Master of Science Thesis KTH School of Industrial Engineering and Management

Energy Technology EGI_2017-0052-MSC EKV1193 Division of Heat & Power SE-100 44 STOCKHOLM

Technical description of WtE (waste to energy) facility in

Donetsk, Ukraine

Oleg Kukharchuk

Master of Science Thesis EGI_2017-0052-MSC EKV1193

Technical description of WtE (waste to energy) facility in Donetsk, Ukraine

Oleg Kukharchuk

Approved

2017-06-15

Examiner

Miroslav Petrov - KTH/ITM/EGI

Supervisor

Miroslav Petrov Commissioner

Contact person

Affil.Prof. Ivan Kazachkov

Abstract

The main objective of this thesis project is to analyze some selected aspects of the feasibility study done in connection with the planning of a new WtE (waste-to-energy) facility in the city of Donetsk, Ukraine.

The report pictures the present situation in Donetsk, existing infrastructure and national regulations, selected location of the facility and suitable waste fuels for incineration, focusing on some important items such as: land allocation and logistics; waste management strategy (collection and sorting, garbage trucks, roads); fuel characteristics and incineration plant operational strategy; existing infrastructure and limitations (city water system, natural gas system, electricity system, district heating system).

The study describes the technical solutions chosen for the WtE facility, the civil works and building service systems, the operation and maintenance concept of the facility. The focus lies particularly on the general technical design criteria - operational functions, availability and redundancy; the fuel handling process- weighing, quality check, waste bunker, fuel treatment; the waste incinerator and steam boiler technology, slag extracting system, hydraulic piping, auxiliary systems, boiler performance and steam data; the flue gas cleaning system; the steam turbine and electrical generator drivetrain; and auxiliary systems.

Major attention is laid upon the operational strategy and functionality of the WtE complex involving the waste incinerator and combined heat and power (CHP) plant, in order to be best adapted to the fuel resource availability, environmental regulations, and the district heating network load profile.

SAMMANFATTNING Huvudsyftet med detta examensarbete är att analysera några utvalda aspekter av genomförbarhetsstudien som gjorts i samband med planeringen av en ny anläggning för avfallsförbränning med energiutvinning (WtE) i Donetsk, Ukraina.

Rapporten beskriver den nuvarande situationen i Donetsk med befintlig infrastruktur och nationella bestämmelser, utvald placering för anläggningen och lämpliga avfallsbränslen för förbränning med inriktning på några viktiga föremål såsom markallokering och logistik. Också andra detaljer är viktiga att diskuteras såsom avfallshanteringsstrategi (insamling och sortering, sopbilar, vägar); bränsleegenskaper och förbränningsanläggningens operativa strategi; befintlig infrastruktur och begränsningar (stadsvattensystem, naturgassystem, elsystem, fjärrvärmesystem).

Studien beskriver de tekniska lösningarna som valts för WtE-anläggningen, civilarbeten och byggnadssystemen, anläggningens drift och underhållskoncept. Fokus ligger särskilt på de allmänna tekniska designkriterierna - operativa funktioner, tillgänglighet och redundans; bränslehanteringsprocessen - vägning, kvalitetskontroll, avfallsbunker, bränslebehandling; avfallsförbränningsanläggning och ångpannteknik, slaggutdragningssystem, hydraulisk rörledning, hjälpsystem, pannans prestanda och ångdata; rökgasreningssystemet; ångturbin och elgenerator; och olika hjälpsystemen.

Stor uppmärksamhet läggs på WtE-komplexets operativa strategi och funktionalitet, som inbegriper avfallsförbränningsanläggningen och kraftvärmeprocessen, för att bäst anpassas till tillgången till bränsleresurser, miljöriktlinjer och fjärrvärmesystemets belastning.

1 

Acknowledgment 

I would like to express my gratitude to Doctor Ivan 

Kazachkov, who has helped and provided guidance 

with this thesis. Without his help on some particular 

topics,  this  thesis  would  never  have  been 

completed.   

2  

TABLEOFCONTENTS

TABLE OF CONTENTS ..................................................................................................................................... 2 

Table of Figures ............................................................................................................................................. 5 

Table of Tables .............................................................................................................................................. 7 

List of Acronyms & abbreviations ................................................................................................................. 8 

1  Introduction .......................................................................................................................................... 9 

1.1  Object of this work ........................................................................................................................ 9 

1.2  Background .................................................................................................................................... 9 

1.3  Description of conditions ............................................................................................................ 10 

1.3.1  General condition ................................................................................................................ 10 

1.3.2  Land allocation .................................................................................................................... 10 

1.4  Waste management .................................................................................................................... 13 

1.4.1  Introduction ......................................................................................................................... 13 

