Bıyokütle-kömür karısımlarının yanmasının incelenmesi
Investigation of co-firing coal and biomass blends
Yazar: CANSU DENİZ CANAL
Danışman: PROF. DR. YAKUP ERHAN BÖKE ; PROF. DR. ALİ CEMAL BENİM
İstanbul Teknik Üniversitesi / Lisansüstü Eğitim Enstitüsü / Makine Mühendisliği Ana Bilim Dalı / Makine Mühendisliği Bilim Dalı
Derece: Doktora, 2023
Konu: Enerji = Energy ; Makine Mühendisliği = Mechanical Engineering

Özet:
Fosil yakıtlardan enerji üretiminin çevresel etkileri konusundaki endişelerin artması, daha sürdürülebilir enerji üretme araçlarının geliştirilmesine ve kullanılmasına yol açmıştır. Bu gelişmeye, yenilenebilir ve sürdürülebilir enerjinin ulusal ve uluslararası enerji arzındaki payının artırılması da katkı sağlamıştır. Tarihsel olarak, yenilenebilir enerji kaynakları nispeten yüksek maliyetleri ve yüksek teknik riskleri nedeniyle fosil enerji ile rekabet etmekte zorlanmışlardır. Biyokütlenin geleneksel kömür yakıtlı kazanlarda kömür ile birlikte yakılması, biyokütlenin enerji ve bazı durumlarda ısı üretimi için kullanılması oldukça ilgi çekici bir seçenek haline gelmiştir. Birlikte yanma, mevcut fosil yakıta dayalı güç sistemleriyle ilişkili kapsamlı altyapıdan yararlanır ve yalnızca nispeten mütevazı bir ek sermaye yatırımı gerektirir. Çoğu ülkede, biyokütlenin birlikte yakılması önemli ölçüde karbondioksit salınımını azaltmak için mevcut olan en ekonomik teknolojilerden biridir. Dünya çapında biyokütle birlikte yakma işleminin büyük çoğunluğu, pülverize kömür gücü yüksek kazanlarda gerçekleştirmektedir. Pülverize kömür yakıtlı elektrik 
santralleriyle ilgili temel birlikte yakma seçenekleri vardır. Biyokütlenin kömür yakma sistemine veya doğrudan fırına beslenmesini içeren birlikte yakma, biyokütlenin gazlaştırılmasını ve ürün yakıt gazının fırında yanmasını içeren dolaylı birlikte yakma ve biyokütlenin ayrı bir yakıcı ve kazanda yakılmasını ve kömürlü termik santral buhar ve elektrik üretim sistemlerinde üretilen buharın kullanılmasını içeren paralel yakma seçenekleri mevcuttur.Biyokütle ve kömürün birlikte yakılmasının ucuz ve düşük riskli sürdürülebilir enerji seçeneği olmasına rağmen, birçok teknik mesele de vardır. Hesaplamalı akışkanlar dinamiği, ekonomik olarak birlikte yanmadan doğacak problemlerin anlaşılması için ekonomik verimli bir araçtır. Varolan kömür yanma modelleri, biyokütle ile birlikte yakılmasının etkisini içerecek şekilde modifiye edilmektedir. Hesaplamalı akışkanlar dinamiği yaklaşımları çerçevesinde, kömür ve biyokütle karışımı yanma hesaplamaları, gaz ve parçacık fazları için zaman ortalamalı korunum denklemlerinin sayısal çözümü ile elde edilir. Parçacıklar lagrangian çerçevesinde işlenirken, gaz fazı Euler alanında çözülür. Gaz fazı genellikle Reynolds Ortalamalı Navier Stokes denklemleri çözülerek modellenir. Katı yakıt parçacıklarının hareketi, ayrık faz modeli tarafından izlenir. Birlikte yanmadaki model, türbülanslı akışkanlar mekaniği, gazlı yanma, parçacık dağılımı, parçacık kurutma, buharlaştırma, heterojen kömür reaksiyonu, kirletici oluşumu ve ışınım için alt modellerden oluşmaktadır. Bu modeller yanma koşullarına göre çalışılmıştır. Oksi yakıt yanması karbondioksit ve azot gazındaki fiziksel farklılıklar sebebiyle hava ortamında yanmasından oldukça farklıdır. Aynı zamanda ışınımda farklı olmaktadır. CO2 ve H2O yüksek kısmi basınçlarıyla, oksi yakıt yanması altındaki gaz emisyonu, hava ortamında yanması sırasındaki baca gazlarından daha güçlüdür. 
