania danych w analizatorach w przypadku przerw w transmisji, wreszcie dwukierunkowa transmisja danych pozwala na zdalny dostęp do diagnostyki i konfiguracji wszystkich podstawowych elementów systemu nie tylko z poziomu komputera emisyjnego, ale poprzez internet, modem GSM lub sieć telefoniczną z siedziby serwisu lub producenta. Takie rozwiązanie w sposób znaczący podnosi niezawodność systemu, pozwala również na jego eksploatację na obiektach nie zatrudniających kwalifikowanych automatyków. Przykład systemu z cyfrową transmisją danych pokazano na rys. 8.

3. Opis analizatorów spalin firmy Codel mających zastosowanie do celów procesowych w kotłach 3.1. Uwagi ogólne Obecny program produkcyjny Codela zawiera po dwa analizatory gazów i pyłu, w zależności od tego, czy przyrząd będzie stanowił część systemu ciągłych pomiarów emisji, czy też będzie przeznaczony do pracy indywidualnej jako narzędzie kontroli procesu technologicznego. Zasada działania i konstrukcja przyrządów danego rodzaju są do siebie zbliżone, różnice wynikają głównie z różnych sposobów zasilania i transmisji danych. W dalszej części rozdziału 3 opisano analizatory dedykowane do celów procesowych. 3.2. Analizator gazowy Codel G-CEM40 Analizator procesowy G-CEM40 jest odpowiednikiem modelu G-CEM4000, mierzącego do siedmiu gazów, podczas gdy mniejszy model G-CEM40 mierzy ich 3 spośród CO, NO, NO 2, HCl i CH 4 oraz CO 2 i H 2 O. Dzięki temu przyrząd ma mniejszą i lżejsza głowicę. Pomiar dokonywany jest wewnątrz sondy zamontowanej wewnątrz kanału spalin miernik (rys. 1 i 2) ma jedną głowicę pełniącą rolę nadajnika i odbiornika promieniowania podczerwonego. Element pomiarowy sonda prześwietlana promieniowaniem podczerwonym na długość zależnie od wersji 0,6 lub 1m. Wzdłuż części pomiarowej sondy zabudowane są filtry dyfuzyjne, zapewniające swobodny przepływ gazów i nie przepuszczające do wewnątrz sondy pyłów ani kropel cieczy. Na końcu sondy znajduje się lustro pokryte rodem (metal szlachetny z grupy kobaltowców, bardzo odporny na działanie czynników chemicznych), co zapewnia trwale wysoki współczynnik odbicia również dla promieniowania podczerwonego. Łączna długość sondy (część pomiarowa i część nośna) wynosi w zależności od wersji 1,0, 1,8m lub 2,2m. Rys. 1. Widok analizatora wielogazowego Codel typ G-CEM40

Analizator zawiera zintegrowane mierniki temperatury i ciśnienia bezwzględnego, co upraszcza połączenia między elementami systemu. Zachowanie stabilnej temperatury wewnątrz głowicy jest krytyczne dla dokładności i powtarzalności wskazań analizatora. Aby sprostać temu wymaganiu w najtrudniejszych i szybko zmieniających się warunkach atmosferycznych Codel stosuje aktywną osłonę pogodową z elementem Peltiera. Ponadto w skład przyrządu wchodzi zasilacz oraz układ połączeń pneumatycznych umożliwiający automatyczne prowadzenie kalibracji. Parametrami normalizującymi są: temperatura, ciśnienie, wilgotność i zawartość O 2. Pierwsze trzy parametry mierzone są w mierniku wielogazowym, O 2 za pomocą tlenomierza zewnętrznego. Wartości stężeń mogą być alternatywnie przedstawione w postaci mg/m 3 lub mg/m n 3, w przeliczeniu na stałą zawartość O 2 i/lub na spaliny suche. Zastosowany procesor umożliwia swobodny wybór czasu uśredniania w zakresie od 10 s do 30 dni. Zastosowanie sondy pomiarowej zamontowanej wewnątrz kanału spalin umożliwia dokonanie kalibracji zera i zakresu. Zero kalibruje się poprzez podanie do wnętrza sondy gazu zerowego (powietrze AKPiA lub azot), który usuwa spaliny ze strefy pomiarowej i umożliwia stworzenie rzeczywistych warunków zerowych. Po przedmuchaniu wnętrza sondy oraz uzyskaniu stabilnych wskazań rozpoczyna się cykl kalibracyjny. Kalibracja zera może być dokonywana automatycznie w zadanych odstępach czasu bądź inicjowana ręcznie z poziomu analizatora lub komputera. Producent zaleca automatyczną kalibrację zera raz na dobę. Ponieważ krzywa pochłaniania promieniowania podczerwonego jest jednoznacznie określona prawami fizyki, ewentualny błąd wskazań analizatora może być skutkiem jedynie pełzania zera. Regularna kalibracja zera gwarantuje długotrwałą poprawność wskazań. Kalibracja zakresu dokonywana jest, podobnie jak kalibracja zera, w warunkach rzeczywistych. Dla uzyskania maksymalnej miarodajności kalibracji punktu pracy, gaz wzorcowy z butli będący mieszaniną gazów wzorcowych o uzgodnionych stężeniach z nośnikiem w postaci azotu jest podawany do tej samej przestrzeni, w której odbywa się pomiar, tzn. do wnętrza sondy pomiarowej. Kalibracja zakresu wykonywana jest po każdym przeglądzie serwisowym i w dowolnej chwili według potrzeb użytkownika. Rys. 2. Widok analizatora G-CEM40 na obiekcie