1.4.2  Collection and sorting ......................................................................................................... 13 

1.4.3  Garbage trucks .................................................................................................................... 13 

1.4.4  Summary ............................................................................................................................. 14 

1.4.5  Roads ................................................................................................................................... 14 

1.5  Fuels ............................................................................................................................................ 14 

1.5.1  Characteristics of solid fuels ................................................................................................ 14 

1.5.2  Characteristics of natural gas .............................................................................................. 15 

1.6  Existing infrastructure ................................................................................................................. 15 

1.6.1  City water ............................................................................................................................ 15 

1.6.2  Natural gas .......................................................................................................................... 15 

1.6.3  Electricity ............................................................................................................................. 15 

1.6.4  District heating system ........................................................................................................ 15 

2  Technical description of WtE facility ................................................................................................... 20 

2.1  General technical design criteria ................................................................................................. 20 

2.1.1  Operational functions.......................................................................................................... 20 

2.1.2  Availability and redundancy ................................................................................................ 20 

2.2  General technical outline of the WtE facility .............................................................................. 21 

2.3  Fuel handling ............................................................................................................................... 23 

2.3.1  General ................................................................................................................................ 23 

3  

2.3.2  Weighing ............................................................................................................................. 24 

2.3.3  Quality check ....................................................................................................................... 24 

2.3.4  Waste bunker ...................................................................................................................... 25 

2.3.5  Travelling crane ................................................................................................................... 25 

2.3.6  Fuel treatment .................................................................................................................... 26 

2.4  Boiler ........................................................................................................................................... 26 

2.4.1  General ................................................................................................................................ 26 

2.4.2  Grate boiler technology ...................................................................................................... 27 

2.4.3  Slag extracting system ......................................................................................................... 30 

2.4.4  Hydraulic station ................................................................................................................. 30 

2.4.5  Performance and steam data .............................................................................................. 30 

2.4.6  Design of furnace and convection part ............................................................................... 30 

2.4.7  Heat absorbing surfaces and pressurized vessels ............................................................... 31 

2.4.8  Evaporator surfaces............................................................................................................. 31 

2.4.9  Vertical pass ........................................................................................................................ 32 

2.4.10  Horizontal pass .................................................................................................................... 32 

2.4.11  Auxiliary systems ................................................................................................................. 34 

2.5  Flue gas cleaning system ............................................................................................................. 37 

2.5.1  General ................................................................................................................................ 37 

2.5.2  Description of technology ................................................................................................... 38 

2.5.3  Reduction of nitrogen oxides (deNOx) ................................................................................ 40 

2.5.4  Flue gas fan .......................................................................................................................... 41 

2.5.5  Stack pipe ............................................................................................................................ 41 

2.5.6  Equipment for measurement of emissions ......................................................................... 42 

2.6  Steam turbine .............................................................................................................................. 43 

2.6.1  General ................................................................................................................................ 43 

2.6.2  Working principle ................................................................................................................ 43 

2.6.3  Design parameters .............................................................................................................. 45 

2.6.4  Turbine type ........................................................................................................................ 46 

2.6.5  Auxiliary and bleed steam ................................................................................................... 47 

2.6.6  Electric generator ................................................................................................................ 47 

2.6.7  Turbine gear ........................................................................................................................ 48 

2.6.8  Auxiliary systems ................................................................................................................. 48 

2.7  Auxiliary systems ......................................................................................................................... 51 

2.7.1  Internal district heating ....................................................................................................... 51 

4  

2.7.2  Process cooling system........................................................................................................ 52 

2.7.3  Make up water production ................................................................................................. 52 

2.7.4  Ammonia system ................................................................................................................. 53 

2.7.5  Compressed air system ....................................................................................................... 53 

2.7.6  Water system ...................................................................................................................... 53 

2.7.7  Water sampling station ....................................................................................................... 55 

2.8  Electrification of the facility ........................................................................................................ 55 

2.9  Instrumentation and automation ............................................................................................... 57 

2.9.1  Boiler control system .......................................................................................................... 58 

2.9.2  Flue gas cleaning control system ........................................................................................ 58 

2.9.3  Turbine control system ....................................................................................................... 58 

2.10  Residue management.................................................................................................................. 58 

2.10.1  Slag ...................................................................................................................................... 58 

2.10.2  Scrap iron ............................................................................................................................ 58 

2.10.3  Fly ash .................................................................................................................................. 59 

2.11  Interconnection points ................................................................................................................ 62 

2.11.1  Roads ................................................................................................................................... 62 

2.11.2  District heating .................................................................................................................... 63 

2.11.3  Electricity ............................................................................................................................. 65 

2.11.4  Natural gas .......................................................................................................................... 67 

2.11.5  City water ............................................................................................................................ 67 

