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 100kW t. 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. CO 2, SO 2, CO, NO) oraz zawartość wilgoci w gazach spalinowych. Spalanie biomasy w komorze paleniskowej odbywało się w zakresie temperatury 800 o 850 o C, 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 CO 2 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 CO 2. 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 CO 2 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 CH 4, który byłby emitowany podczas jej składowania na składowiskach odpadów. Unikniecie emisji CH 4 jest bardzo korzystne, ponieważ gaz ten ma 21-krotnie silniejsze oddziaływanie na intensyfikację efektu cieplarnianego w odróżnieniu od CO 2 [6]. Przy spalaniu biomasy następuje również redukcja emisji SO 2, ponieważ biomasa nie zawiera lub w większości zawiera śladowe ilości siarki. Drewno, jako przykład biomasy, zawiera masowo znacznie mniejsze ilości N 2 w porównaniu z węglem. Co więcej, podczas odgazowania znaczne ilości NH 3 mogą być uwalniane z cząstki paliwa stałego, co prowadzi do redukcji NO do N 2 i jest źródłem termicznych DeNO x.. 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 Jednostka Słoma Słoma Drewno żółta szara Bez kory Wilgoć % 10-20 10-25 5-60 Części lotne % 70-80 70-80 >70 Popiół % 5 3 0,4-0,5 C *) % 45-48 43-48 48-52 H % 5-6 5-6 6,2-6,4 O % 36-48 36-48 38-42 Cl % 0,97 0,14 0,01-0,03 N % 0,3-0,6 0,3-0,6 0,1-0,5 S % 0,05-0,2 0,05-0,2 <0,05 K % 1,3 0,7 0,02-0,05 Ca % 0,6 0,1 0,1-1,5 Ciepło spalania MJ/kg 17,4 17,4 18,5-20 Gęstość kg/m 3 100-170 100-170 390-640 Temperatura topliwości C 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 (-NH 2 ). 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 0,1MW t. 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 MW t. 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 Mieszanka 2 Mieszanka 3 Wilgoć całkowita (stan roboczy) % 5 6 5 Zawartość popiołu % 7 7 9 Wartość opałowa (stan roboczy) kj/kg 19347 17967 16406 Zawartość węgla % 39,37 40,73 41,73 Zawartość siarki % 0,09 0,1 0,09 Stężenia CO 2 dla trzech mieszanek paliwowych zostały przedstawione na rysunku 4. W przypadku pierwszej mieszanki biomasy stężenie CO 2 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 CO 2 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 CO 2 tj. wahało się ono w granicach 10-14%. Największe zmiany stężenia CO 2 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 CO 2. 18 16 14 Mieszanka 1 Mieszanka 2 Mieszanka 3 Stężenie CO 2, [%] 12 10 8 6 4 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 Czas, [h] Rys. 4. Stężenie CO 2 dla trzech wariantowych mieszanek biomasy. Z uwagi na fakt, że instalacja pilotażowa o mocy 0,1MW t 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 CO 2. Gwałtownym spadkom stężenia CO 2 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 SO 2 przy mieszance pierwszej występowały najmniejsze wahania wartości stężenia SO 2, 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 SO 2, doprowadziła do ciągłego spadku stężenia tego gazu w spalinach do poziomu 125ppm. W trakcie spalania mieszanki trzeciej stężenia SO 2 wykazywały dużą zmienność, z zachowaniem trendu spadkowego wartości.
7000 6000 5000 Mieszanka 1 Mieszanka 2 Mieszanka 3 Stężenie CO, [ppm] 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. 225 200 Mieszanka 1 Mieszanka 2 Mieszanka 3 Stężenie SO 2, [ppm] 175 150 125 100 75 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 Czas, [h] Rys.6. Stężenie SO 2 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. 400 350 300 Mieszanka 1 Mieszanka 2 Mieszanka 3 Stężenie NO, [ppm] 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 SO 2 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 CO 2 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