3.3. Pyłomierz optyczny Codel D-CEM2100 Opisany poniżej model D-CEM2100 i siostrzany model D-CEM2000 są prawie identyczne, różnią się jedynie sposobem zasilania i wyprowadzenia sygnałów pomiarowych. Konstrukcja miernika umożliwia kontrolę wskazań w zerze i punkcie pracy bez przerywania procesu technologicznego. Układ kompensacji zanieczyszczeń powierzchni optycznych zapewnia precyzyjny pomiar również dla stosunkowo niskich poziomów zapylenia. Rys. 3. Układ pyłomierza Codel D-CEM 2100 Miernik (rys. 3 i 4) składa się z dwóch identycznych zamontowanych naprzeciw siebie zespołów nadajnik-odbiornik i procesora. Każda z głowic składa się ze źródła światła (diody LED), detektora, układu optycznego z ruchomym lustrem kalibracyjnym zamontowanym w zaworze kulowym oraz niezbędnego dla sterowania i pomiaru układu elektronicznego. Głowice pracują na przemian jako nadajnik i odbiornik, zamieniając się rolami 37,5 razy na sekundę. Rys. 4. Głowica pyłomierza D-CEM2000/2100

Przyrząd oferuje możliwość odczytu wartości pomiaru w postaci zaczernienia (w procentach lub jednostkach Ringelmana), ekstynkcji, bądź po wprowadzeniu charakterystyki określonej - stężenia pyłu, mierzonego w miligramach na rzeczywisty lub normalny metr sześcienny. Zasady normalizacji i uśredniania sygnałów pomiarowych są analogiczne jak dla analizatorów gazowych. Jak wspomniano już w rozdziale 2.5, omawiany model pozwala na wykrycie utraty osiowości głowic oraz na eliminację dryftu od temperatury. Jeżeli jednakże potrzebny jest tani i niezawodny pyłomierz z mniejszymi wymaganiami co do precyzji pomiaru, wchodzi w rachubę zastosowanie modelu D-CEM1001, wyposażonego w rozmieszczone po obu stronach kanału spalin głowice: nadawczą i odbiorczą. Rozwiązanie jest genialne w swojej prostocie nie zawiera ani jednej części ruchomej. 3.4. Analizator CO w młynie Codel Millfire Pomiar CO w młynie węglowym wymaga pokonania szeregu trudności technicznych. Nieprzyjazne środowisko oraz duża gęstość pyłu w mieszance pyłowo-gazowej powodują, iż tradycyjne systemy ekstrakcyjne nie są w stanie sprostać zadaniu transportu i odpowiedniego przygotowania próbki gazu do pomiaru. Nie jest również możliwe zastosowanie metody In situ z otwartą ścieżką pomiarową. Przedstawiony na rys. 5 system pomiarowy opracowany przez Codela jest jednym z pierwszych wdrożonych i przetestowanych w praktyce przemysłowej. Analizator Millfire pobiera gaz z wylotu z młyna poprzez filtr dyfuzyjny (ze spieku) zabudowany najczęściej na ściance pyłoprzewodu w pobliżu wylotu z młyna. Sposób filtrowania próbki wydaje się być krytycznym elementem wiarygodności i niezawodności pomiaru. Dobór materiału filtru, konstrukcja gniazda do jego mocowania i sposób czyszczenia muszą zapewnić pomiar we wszystkich stanach ruchowych, tj. podczas rozruchu, pracy i postoju młyna. Rys. 5. Schemat systemu pomiaru CO w młynie