2.11.6  Sewage ................................................................................................................................ 68 

3  Conclusion ........................................................................................................................................... 70 

References ................................................................................................................................................... 79 

 

 

  

5  

TableofFigures Figure 1  Map of Ukraine with the city of Donetsk marked 

Figure 2  The Proletarskij district Figure 3  Closest housing accommodation to the WtE facility Figure 4  The site of the WtE facility Figure 5  View of the Larinsky landfill, Donetsk Figure 6  Garbage truck from GreenCo Figure 7  The district heating system in Donetsk Figure 8  General process design of the WtE Figure 9  Fuel reception in the WtE facility Figure 10  Example of weigh‐bridge Figure 11  Example of waste bunker Figure 12  Example of travelling crane with grab Figure 13  Grate boiler with furnace, empty passes and convection part Figure 14  Example of a fuel feeding system Figure 15  Example of a moving grate for a waste boiler Figure 16  Waste incineration on a mechanical grate Figure 17  Example of boiler tubes (boiler wall) Figure 18  Example of possible SH arrangement Figure 19  Example of feed water tank Figure 20            Example of a combustion air system Figure 21  Example of gas burner Figure 22  Example of pneumatic hammer Figure 23  Schematic outline of the flue gas cleaning process Figure 24  Example of a bag house filter construction Figure 25  Filter bag with filter supporting basket Figure 26  Example of flue gas fans Figure 27  3D view of a Siemens steam turbine Figure 28  Cross section of a reaction steam turbine Figure 29  Principal design of Donetsk WtE steam turbine Figure 30  Working principle of impulse and reaction turbines Figure 31  Synchronous generator from Alstom. The stator windings (orange) surround the rotor 

magnet (metallic blue) Figure 32  Principal design of a shell and tube heat exchanger Figure 33  Principal diagram of the air cooled condenser Figure 34  Example of dry air cooler battery Figure 35  Example of compressed air tanks Figure 36  Example of water sampling station  Figure 37  Examples of transformer, MV and LV switchgear Figure 38  Example of large and small FC drives respectively Figure 39  Example of mixing station for fly ash treatment Figure 40  Landfill structure with mineral sealing layers and coverage layers Figure 41  Layout of the new roads and the connection points to the existing road network 

Figure 42  Layout of the new district heating interconnection pipe Figure 43  Principal diagram of the interconnection Figure 44  Principal of connection of the interconnecting pipe to the existing boiler house Figure 45  Layout of the electricity cable and the connection point to the electricity grid Figure 46  Layout of the new natural gas pipe and the connection point to the existing natural gas 

system 

6  

 Figure 47  Layout of the new city water pipe and the connection to the city water system Figure 48  Layout of the sewage pipe and the connection point to the existing sewage system Figure 49  Schematic future load Figure 50 Annual fuel flow         

7  

TableofTables 

Table 1   Heating value, water content and ash content Table 2    Properties of natural gas Table 3   Specification of the different districts Table 4   Efficiency of the boilers and heat loss in the district heating systems Table 5   Supplied heat and gas consumption Table 6   Water consumption Table 7   Not allowed fuels Table 8   Data of live steam to the turbine Table 9   Data for internal district heating system Table 10  City water quality Table 11  Chemical composition of fly ash Table 12  Data for the new roads Table 13  Data for the heat production in the new WtE facility 

Table 14   Electricity production of the WtE facility Table 15   Data for the electricity connection cable Table 16  Data for the natural gas Table 17  Data for the city waste Table 18   Data for the sewage water Table 19  Daily average values and half hour average values, emission limits set by law in 

the Waste  Incineration Directive compared to expected actual emission values after flue gas cleaning 

Table 20  Average values measured over the sample period of a minimum of 30 minutes and a maximum of 8 hours, emission limits set by law in the Waste Incineration Directive compared to expected actual emission  values after flue gas cleaning 

Table 21  Average values which shall be measured over a sample period of a minimum of 6 hours and a maximum of 8 hours, emission limits set by law in the Waste Incineration Directive compared to expected  actual emission values after flue gas cleaning 

Table 22  Maximum permitted sound levels for work areas Table 23  Production figures (2x50 MW steam power) [MWh] Table 24  Estimated annual natural gas consumption for two waste‐fired boilers Table 25  Approximate mass balance for a 100 MW WtE facility Table 26  Estimated annual emissions  

 

 

 

