Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Struktura wewnętrzna peletów z addytywem oraz wpływ zawartości wilgoci przed procesem peletowania na produkt końcowy

Wnorowska J., Tymoszuk M., Kalisz S.

Instal

2018

nr 12

15--19

W artykule przedstawiono analizę rozkładu wielkości cząstek wewnątrz peletów oraz wpływu zawartości wilgoci przed procesem peletyzacji na wytrzymałość mechaniczną produktu końcowego. W badaniach wykorzystano następujące rodzaje biomasy bez i z zawartością addytywu (haloizytu): słomę pszenną/żytnią (z obszaru Polski) – SP-K, miscantus – DM, słomę zbożową (z obszaru Niemiec) – DS oraz pelety zielne – BZ. Stwierdzono, że cząstki wewnątrz peletów charakteryzowały się rozmiarem ziaren poniżej 3mm, a procentowa frakcja masowa przechodząca przez sito 1 mm dla każdej próbki utrzymywała się na poziomie wyższym niż 70%. Wilgotność przed peletyzowaniem dla badanych surowców mieściła się w przedziale 25% – 30% w zależności od użytego surowca, natomiast wartości wytrzymałości mechanicznej w granicach 77,7% – 96,2% (w zależności od rodzaju materiału oraz zawartości wilgoci przed procesem peletowania).

The article presents analysis of the particle size distribution inside pellets and the influence of moisture content before pelletisation process on final products mechanical strength. Following types of biomass were used without and with the content of additive (halloysite): Polish wheat straw – (SP-K), miscanthus (DM), cereal straw (DS) and herbaceous pellets (BZ). Particles inside pellets were characterized by a grain size smaller than 3 mm and the cumulative weight percent passing through the sieve with mesh screen 1 mm for each sample was at the level higher than 70 %. The moisture content before pelletisation process for tested materials was in the range of 25% – 30% depending on the material which was used, while values of mechanical strength of pellets were within the range of 77.7% – 96.2% (depending on the type of material and moisture content before the pelletisation process).

Badania wpływu stosowania technologii SNCR na temperaturę kwasowego punktu rosy w kotłach pyłowych

Ciukaj S., Tymoszuk M.

Energetyka

2012

nr 12

773-776

Przedstawiono wpływ stosowania wtórnej metody obniżenia emisji tlenków azotu SNCR (selektywnej redukcji niekatalitycznej) w kotłach energetycznych na temperaturę kwasowego punktu rosy spalin. Wtrysk znacznych ilości wody procesowej towarzyszący reakcjom NOx z amoniakiem lub mocznikiem ma na celu zapewnienie właściwego zakresu temperatury spalin tzw. okna temperaturowego. W kotłach pyłowych opalanych węglem kamiennym zakres temperatury spalin na wylocie z komory paleniskowej zmienia się w zależności od obciążenia kotła, wydajności poszczególnych młynów oraz ich stanu technicznego. W związku ze zmiennymi warunkami procesu spalania ilość reagentu oraz wody procesowej także ulega zmianie. Doświadczenie eksploatacyjne wskazuje, iż do uzyskania właściwej temperatury spalin konieczne jest zużycie do 15 000 kg/h wody procesowej. Wtryskiwana woda nie bierze udziału w reakcjach redukcji NOx, lecz odparowując obniża do wymaganego poziomu temperaturę środowiska reakcji. Wprowadzany do kotła dodatkowy strumień wilgoci zwiększa zagrożenie korozją powodując podwyższenie temperatury wodnego punktu rosy. Prezentowane rozważania skupiają się na problemie korozji niskotemperaturowej występującej w pyłowych kotłach energetycznych. Przedstawiono zależność pomiędzy temperaturą wodnego punktu rosy a wydajnością instalacji SNCR wyznaczoną na podstawie obliczeń oraz pomiarów przeprowadzonych w kotłach energetycznych z wdrożoną technologią SNCR. Potwierdzono liniową zależność obrazującą wzrost temperatury wodnego punktu rosy wraz ze zwiększaniem strumienia wody procesowej w instalacji SNCR. Niskie ciśnienie parcjalne par H2SO4 powoduje, że temperatura kwasowego punktu rosy jest wyższa od temperatury wodnego punktu rosy, przez co determinuje ona najniższą dopuszczalną temperaturę spalin wylotowych, a co za tym idzie wpływa na sprawność kotła. Różnica pomiędzy temperaturą kwasowego i wodnego punku rosy (?tr = tr – twr) w większości przypadków nie przekracza 15 K, jednakże wraz z zwiększającym się strumieniem wtryskiwanej wody procesowej zagrożenie korozją niskotemperaturową również wzrasta.

Presented is the influence of application of the SNCR nitric oxide emission reduction secondary method in power boilers on the flue gas acid dew point temperature. The injection of considerable amount of process water, accompanying NOx reactions with ammonia or urea, has in task to ensure the proper range of flue gas temperature i.e. of the so-called temperature window. In pulverized coal-fired boilers the flue gas temperature range at the furnace outlet may vary depending on actual boiler load, output of each individual mill and their technical condition. Due to changing firing conditions the actual amount of process water and the reagent also changes. The operating experience shows that for achieving the proper flue gas temperature it is needed to use up to 15 000 kg/h of process water. The injected water does not take part in NOx reduction reactions but when vaporizing it lowers the reaction environment temperature to the required level. The brought into the power boiler additional stream of moisture intensifies the corrosion hazard in the way of raising up of the water dew point temperature. Presented deliberations focus on the problem of low-temperature corrosion occurring in pulverized fuel-fired power boilers. Presented is the dependance between the water dew point temperature and efficiency of the SNCR installation determined on the basis of calculations and measurements done on power boilers with implemented SNCR technology. Confirmed is the linear dependence illustrating the rise of the water dew point together with increasing the process water stream in SNCR installation. Because of the low H2SO4 vapour partial pressure, the acid dew point temperature exceeds the water dew point one, determining in the same way the lowest acceptable flue gas temperature and, as a result, affecting the boiler efficiency. The difference between the acid and water dew point temperatures (?tr = tr – twr) is, in most cases, unlikely to exceed 15 K, but together with the increasing stream of injected process water the low-temperature corrosion hazard also rises.