Należy brać pod uwagę dwa zjawiska mogące utrudnić właściwy pobór próbki: zagrożenie zablokowaniem filtru przez gromadzącą się na nim warstwę pyłu oraz zagrożenie erozją w przypadku zbyt głębokiego umieszczenia filtru w strumieniu mieszanki pyłopowietrznej. Istotny wpływ na przepuszczalność filtru ma jakość przemiału w zależności od obiektu zmienia się ona w bardzo szerokich granicach im przemiał drobniejszy tym zadanie trudniejsze. Próbka gazowa po przefiltrowaniu nie wymaga już żadnej dalszej obróbki i jest kierowana za pomocą węża do komory pomiarowej wyposażonej w kompaktowy analizator gazowy pracujący w podczerwieni. Zasada działania (absorpcja w podczerwieni) jest taka sama jak w opisanym w rozdziale 3.2 analizatorze wielogazowym. Komora pomiarowa jest grzana, aby nie dopuścić do grożącej korozją kondensacji. Gaz jest zaciągany do analizatora za pomocą eżektora. Przed wlotem do komory pomiarowej znajduje się zawór kulowy umożliwiający wybór jednej ze ścieżek przepływu A (praca normalna) i B (kalibracja). System pomiarowy zawiera zespół wyświetlacza oraz szafę z właściwym analizatorem: źródłem podczerwieni oraz detektorem po obu stronach komory pomiarowej oraz zespołem zaworów pneumatycznych. Widok szafy analizatora przedstawia rysunek 6, a punkt poboru próbki z filtrem rysunek 7. Rys. 6. Widok szafy analizatora Rys. 7. Punkt poboru próbki na pyłoprzewodzie 3.5. System transmisji, rejestracji i przetwarzania danych procesowych kotła Prawie 20 lat temu Codel stworzył dla potrzeb monitoringu emisji pionierski wówczas system cyfrowej transmisji danych magistralą szeregową z analizatorów do komputera emisyjnego. Współczesną generację takiego systemu na przykładzie dwóch grup instrumentów przedstawia rys. 8. Mogą to być dwa kotły lub dwa kanały spalin tego samego kotła. Niezależnie od transmisji szeregowej każdy z analizatorów ma tradycyjne wyjście analogowe 4-20mA, które można wykorzystać do kontroli procesu spalania. Opisane wcześniej analizatory dedykowane do celów procesowych oprócz wyjść 4-20mA mają również możliwość transmisji szeregowej w standardzie RS485 zarówno do celów diagnostycznoserwisowych jak też i do transmisji danych pomiarowych. Zarówno w systemach monitoringu jak i tych dla celów procesowych istnieje możliwość zdalnego dostępu do danych za pomocą modemu telefonicznego, Internetu lub sieci GSM.