8  

ListofAcronyms&abbreviations 

BAT   best  available  technology 

EU   Euro Union 

Gcal/h  giga calories per  

HCl  hydrogen chloride 

HF  hydrogen fluoride 

HV/MV  high voltage/ medium voltage 

ID fan  induced draft fan 

kg  kilograms 

kg/m3  kilogram per cubic meter 

kg/s  kilogram per second 

km  kilometers  

kV  kilo volts  

m  meters 

m3  cubic meters  

MJ/kg  Mega Joule per kilogram  

mm  millimeters 

MSW   municipal solid waste 

MV/LV   medium voltage/ low voltage  

MW  mega watts  

NOx   nitrogen oxides 

O2   oxygen  

PI  polyimide  

PTFE  polytetrafluoroethylene 

RO   reverse osmosis 

SH  superheater 

SNCR   Selective Non Catalytic Reduction 

SO2   sulphur dioxide 

TOC  total organic carbon 

UPS  uninterruptible power supply 

WtE  waste to energy  

 

 

9  

1 Introduction

1.1 ObjectofthisworkThe object of  this work  is  to  find  feasibility of  erection of WtE  facility  in Donetsk, Ukraine,  regarding 

present situation in Donetsk: 

existing infrastructure and national regulations; 

possible location of the facility; 

suitable fuels for incineration.  Also  determine  the  technical  solutions  for  the WtE  facility,  civil  works  and  building  service  systems, 

operation and maintenance concept of the facility. 

1.2 BackgroundToday  in  Ukraine,  almost  all  municipal  waste  is  put  on  landfills,  no  energy  is  recycled  and  the 

environmental  impacts  are  severe.  To  satisfy  the  energy  demand,  large  amounts  of  natural  gas  are 

imported  from  Russia.  The  government  of  Ukraine  is  now  aiming  to  improve  the  environment  in  a 

rational way and to provide the nation with renewable energy 

The city of Donetsk  is the fourth biggest city in Ukraine,  located in the south east of the country, see Figure  1.  The  area  of  the  territory  of  Donetsk  is  26 500  km2  and  has  approximately  1.1  million inhabitants, in total 1.6 million if the metropolitan area is included.  

 

Figure 1  Map of Ukraine with the city of Donetsk marked [1] 

In  2015  approximately  470 000  tons  of  municipal  waste  was  collected  in  Donetsk  [2].  Today,  the largest  part  of  the waste  is  deposited  in  landfills.  The  city of Donetsk  has  five  landfill  areas  situated between 5 and 40 km from the city. Larinsky, Petrovsky, Chulkovsky and SVD+ receive solid municipal waste.  Close  to  the  Larinsky  landfill  there  is  also  another  landfill  for  industrial  waste.  The  Larinsky landfill  does  not  fulfill  the  environmental  regulations  and will  be  closed  in  the  future,  the Petrovsky landfill fulfills the environmental regulations but will be full in 2‐4 years and the Chulkovsky landfill  has already been closed since it did not fulfill the regulations [3]. 

The  capacity  of  the  landfills  is  limited  and  a  substantial  part  of  the  municipal  waste  is  deposited  in 

unapproved  landfills.  Altogether  this  means  that  the  waste  situation  in  the  country  is  rather  harsh. 

Erecting  a  number  of  WtE  facilities  in  Ukraine  contributes  to  improving  the  problem  with  growing 

10  

waste  volumes  in  the  country  and  it  also meets  the  demand  for  a  stable  and  efficient,  clean  energy 

supply 

1.3 Descriptionofconditions

1.3.1 Generalcondition

Due to increased gas prices and old district heating facilities, among others, there is a strong demand  for new ways of producing energy in Donetsk. 

The new WtE  facility  is  a  so  called green  field  project,  i.e.  there  is  no activity on  the  location  today. Therefore,  there  will  be needed  a  thorough  geological  survey  of  the  area  carried  out  to  find  out important  conditions.  The  geological  survey consists  of  two  parts:  a technical  environmental  study and  a geotechnical  study. The  former comprise sampling of soil and groundwater  to determine  level of  pollution, the latter comprise mapping of nature and determining thickness of the various soil layers. This information is then used to determine which measures that need to be taken before the building work begins, e.g. whether there is a need for excavation and/or reinforcement measures. The  green  field  status  of  the  project  means  that  everything  belonging  to  or  needed  for  the  WtE facility will  be made or built  from scratch:  ground works,  buildings,  roads etc.  There will  also be new connections made to the existing infrastructure in terms of roads, district heating pipes, natural gas pipes, electricity etc. 

1.3.2 Landallocation

The selected location is within the Proletarskij district in southern Donetsk. Proletarskij has an area of 

about  57  km2  and  a  total  population  number  of  100 000  inhabitants,  which  satisfies  the  desired district  heating  demand  to  ensure  a  stable  operation  of  the WtE  facility.  Infrastructure,  i.e.  district heating  system,  electrical  grid,  water  and  sewage  systems  etc.  are  also  located  in  proximity  to  the intended site which facilitates both erection and operation of the facility as well as reduces the costs.  A map of the Proletarskij district is shown in Figure 2.  