Bu tez kapsamında, küçük ölçekli ve sanayi ölçekli iki farklı beslemeli sistem kullanarak kömür, biyokütle ve bu iki yakıtın birlikte yakılmasının araştırılması yapılmıştır. Küçük ölçekli sistem, RWTH Aachen Üniversitesinde ısı ve kütle transferi kürsüsüne ait deneysel düzenektir. 40kW, 60 kW ve 100 kW gücünde 3 farklı yakıcı kullanılmaktadır. Kömür olarak Ren linyitleri kullanılmaktadır. 
Biyokütle olarak ise kurutulmuş odunsu biyokütle kullanılmaktadır. Deneyler hem hava ortamında hem oksi ortamda gerçekleşmektedir. Sanayi ölçekli sistem ise, Tunçbilek termik santralinin 5. ünitesidir. Bu ünitenin kazanı içine kömür yakıtı ile birlikte biyokütle yakıtının da beslenmesinin sayısal modellemesi çalışılmıştır.Kömür olarak Tunçbilek linyiti ve biyokütle olarak odunsu yapıda olan Kızılçam kullanılmıştır. Bu sistem 150 MW gücündedir. Sayısal hesaplamalar için, ticari bir yazılım olan Fluent 18 programı kullanılmıştır. Bu tez kapsamında, hem Euler-Lagrangian hemde Euler-Euler modellemesi çalışılmıştır. Her bir farklı güçteki yakıcı için modelleme çalışması gerçekleştirilmiştir. 60 kW yakıcı kullanılarak hava ortamında kömür yanması, 40 kW yakıcı kapsamında biyokütle yakıtının oksi ortamda yanması, 100 kW yakıcı kullanarak ise hem kömür yanması hemde karışımlarının yanması hesaplanmıştır. EL modelinde parçacık takibi Lagrangian çerçevesinde, gaz fazı ise Euler çerçevesinde gerçekleşmektedir. 40 kW gücündeki yakıcı için hem EE hem EL çerçevesinde yanma incelenmiştir. Diğer yakıcılarda ise parçacık takibinin yapılabilmesi için EL çerçevesinde hesaplamalar yapılmıştır. Laboratuvar ölçekli küçük yanma sisteminde ve sanayi ölçekli sistemde türbülans modellemesi için 5 farklı türbülans modeli kullanılarak hesaplamalar gerçekleştirilmiştir. Türbülans modelleri, Standard k-epsilon, Relizable k-epsilon, RNG k-epsilon, SST k-w ve Reynolds Stres modeli olarak seçilmiştir. RANS çerçevesinde modelleme gerçekleştirilmiştir. Parçacık fazında ayrık faz modeli kullanılmıştır. Sisteme kömür beslemesi 30 iterasyonda bir yapılmaktadır. Kömür yanmasında bir enjeksiyon kullanılırken, karışımlarının yanmasında iki enjeksiyon kullanılmıştır. Parçacık dağılımı için Rosin Rammler dağılımı kullanılmıştır. Ayrıca parçacık büyüklüğüne bağlı olarak 60 kW gücündeki yakıcı için Logaritmik Rosin Rammler dağılımı da tercih edilmiştir. 100 kW gücündeki yakıcı kullanılarak deneysel verilerle doğrulama hesaplamaları yapılmıştır. Doğrulama çalışması kapsamında, eksenel ve teğetsel hızlar, sıcaklık dağılımı, emisyon miktarları dikkate alınarak hesaplamalar yapılmıştır. Bununla birlikte döngü sayısının alev oluşumuna etkisi hesaplanmıştır. Sanayi ölçekli sistemde de, duvardan 45 cm içeride alınan sıcaklık verileri ile yapılan hesaplamanın doğrulama çalışması gerçekleştirildi. Işınım ile olan ısı geçişi, Fluent programında P1 modeli kullanılarak hesaplanmıştır. Hava ve oksi ortamda yanma analizi yapılan tez çalışmasında, hava ortamında yanma için absorpsiyon katsayısı olarak WSGGM domain modeli kullanılırken, oksi ortamda yanma için kullanıcı tanımlı fonksiyon (UDF) kullanılmıştır. Yanma modeli olarak Finite rate/Eddy dissipation modeli kullanılmıştır. Piroliz oranlarının hesaplanmasında hem tek oran modeli hemde iki rakip oran modeli kullanılmıştır. Parçacık yanmasında, kinetik difüzyon oranı modeli kullanılmıştır. Tez çalışması kapsamında, detaylı yanma hesaplamaları yapılmış olup farklı parametrelerin yanmaya olan etkileri belirtilmiştir. Türbülans modellerinin kıyaslanmasıyla yapılan hesaplamalar sonucunda, tüm yakıcı modellerinde RSM modelinin diğer türbülans modellerine göre daha yakın sonuç verdiği gösterilmiştir. 