Rys. 8. Przykładowa konfiguracja systemu ciągłych pomiarów emisji dla dwóch grup analizatorów wykorzystywanych zarówno jako ciągły pomiar emisji zanieczyszczeń jak i do celów procesowych. Objaśnienia: G-CEM4000 analizator wielogazowy (odpowiednikiem procesowym jest G-CEM40); D-CEM2000 pyłomierz (odpowiednikiem procesowym jest D-CEM2100); V-CEM5000 przepływomierz; Moduły GCU (sterownik kalibracji), SCU (sterownik lokalny) oraz CDC (sterownik Centralny) stanowią elementy niezbędne do pracy systemu monitoringu emisji. 4. Wybrane zastosowania pomiarów do celów procesowych 4.1. Pomiar CO za kotłem Tlenek węgla w spalinach jest składnikiem niepożądanym, znamionującym spalanie niezupełne. Uzyskanie jednakże zerowej zawartości CO w spalinach wymagałoby prowadzenia spalania w kotle ze znacznym współczynnikiem nadania powietrza w praktyce nigdy nie uda się uzyskać równomiernego rozkładu stosunku paliwo-powietrze we wszystkich palnikach, co powoduje, że zupełne spalanie w palniku o najbogatszej mieszance byłoby okupione znacznym nadmiarem powietrza w większości pozostałych palników. Skutkowałoby znacznym wzrostem straty kominowej. Rysunek 9 przedstawia zależność strat w kotle od nadmiaru powietrza. Krzywa A pokazuje stratę kominową, zależną wprost proporcjonalnie od nadmiaru powietrza. Krzywe B1 i B2 dla różnych obciążeń kotła ilustrują stratę niezupełnego spalania, proporcjonalną do zawartości tlenku węgla w spalinach. Krzywe C1 i C2 pokazują sumę obu wyżej wymienionych strat. Jak widać, obie te krzywe mają wyraźne minimum, przesuwające się w zależności od obciążenia kotła. Można jednakże zauważyć, że w obu przypadkach minimum to zostało osiągnięte przy tym samym poziomie CO w spalinach (krzywe B1 i B2). Wielokrotnie powtarzane badania procesu spalania potwierdzają tę prawidłowość - ilość powietrza do spalania jest optymalna wtedy, gdy w spalinach powstaje resztkowa zawartość tlenku węgla - rzędu 100 do 150ppm. W praktyce ten zakres można bez szkody dla jakości i sprawności spalania poszerzyć do 50-250ppm.

C O S t r a t y c i e p l n e S t r a t a ł ą c z n a C 1 = A + B 1 ( 100 % o b c i ą ż e n i a ) S t r a t a ł ą c z n a C 2 = A + B 2 ( 60 % o b c i ą ż e n i a ) strata kominowa B 2 * B 1 A S t ę ż e n i e C O S t r a t a n i e z u p e ł n e g o s p a l a n i a * * O 2 Rys. 9. Zależności strat w kotle od nadmiaru powietrza Powyższe wnioski należy jeszcze zweryfikować pod kątem nadzwyczaj ważnego aspektu regulacji spalania w kotle, jakim jest redukcja emisji NO x. Utrzymanie poziomu NO x na możliwie niskim poziomie metodami pierwotnymi wymaga spalania z możliwie współczynnikiem λ, co sprowadza się do faktu tolerowania kontrolowanego stężenia CO za kotłem. Określona empirycznie wartość stężenia CO zapewniająca dotrzymanie oczekiwanego stężenia NO x zazwyczaj mieści się w podanym wyżej zakresie zoptymalizowanym pod kątem najwyższej sprawności. Ciągły pomiar CO jest więc istotnym narzędziem nadzoru nad prawidłowym spalaniem. Należy też dodać, że dobrze zaprojektowane analizatory In situ umożliwiają pomiar również w wyższych (zazwyczaj do 400-500ºC) temperaturach oraz w warunkach wysokiego zapylenia (a więc w praktyce przed lub za podgrzewaczem wody. Może to mieć znaczenie, gdy proces wymaga skutecznego zabezpieczenia przed szybkim wzrostem CO, grożącym np. eksplozją w elektrofiltrze. W praktyce problem ten rzadziej dotyczy kotłów, a raczej obiektów o bardziej niestabilnym procesie, np. w piecu obrotowym cementowni. 4.2. Pomiar NO x W przypadku kotłów energetycznych dominującym składnikiem mieszaniny tlenków azotu jest NO, stanowiący zazwyczaj ok. 95% wszystkich tlenków, dlatego też zazwyczaj poprzestaje się na pomiarze NO w odróżnieniu od turbin gazowych, gdzie, zwłaszcza przy niższych obciążeniach, poziom NO 2 może być znaczny. Jeżeli jednak z jakichkolwiek powodów procesowych (związanych np. z zastosowaniem metody redukcji tlenków azotu) należy mierzyć zarówno NO jak i NO 2, opisany w rozdziale 3.2 analizator G-CEM40 jest w stanie mierzyć oba gazy. W związku ze zbliżającą się perspektywą redukcji standardu emisji NO x do 200mg/m n 3 i związaną z tym koniecznością stosowania również wtórnych metod redukcji emisji NO x, zapotrzebowanie na ciągły pomiar NO x do celów procesowych będzie rosło.