11  

 

Figure 2 The Proletarskij district [1] 

The distance from the site to the closest existing boiler house is around 3.5 km and the SVD+ landfill  is 

also located in proximity to the suggested site. 

In Figure 3 a map of the closest housing accommodations is shown.  

12  

 

Figure 3 Closest housing accommodation to the WtE facility [1] 

The  projected  site  has  an  area  of  30  hectares  and  has  in  the  past  served  as  a  supply  area  for  high 

explosives  which  implies  that  a  soil  remediation  may  be  required.  In  former  times,  the  mining 

industry was prospering in the Proletarskij district and due to this the site is covered with underground 

passages which may aggravate the civil works. Figure 4 shows a view of the selected site in the Proletarskij 

district 

 

 

Figure 4 The site of the WtE facility [4] 

13  

1.4 Wastemanagement

1.4.1 Introduction

According  to  the  municipal  waste  transportation  company  and  the  city  waste  authority  in  Donetsk there are  both municipal  and private waste  companies  in  the  city  today. About 60% of  the waste  is handled by private waste companies and 40% by municipal waste companies. Donetsk  is divided into nine districts and the contracts on waste transportation from each district are renewed on an annual basis. Today, three districts are contracted by municipal companies while six districts are contracted  by private companies.  

 

Figure 5 View of the Larinsky landfill, Donetsk [4] 

1.4.2 Collectionandsorting

According  to  BiogasProm,  about  72%  of  the  waste  generated  by  the  population  and  enterprises  of Donetsk was collected during 2015. The remaining amount was disposed in unapproved landfills [2].  The citizens  of  Donetsk  throw  their  waste  in  a  container  or  in  a  similar  portable  collector  placed  inside or outside the building. Oversized waste, like furniture and refrigerators, is collected in other containers placed  in  the  residential  areas,  when  these  are  full  the  waste  is  transported  to  a  special  landfill. Hazardous waste is not separated from the municipal waste [3]. 

According  to the  waste  authority  in  Donetsk  there  is  a  separate  collection  of  electronic  waste (batteries, TVs, computers etc.), aluminum, metals and in some places also of glass. The separation is poorly organized and due to lack of money only smaller amounts are collected today. 

1.4.3 Garbagetrucks

The waste transportation in Donetsk is handled by garbage trucks. All waste transportation companies transport  the waste directly  to  the  landfills  except  for one company which  in 2012 built  a  reloading station used for two districts located relatively far from the city. Larger trucks are used for  transporting waste from the reloading station to the landfills [3]. The  garbage  trucks  are  in  a  relatively  bad  condition  and  about  50% of  the  trucks  are  older  than  ten years. Totally  in Donetsk,  there  are  about 140 garbage  trucks  and  the mean value  for  each  truck  is  a 

collection of about 80‐100 m3 municipal waste per day. The capacity of the waste trucks is in the  range 

of  10‐18  m3 and  they  have  a compression  rate  of  about  two,  except  for  one company,  GreenCo, which  uses  trucks with  a  compression  rate  of  four.  All  trucks  are  unloaded  from  the  rear  end. Large 

14  

trucks have a pushing mechanism while smaller trucks have a  tilting mechanism [3]. Figure  6 shows a garbage truck from GreenCo 

 

Figure 6 Garbage truck from GreenCo [5] 

1.4.4 Summary

The  waste  management  in  Donetsk  is  poorly  organized.  The  garbage  trucks  are  not  weighed when entering the landfill facility and the amount of collected waste is therefore not recorded. Payment of the waste  collecting  service  is  controlled  by  the  waste  collecting  companies  and  not  all  citizens connected to the service pay their fee. According to a poll made in 2014 in the Donetsk region, 64% of the persons interviewed were not satisfied with the quality of the waste management [2]. Furthermore, the  containers  in  the  residential  areas,  as  well  as  the  garbage  trucks,  are  in  a  bad  condition and replacement or service of the device is required. 

1.4.5 Roads

The  roads  will  connect  to  the  existing  roads  in  the  city.  The  new  roads  will  be  built  to  endure  the heavy  transports  made  during  erection  of  the  new  WtE  facility.  The  transports  to  and  from  the facility will mainly be waste transports, transports of chemicals needed for the process and transports of ash from the WtE facility. 

1.5 Fuels

1.5.1 CharacteristicsofsolidfuelsThe new WtE facility will  incinerate solid municipal waste. Data concerning water and ash content  and effective heating value of the solid fuel mixture expected to be incinerated in the WtE facility, as  an hourly average value, are shown in Table 1 below. 