RSM sonucuna en yakın sonuç veren türbülans modeli Standard k-epsilon modeli olmuştur. RSM modeli ile hız değerlerinin tahminindeki hata payı %4 olarak hesaplanmıştır. Kömür yanması yapılarak gerçekleştirilen hesaplamalarda, parçacık boyut sınıfının ve parçacığın türbülanslı dağılımının sıcaklığa ve hesaplama maliyetlerine etkisi olduğu belirtilmiştir. Yapılan çalışma da, parçacık boyutu için 12 adet sınıfının olması ve parçacık türbülans dağılım parametresinin ise 5 olarak tercih edilmesi, hesaplama maliyeti ve sonuçlar açısından en anlamlı veriler olduğu hesaplanmıştır. 40 kW gücündeki kazan kullanılarak ise EE ve EL modelleri arasındaki fark hesaplanmıştır. Aynı zamanda biyokütle alevi ile kömür alevinin kıyaslanması gerçekleştirilmiş olup, aralarındaki farkın piroliz oranlarına bağlı olduğu belirtilmiştir. 100 kW gücündeki yakıcı kullanılarak kömür ve biyokütle karışımlarının yanması modellenmiştir. Bu modelde, kömür yanması ve biyokütle yanmasında ulaşılan sonuçlar ışığında hesaplamalar gerçekleştirilmiştir. Birlikte 
yanma oksi ortamda ve hava ortamında yanma varsayılarak hesaplanmıştır. Birlikte yanma oranları, %25 Biyokütle/%75 Kömür, %50 Biyokütle/%50 Kömür, %75 Biyokütle/%25 Kömür olarak belirlenmiştir. Birlikte yanma olduğunda, alevin davranışı gözlemlenmiştir ve kazan içinde oluşacak sıcaklık dağılımları hesaplanmıştır. Biyokütle eklendikçe alevin ötelendiği, kazan içindeki en yüksek sıcaklığın düştüğü belirtilmiş olup, ısıl değerlerinin farkından kaynaklandığı sonucuna varılmıştır. Çalışma yapılan kazan için, biyokütlenin yüksek oranlarda eklenmesinin bir sorun oluşturmayacağı belirtilmiştir. Yakıtların içeriklerinin benzer olması bir fayda sağlamaktadır. Aynı zamanda biyokütle eklendikçe, SO2 mol oranı düşmektedir. Biyokütle yakıtının içeriğinde bulunan kükürt, kömürden bulunandan yaklaşık 10 kat daha azdır. Sonuç olarak, %25 biyokütle eklenmesi durumunda, %75 biyokütle eklenmesi durumuna göre kıyasla %35 daha fazla SO2 oluşmaktadır. Birlikte yanma modellenirken seçilen döngü sayısı 1,2'dir. bu döngü sayısının değişmesi durumunda alevin davranışı hesaplanmış olup, döngü sayısına göre emisyon değerleri de belirtilmiştir. Döngü sayısı 0,4'den 1,4'e kadar 0,2 aralıklarla seçilmiş olup toplamda 6 farklı döngü sayısı için hesaplama gerçekleştirilmiştir. Bu hesaplamalar sonucunda, döngü sayısı arttıkça, kazan çıkışında CO2 mol oranı ve SO2 mol oranı artmaktadır. Döngü sayısı 1,2 değerinden sonra, bu artış sabit kalmaktadır. Döngü sayısının artması, karışımın etkisinin artması ve yanmanın etkili gerçekleştiğini göstermektedir. En küçük döngü sayısına kıyasla, en yüksek döngü sayısı kullanıldığında, %32 oranında daha fazla SO2 çıkışı, %6,4 oranında daha fazla CO2 çıkışı olmaktadır. Döngü sayısı arttıkça kazanda oluşan sıcaklıklarda artmaktadır. Aynı zamanda daha geniş radyal bir mesafe de alev yayılmaktadır. Döngü sayısı arttıkça daha kararlı alev yapıları çıkmaktadır. Çalışma kapsamında, oksijen derişimlerinde birlikte yanma oranlarının incelenmesi de yapılmıştır. %23, %25, %27, %30 ve %33 olmak üzere, 5 farklı oksijen seviyesi belirlenmiştir. Okijen seviyesi arttıkça diğer bir söyleyiş ile CO2 seviyesi azaldıkça kazan içerisindeki pik sıcaklık değeri artmaktadır. Çıkıştaki CO2 seviyesi azalmaktadır. Hava ortamında yanma da hesaplanmıştır. Bu hesaplamalardaki farklılık, CO2 ve N2'nin termodinamik davranış özelliklerindeki farklılıktan kaynaklanmaktadır. Oksi ve hava ortamında yanma karşılaştırıldığında, hava ile yanma sonucunda oluşan CO2 mol oranı, oksi ile yanma sonucuna göre 8 kat daha azdır.