4.3. Pomiar SO 2 W przypadku braku instalacji odsiarczania pomiar procesowy NO 2 nie ma sensu, ponieważ stężenie tego gazu jest w praktyce liniowo zależne od zawartości siarki w węglu. Natomiast w przypadku zastosowania instalacji odsiarczania pomiar SO 2 przed i/lub za instalacją może być niezbędny niekiedy wręcz włącza się go do automatyki procesu. W przypadku analizatorów In situ istotnym ograniczeniem jest mokra metoda odsiarczania, gdzie praktycznie nieuniknione wolne krople wody w połączeniu nawet ze znikomą zawartością pyłu mogą zakleić sondę pomiarową. W przypadku instalacji półsuchych pomiar In situ za odpylaczem nie stwarza problemu. 4.4. Pomiar pyłu Procesowe pomiary pyłu mają najczęściej za zadania kontrolę (niekiedy również regulację) pracy urządzeń odpylających. Opisane w rozdziale 3.3 pyłomierze D-CEM2100 są często stosowane do tego celu. Ograniczenie dolnego zakresu pomiaru do kilku mg/m 3 zazwyczaj nie stanowi problemu, a szeroki zakres pomiarowy, pozwalający również monitorować stany awaryjne jest istotną zaletą. W przypadku konieczności dokładnego pomiaru bardzo niskich stężeń (rzędu 1mg/m 3 ) lub bardzo krótkiej ścieżki pomiarowej (0,5m lub mniej) należy jednak zastosować pyłomierz rozproszeniowy lub ze wszystkimi wynikającymi z tego ograniczeniami tryboelektryczny. Na jednym z obiektów energetyki przemysłowej w północnej Polsce w roku 2001 Zainstalowano pomiar pyłu na kanale spalin, gdzie spodziewana wartość stężenia pyłu była rzedu 10mg/m n 3. Z uwagi na brak pewności, czy analizator D-CEM2000 (bliźniacza konstrukcja w stosunku do opisanego w referacie modelu 2100) poradzi sobie z tym zadaniem, zainstalowano równolegle pyłomierz tryboelektryczny tego samego producenta. Praktyka pokazała, że dało się bez problemu wyznaczyć miarodajną i powtarzalną charakterystykę pyłomierza ekstynkcyjnego sięgającą od ok. 6 mg/m n 3, natomiast wskazań przyrządu trybo elektrycznego nie można było uznać za w pełni wiarygodny. 4.5. Pomiar CO w młynie Wczesne wykrywanie zagrożenia pożarem w młynie węglowym ma kapitalne znaczenie dla zapobiegania zagrożeniom bezpieczeństwa personelu eksploatacyjnego i rozległym uszkodzeniom systemu podawania węgla do kotła. W powszechnej opinii użytkowników kotłów energetycznych zagrożenie pożarem młynów węglowych znacząco wzrosło od chwili rozpoczęcia współspalania biomasy dodawanej do węgla. Jedną z najczęściej stosowanych metod jest detekcja i pomiar poziomu stężenia tlenku węgla powstającego w procesie spalania w młynie. Analizator Codela opisany w rozdziale 3.4 został po raz pierwszy uruchomiony w warunkach przemysłowych w cementowni w Indiach w roku 2009. Od chwili uruchomienia przyrząd pracuje poprawnie. Typowym rozwiązaniem w cementowniach jest pośrednie bunkrowanie pyłu i stosowanie pracujących na podciśnieniu młynów kulowo-bębnowych. Jakość przemiału węgla w cementowni w Indiach jest znacznie gorsza niż w przypadku młynów kulowomisowych bądź rolkowo-misowych typowych w większości polskich elektrowni opalanych węglem kamiennym. W praktyce wspomnianego powyżej zastosowania nie istniał problem obstrukcji przepływu próbki przez filtr pokryty warstwą pyłu węglowego. Dostarczono również 16 analizatorów do Chin. Tam zostały one zastosowane na młynach kulowo-misowych w elektrowniach. Klient potwierdza poprawność pracy analizatorów, ale z uwagi na specyficzną dla Chin blokadę informacji brak jest szczegółowych danych.