Table 1 Heating value, water content and ash content 

Parameter  Unit  Value 

Effective heating value, average  MJ/kg  7.0 

Ash average  weight‐% DM*  20 

Water content average  weight‐%  40 

* Percentage by weight, dry matters 

Data regarding the effective heating value of 7 MJ/kg shown in Table 1 is taken from a Tacis project  that took place  in 2013‐2014. During the project 72 containers of solid municipal waste from the Donetsk area were examined considering  the composition of waste. Based on  this  study an effective  heating value of 6.78 MJ/kg was  calculated.  The estimated  effective heating  value of  the municipal  waste in Donetsk also  corresponds well  to  information given  by  the  director and head  engineer at  the  MSW incineration facility owned and operated by Kiev Energo, Ukraine. The municipal waste  incinerated in this facility today has an effective heating value of 6.7‐7.1 MJ/kg. 

15  

The  heating  value  of  the  municipal  waste  in  Ukraine  has  increased  during  the  years.  According  to information from Kiev Energo, when the MSW incineration facility in Kiev was taken into operation in 1987 the waste had an effective heating value of 3.3‐4.2 MJ/kg. Today the heating value has  increased distinctly and is around 7 MJ/kg. The  density  of  the  municipal  waste  in  Donetsk  is,  according  to  the  municipal  waste  transportation 

company and the city waste authority, normally around 250 kg/m3. 

1.5.2 Characteristicsofnaturalgas

During  start‐up  and  shut‐down  of  the  WtE  facility,  natural  gas  will  be  used  as  fuel.  To  be  able  to ensure  sufficiently  high  combustion  temperature  in  case  of  fluctuations  of  the  heating  value  of  the waste, the WtE facility will be designed to automatically combust natural gas. 

The properties of the natural gas are according to Table 2 below. The values are average values  based on data from three different measurement dates during November 2015 of the natural gas in  the gas pipeline Novoleskov – Loskutovka.  

Table 2 Properties of natural gas [3] 

Parameter  Unit  Average value 

Methane  %  92.7 

Ethane  %  2.9 

Propane  %  0.9 

Pentanes  %  0.03 

Hexanes and similar  %  0.02 

Nitrogen  %  3.0 

Oxygen  %  0.005 

 

1.6 Existinginfrastructure

1.6.1 Citywater

The  city water is distributed from a point located about 3.5 km from the WtE facility and the distance to  the closest distribution pipeline is about 900 meters. The distribution pipeline has a dimension of 350 mm. 

1.6.2 Naturalgas

A main  gas  distribution  station  is  situated  about  3  km  from  the  site  of  the  WtE  facility.  From  the distribution  station,  natural  gas  is  distributed  in  the  Proletarskij  area  with  pipelines  of  medium pressure (category “B”) and high pressure (category “C”). A distribution pipeline of medium pressure  is located at a distance of 1.4 km from the site of the WtE facility. 

1.6.3 ElectricityThe  closest electrical substation is located at a distance of 2.8 km from the WtE facility and is owned by 

the  private  company  DTEC.  In  the  Proletarskij  area,  there  are  distribution  lines  of  35  and  330  kV 

which are located within one kilometer. 

1.6.4 Districtheatingsystem

The existing district heating system in Donetsk consists of small  local nets connected to boiler houses with gas fired boilers. There are 166 boiler houses containing 657 boiler units with a total capacity of 

16  

2600 MW in the Donetsk area. The district heating nets supply the connected consumers with both  hot tap water and heat. 

The  Proletarskij  area  has  five  existing  district  heating  nets.  Each  district  heating  net  consists  of  one boiler house with a number of  gas  fired boilers and a number of  thermal  stations where  the heat  is transferred to the consumer’s heating system and tap water system. The nets are called: 

District 11‐18 – one thermal station 

District 11‐38 – thermal station integrated in boiler house 

District Tsvetochniy – two thermal stations 

District 2 – nine thermal stations 

District 22‐30 – no thermal station 

The different districts are shown in Figure 7 below. 

 

Figure 7 The district heating system in Donetsk [3] 

The boilers and the production of  the different systems are specified  in Table 3 below. The table also 

shows the total length of the different nets. The efficiency of the boilers in each boiler house and the heat 

losses for year 2013‐2015 in the different systems are shown in Table 4. 