Sanayi ölçekli yanma sisteminde ise, biyokütle alt grup yakıcılardan sisteme beslenmektedir. Küçük ölçekli sistem de hesaplamalar sonucunda elde edilen bilgiler ışığında, bu modellemeler gerçekleştirilmiştir. Birlikte yanma oranı olarak %42 olarak belirlenmiştir. Yapılan bu analizlerle neticesinde, sistemde değişiklik yapmadan brilikte yanma gerçekleştirilebilmektedir. Yapılan analizlerden CO2 mol oranının biyokütle kullanılarak %10 daha düşük olduğu hesaplanmıştır.

Abstract:
In recent years, power generation from fossil fuels still plays a dominant role all over 
the world. The usage of coal as an energy source is directly related to its availability, 
accessibility, having advanced technologies and faster installation of power plants. 
Due to environmental effects of using coal as a source of energy production, 
alternative renewable energies are an attractive option to produce clean energy. 
Biomass is one of the oldest energy sources among renewable energy sources. It 
consists of organic materials such as plant and animal wastes.
Co-firing of biomass with coal is an interesting topic as it could be co-combustion 
with minimal modifications using the previous infrasturucture of coal fired plants. 
Therefore, this is totally economical option for electricity generation. Its total cost 
vary depending on the amount of biomass, distance to power plant and its 
availability. Co-firing with coal and biomass option is cheaper than biomass 
combustion option in economical respect. For environmental issue, carbondioxide is 
reduced according to coal-fired power plant. 
In this research, pulverized combustion of coal and biomass was investigated in 
laboratory scale burner and industrial boiler. For laboratory scale boiler, 40kW, 
60kW and 100 kW swirl burners are used during experimental measurement. 
Pulverized coal and biomass combustion under air and oxy atmosphere carried out in 
this system. Validation study was done by using experimental data. Axial, tangential 
velocity, temperature distribution along furnace, carbondioxide and NOx 
concentration were measured during experimental study. Rhenish lignite and 
torrified biomass was used for combustion processes. Four inlets were existed for 
60kW and 100 kW burner geometry. There is no tertiary inlet for 40kW burner. 17%, 
26%, 1,5% and 54,5% air or oxygen were sent to system to achieve complete 
combustion. Laser Doppler Anemometry was used to measure velocity. The burner 
platform is moving through axial coordinate, and observation level is fixed. Data 
were taken between 0,025m and 0,5m. For industrial case, 5th unit of Tuncbilek 
power plant was choosen to model numerically. This unit has 150 MW thermal 
power and pulverized lignite is used for fuel. Boiler having 12m width, 69m length 
and 12m depth was used to establish model for coal combustion and co-firing. There 
are 3 burner levels and each burner level has 6 burners. Totally, 18 burners are used 
for combustion. 43% of air amounts was sent into upper and middle burners, while 
14 % of air was sent into lower burners. Total amount of coal were distributed as 
43%, 35% and 22% into upper, middle and lower burners. To investigate co-friring 
mode, selected biomasses were sent into the system by using lower burners. 