Dowodem na przydatność przyrządów może być fakt złożenia przez tego samego klienta kolejnego zamówienia na ok. 100 analizatorów. W Europie rozpoczął się dopiero niedawno okres zbierania doświadczeń eksploatacyjnych z zastosowań przemysłowych. Jako pierwszy uruchomiono pod nadzorem producenta w kwietniu 2010r. analizator na wylocie z młyna MKM-25 na bloku 200MW w jednej z polskich elektrowni z kotłami opalanymi węglem kamiennym ze współspalaniem biomasy. Po dokonaniu niewielkiej modernizacji węzła poboru próbki analizator pracuje poprawnie i nie wymaga żadnych czynności serwisowych. Dotychczas elektrownia ogranicza się do obserwacji poziomu CO w różnych stanach ruchowych. Rys. 10 pokazuje przykładowy wykres dla 12 godzin pracy młyna przy spalaniu samego węgla, a rysunek 11 to 24-godzinny wykres dla okresu współspalania biomasy. Widać, że na pierwszym wykresie poziom CO jest stabilny i nie przekracza 7ppm, natomiast drugi z nich pokazuje szereg okresów wzrostu stężenia przez kilka minut wskazania krótkotrwale przekroczyły 200ppm. Autor referatu nie prowadzi ani nie uczestniczy w żadnym programie badawczym, a udostępnione przez elektrownię przykładowe wykresy nie dają wystarczających przesłanek do uzasadnienia wniosku, że istnieje bezpośrednia zależność między poziomem CO i współspalaniem biomasy. Nie ulega natomiast wątpliwości, że analizator wykrywa nieregularne przypadki wzrostu stężenia CO znacznie ponad poziom tła. Sens pomiaru ciągłego CO związany jest z możliwością wykorzystania sygnału nie tylko do wygenerowania alarmu, ale przede wszystkim do zainicjowania działania układu gaszącego, zapobiegającego rozwojowi ognisk pożaru. Systemy te najczęściej wykorzystują parę wodną lub co wydaje się być właściwszym rozwiązaniem mgłę wodną. Rys. 10. Przykładowy wykres CO w młynie przy spalaniu węgla

Rys. 11. Przykładowy wykres CO w młynie przy współspalaniu węgla i biomasy Trzecim niezbędnym elementem po układzie pomiarowym i wykonawczym jest określenie progu zadziałania zabezpieczenia aby ograniczyć przedwczesne zadziałania, a z drugiej strony zagwarantować interwencję w przypadku rzeczywistego zagrożenia. Z uwagi na oczywistą niechęć użytkowników do działań empirycznych na obiekcie, pozostają badania laboratoryjne. 5. Podsumowanie Analizatory optyczne In situ omówione w referacie, przede wszystkim CO, NO x, SO 2 i pyłu zarówno te będące komponentami systemu ciągłych pomiarów emisji jak i skonstruowane z myślą o zastosowaniach procesowych są przydatnym narzędziem do optymalizacji spalania oraz pracy instalacji służących redukcji emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Analizator CO w młynie może być cennym narzędziem w systemach wykrywania i zapobiegania skutkom pożaru w układach przygotowania paliwa do kotłów węglowych, zwłaszcza przy współspalaniu biomasy. Ich podstawową zaletą w stosunku do analizatorów ekstrakcyjnych jest ich praktyczna bezobsługowość. Istnieją jednak ograniczenia w stosowaniu techniki In situ i wówczas należy sięgnąć po metody alternatywne. Literatura 1. Materiały informacyjne firm Codel International i Pentol-Enviro Polska dostępne na stronach internetowych www.codel.co.uk i www.pentol.pl 2. Niskoemisyjne techniki spalania w energetyce praca zbiorowa pod redakcją Włodzimierza Kordylewskiego, Wrocław 2000.

Abstract The main purpose of the paper is to present all advantages of application of in situ instruments for boiler process control with full respect to limitations of such instruments. In situ CO Analysers are extremely reliable and maintenance-free instruments and therefore can be used for responsible applications like boiler performance optimisation from points of view of combustion stability, NO x reduction and last but not least boiler efficiency. The same gas analyser can additionally measure NO x and SO 2 to control existing emission reduction systems, similarly like dust monitor can supervise performance of the precipitator. New, extremely important problem has been encountered since initiation of biomass cocombustion in the boilers. i.e. danger of fire or even explosion in the mill or other components of the fuel supply system. Present Mill CO Analysers can be a vital component of relevant protection systems. Practical experience of the instrument performance in one of Polish Power Plants with 200MW power units confirmed reliability of the instrument. It can be used as a trigger of a fire extinguishing installation. It requires, however, to set alarm threshold level by other means than site test.