The  heat  transfer  in  the  thermal  station  is  performed  by  heat  exchangers.  The  first  step  is  the production  of  tap  water.  The  district  heating  water  is  led  through  a  heat  exchanger  and  heat  is transferred to the consumer’s net of tap water. The tap water should have a temperature of at  least 

17  

60°C after heat exchange to avoid growth of bacteria  in the system. The consumption of tap water is compensated by refilling of fresh water. After  production  of  tap  water  the  system  for  heat  is  connected  in  series.  Heat  from  the  district heating net is transferred to the heating system in the premises by heat exchangers. The  leakage  from  the  district  heating net  is  compensated  by  refilling  of  district  heating water  in  the boiler houses. Production  of  heat  in  the  boilers  and  consumption  of  natural  gas  in  the  different  districts  for  year 2013‐2015  is  shown  in  Table  5.  The  water  replenishment  in  the  district  heating  net  and  the consumption of tap water in the thermal stations is shown in Table 6 below. The figures shown in Table 6 are the sum of the consumption at the different thermal stations in every district. 

18  

 

Table 3 Specification of the different districts [3] 

Connected capacity 

District 11‐18  District 11‐38  District Tsvetochniy  District 2  District 22‐30 

          District heating (Gcal/h)  16.3  14.6  30.1  57.0  13.0 

Hot water supply (Gcal/h)  6.5  9.7  28.2  48.5  5.5 

Steam supply (Gcal/h)  0.6  ‐    ‐  ‐ 

Designed capacity of the boiler house  23.3  24.9  133.5  125.3  18.5 (Gcal/h)           Type of boilers  3 x PVG‐8m  3 x PVG‐8m  ‐  3 x PTVM 30 m  2 x PVG‐8m 

  2 x DKVR 4/13      2 x DKVR 4/13  1 x TVG‐4r 

Total length of district heating net (m)  25 240  12 620  ‐  53 702  18 840 Total length of hot water supply net (m)  6 643  5 212  ‐  26 958  5 012 

 

 

 

 

Table 4 Efficiency of the boilers and heat loss in the district heating systems [3] 

District  Boiler efficiency  Heat loss (%) 

    2013  2014  2015 

District 11‐18  85‐92%  13.1  12.5  12.5 

District 11‐38  92%  12.1  11.8  14.2 

District Tsvetochniy   90% summer, 92% winter   13.1  14.3  11.7 

District 2  92%  14.3  15.5  13.4 

District 22‐30  92%  12.6  14.1  14.3 

 

 

19  

Table 5 Supplied heat and gas consumption [3] 

  2012  2013  2014  2015 

District  Supplied heat (Gcal) 

Gas consumption (m3) 

Supplied heat (Gcal) 

Gas consumption (m3) 

Supplied heat (Gcal) 

Gas consumption (m3) 

Supplied heat (Gcal) 

Gas consumption (m3) 

District 11‐18  35478  6212839  29 625  5 236 107  29 910  5 209 342  28 490  4 774 848 

District 11‐38  46505  7794776  39 832  6 622 015  36 321  6 047 813  30 857  5 232 396 

District Tsvetochiny  84245  13727250  73 479  12 144 604  73 480  12 313 373  69 560  11 100 314 

District 2  158293  26116565  143 729  23 772 464  134 775  22 950 165  129 307  21 259 119 

District 22‐30  31017  5 282 177  26 989  4 508 955  25 176  4 224 056  22 898  3 259 638 

 

 

Table 6 Water consumption [3] 

District  Unit  2012  2013  2014  2015 

District 11‐18  m3  45 064  41 564  34 300  34 947 

Thermal stations   m3  93 742  111 148  103 236  71 950 

District 11‐38  m3  350 570  327 946  352 493  263 642 

Thermal stations   m3  ‐  ‐  ‐  ‐ 

District Tsvetochiny  m3  60 607  75 591  60 925  85 973 

Thermal stations   m3  620 211  576 526  563 855  496 686 

District 2  m3  153 819  132 154  115 840  96 084 

Thermal stations   m3  1 079 605  968 331  945 635  852 314 

District 22‐30  m3  197 132  148 113  132 515  116 000 

Thermal stations   m3  ‐          

 

 

20  

2 TechnicaldescriptionofWtEfacility

2.1 GeneraltechnicaldesigncriteriaThe WtE facility shall be designed for an operational lifetime of at least 200 000 hours. This applies to  all major parts of the facility except for the boiler furnace, protective evaporator and superheaters  due to corrosion caused by the flue gas. 

The  main  criteria  for  selection  of  technologies  for  the  WtE  facility  are  investment,  operation  and maintenance costs, energy production, incineration capacity, annual gross operation time,  availability, proven  technology,  flexibility  with  regards  to  capacity  and  usage,  steam  data,  minimization  of landfill  products,  inner  and  outer  environment  etc.  The  weight  of  each  criterion  differs between different types of facilities and also to some degree between different projects. The  specific valuation basis of the purchaser will also affect the weighting process. 