Measurements were taken from 45cm away from the walls above the furnace zone.
Coal combustion with biomass is quite possible in existing pulverized coal power 
plants. Various tests are required to examine the co-combustion of existing power 
plants with biomass and these tests are very expensive. Modeling studies could be 
used to investigate co-combustion, understand the behavior of the combustion 
process in the boiler, as a result, the number of experimental tests could be reduced, 
and optimum operating conditions could be determined. Computational Fluid 
Dynamics model plays an vital role in combustion processes and technologies. In 
solid fuel combustion modules could be listed as turbulent flow, radiation, particle 
injections, homogeneous reactions, heteregeneous reactions, pollutant formation and 
ash behavior. 
Mesh studies were done for laboratory scale and industrial scale boiler. Moreover, 
mesh independency studies were carried out. As a result of studies, 4,2 million mesh 
and 35000 mesh were generated for industrial and laboratory scale burner, 
respectively. Industrial scale boiler is 3D geometry, while small scale boiler was 
modelled 2D axisymmetry. 
In both models (small scale boiler and industrial boiler), type of all inlets were 
selected as mass flow rate and outlets were defined as pressure outlet. Boundary 
types of others were named as wall. In 2D model, there was only fluid region while 
in 3D model, there was a porous region which represented the volumetric spaces of 
heat exchangers and pipes. 
In this research, five different turbulence model (Standard k-e, RNG k-e, Relizable k-e, SST k-w, Reynolds Stress Model) were used to model pulverized coal and biomass 
combustion in small scale boiler. All turbulence model calculation were validated 
with experimental data of coal and biomass combustion. For coal combustion 
validation study, 100 kW burner was modelled, while for biomass combustion, 40 
kW burner was modelled. RSM was choosen best turbulence model for laboratory 
scale boiler. Standard k-e approach gave second best result for combustion. 
Particle distribution were modelled by using Rosin Rammler. In this study, the 
suitability of the modified Rosin rammler was also investigated according to given 
particle distribution in experimental study. Turbulent particle dispersion (M) and 
particle size class (N) were researched to reduce computational cost by modeling 60 
kW burner. Optimum number of M and N were obtained. Moreover, particles were 
sent into primary inlet normal to the boundary. In cofiring option, there were two 
injections and mass flow rate of fuel were determined by using cofiring ratios. 
Maximum, average and minimum diameters were defined in Rosin Rammler 
distribution. 
Radiation was modelled by using P1 model. Moreover, for 40 kW biomass 
combustion modelling, user defined function was defined to investigate the radiative 
heat transfer more accurate. P1 radiation model is preferred to get results more faster 
and accurate. Weighted sum of gray gases domain was selected for particle radiation. 
Swirl number were investigated for pulverized coal combustion in lab-scale boiler. 
Furthermore, swirl number, defining as tangential velocity over axial velocity, was 
determined for co-firing to provide efficient mixing. In industrial scale burners, fuel 
were pulverized into system tangentially.
Fuel particles pass through the steps of evaporation and pyrolysis with increasing 
temperature. Remaining substance is called char and char oxidation is in 
heterogeneous reaction The remaining char burns with heterogeneous reactions and 
volatile substances combust homogeneously. A single kinetic rate devolatilization 
model was used for coal, while two competing rate models were used for torrified 
biomass fuel. For combustion modelling, finite rate/eddy dissipation model was used 
in this study. Coal combustion modelling was calculated under oxy-atmosphere 
depending on experimental set-up. Comparison of air and oxy combustion was 
carried out in this research. Furthermore, oxygen concentration in oxy environment 
was investigated during co-firing mode. Emissions, NOx, SOx and CO2 
concentration, were calculated while using coal and biomass together or seperately. 
In Tuncbilek power plant, pulverized coal combustion was modelled first and 
validated with experimental results. Cofiring analyses were done to predict 
temperature and velocity distribution before implementing biomass physically. 
Moreover, emission concentrations were investigated and compared with coal 
combustion. Within the scope of the thesis study, detailed combustion calculations 
were carried out and the effects of different parameters on combustion were stated. 
In the calculations performed by coal combustion, it is stated that the particle size 
class and the turbulent dispersion have an effect on the temperature distribution and 
calculation costs. In this study, it was calculated that having 12 classes for particle 
size and choosing the particle turbulence dispersion parameter as 5 gave the most 
accurate results and selected to reduce calculation cost. Using a 40 kW boiler, the 
difference between EE and EL models was calculated. At the same time, the 
comparison of biomass flame and coal flame was carried out and it was stated that 
the difference between them depends on the pyrolysis rates of fuels. Using the 100 
kW burner, the combustion of coal and biomass mixtures was modelled. In this 
model, calculations were made in the light of the results obtained in coal combustion 
and biomass combustion.Co-combustion was calculated assuming combustion in oxy 
environment and air environment. Co-combustion rates were determined as 25% 
Biomass/75% Coal, 50% Biomass/50% Coal, 75% Biomass/25% Coal. In case of cocombustion, the behaviour of the flame was observed and the temperature 
distributions inside the boiler were calculated. As the biomass is added, the flame is 
shifted, the highest temperature in the boiler decreases and it is concluded that this is 
due to the difference in heating values. For the boiler studied, it was stated that the 
addition of biomass at high rates would not cause a problem. The fact that the 
contents of the fuels are very similar provides a benefit. At the same time, SO2 mole 
ratio decreases as biomass is added. The sulphur content of biomass fuel is about 10 
times less than that of coal. As a result, with 25% biomass addition, 35% more SO2 is 
generated than with 75% biomass addition. The chosen swirl number is 1.2. The 
behaviour of the flame was investigated when this number is varied and the emission 
values are also indicated. The swirl numbers were selected in 0.2 intervals from 0.4 
to 1.4 and the calculations were performed for 6 different swirl numbers in total. As a 
result of these calculations, as the swirl number increases, the CO2 mole ratio and 
SO2 mole ratio at the boiler outlet increases. After the swirl number as 1.2, this 
increase remains constant. The increase in the swirl number indicates that the effect 
of the mixture increases and the combustion is became effective. Compared to the 
smallest number of swirl, when the highest number of swirl is used, there is 32% 
more SO2 mole fraction at the exit of boiler and 6.4% more CO2 mole fraction at the 
exit of boiler. As the number of swirl increases, the temperatures in the boiler 
increase. At the same time, the flame spreads over a larger radial distance. As the 
number of swirl increases, more stable flame structures occurs. Within the scope of 
the study, co-combustion ratio at oxygen concentrations were also investigated. 5 
different oxygen levels were determined as 23%, 25%, 27%, 30% and 33%. As the 
oxygen level increases, in other words, as the CO2 level decreases, the peak 
temperature value in the boiler increases. The CO2 level at the exit of the boiler
decreases. Combustion in air environment was also calculated. The difference in 
these calculations is due to the difference in the thermodynamic behaviour 
characteristics of CO2 and N2. When combustion in oxy and air is compared, the 
mole fraction of CO2 formed as a result of combustion with air is 8 times less than 
the result of combustion with oxy.
In the industrial scale combustion system, biomass is fed to the system from subgroup burners. In the light of the information obtained as a result of the calculations in the small-scale system, these modelling were carried out. The co-combustion rate was determined as 42%. As a result of these analyses, co-combustion can be 
achieved without making any changes in the system. From the analyses, it is 
calculated that the CO2 mole ratio is 10% lower using biomass. 
As a conclusion, a detailed computational fluid dynamics model for coal and biomass 
combustion has been established in our country, Turkey. The co-combustion model 
using domestic lignite and biomass is intended to be used in existing coal combustion 
systems. In this context, the parameters affecting the combustion on the small-scale 
combustion system were analysed and as a result, it was made applicable to the 
industrial-scale combustion systems.