When constructing WtE facilities, there are a few criteria which always outweigh the others. These are: 

Annual gross operation time 

Availability 

A good outer environment through low emission levels 

Proven technology 

2.1.1 Operationalfunctions

Normally, the WtE facility is always operated at full load and produces as much electricity as possible. When there is a need of heat in the city, for example during the winter season, the thermal energy is used for producing district heating. Otherwise the thermal energy is cooled in an air cooled  condenser. However, it is possible to operate the facility at loads between about 70% and 100% for each unit. 

During normal operation, the boiler is operated at full load. The flow through the boiler is controlled  to be able  to deliver  the desired  steam temperature. The  total  live  steam pressure  is  controlled by  the turbine. In case the steam turbine trips, it is possible to continue to operate the facility’s boiler at full power with heat production via the direct condenser. 

A number of parameters are continuously controlled in order to achieve a safe and optimal operation with regards to production and minimized environmental impact. These controlled parameters  include: 

Turbine generator electrical power production 

District heating discharge temperature 

Flue gas pressure 

O2‐ and CO‐level in flue gas 

Furnace temperature 

Steam pressure and temperature control 

Turbine back pressure limitation 

Environmental limit controllers for NOx, SO2 etc. 

2.1.2 Availabilityandredundancy

The  facility  shall  have  a  high  degree  of  availability.  This  requirement  is  fundamental  and  one  of  the most  important requirements of the WtE  facility and will  therefore be the base for all design measures of the facility. All parts of the facility will therefore have well proven solutions in reference facilities. Each unit  will  shut  down  for  annual  overhaul  during  about  four  weeks  each  summer.  Apart  from these planned service occasions, the facility is expected to be in operation at all times. 

In  order  to  fulfill  the  requirements  of  availability  the  design  will  be  based  on  a  high  degree  of redundancy when such solutions are technically possible. Redundancy normally means that there are two 

21  

units with 100% capacity each.  It will  be possible  to perform service during operation  for  redundant equipment. Examples of equipment that may be redundant are for example pumps, fans  and  control valves.  A  redundant  component  will  automatically  switch  to  the  stand‐by  component  whenever necessary,  for  example,  if  it  malfunctions.  A  redundant  pump  or  other  component  or  function will always be possible to shut down for maintenance without causing disturbance to other  components of the facility. 

2.2 GeneraltechnicaloutlineoftheWtEfacility

The WtE  facility  consists of  the  following main parts,  also  illustrated  in  the  general design picture  in Figure 8 below: 

Fuel bunker – this is the fuel storage, garbage trucks tip the waste fuel directly into the  bunker 

Boiler – incineration takes place on the grate of the boiler and heat is produced and  transferred to steam 

Flue gas cleaning – the incineration process gives rise to flue gases, unwanted substances are removed in the flue gas cleaning process 

Steam turbine – produces electricity from high pressure steam  

22  

 

 

 

 

receiving hall for waste

Air cooled

Activated Hydrated

Power

Combustion

High

pressure G

District

Condensate Mixer

Ammonia Low

pressure

Baghouse

ID fan

Fuel bunker

Steam

boiler

Fuel

Feed water

City Water

Natural Bottom Ash

Water

Figure 8 General process design of the WtE 

23  

2.3 Fuelhandling

2.3.1 GeneralThe  WtE  facility  will  be  designed  to  incinerate  solid  municipal  waste.  Table  7  below  shows  a  list 

containing fuels not accepted  in  the facility. 

Table 7 Not allowed fuels 

Non‐conforming waste  Description 

Hazardous waste  Explosives, chemicals, solvents, fluorescent lamps, oil, mercury, thermometers, batteries etc. and other  Hazardous Waste as defined in European List of wastes (2000/532/EC) as amended replaced or re‐ enacted  from time to time 

Electronic products  TV and radio sets, computers, mobile phones, coffee machines etc. 

Bulky items  Maximum size of solid fuel pieces is limited to 1.1 m for one dimension, 0.7x0.7 m for two dimensions and  0.5x0.5x0.5 m for three dimensions. 

Objects made of metal and other non‐compositional materials 

Steel  objects,  furniture  and  construction  material (insulation material, stone, concrete etc.) 

Rubber tires  No larger fractions 

Heavy park and garden waste Large stumps and branches, large quantities of wet organic materials (leaves, fruit etc.) 

Hard compressed materials and bundles  Construction material and industrial waste 

Very dusty waste  Saw dust or any large concentration of dusty waste 

Monofraction  [any] 

Unacceptable heating value  Waste with a heating value below 6 MJ/kg 

Clinical waste  Medicine, chemicals, amalgam waste, sharps etc. 

Malodorous waste  Sludge from sewage treatment etc. 

Liquid waste  Large quantities of beverages etc. 

Drummed waste  Edible oil etc. 

Fire extinguishers  [any] 

Gas bottles  [any] 

Animal carcasses and tissue waste  [any] 

Radioactive materials  From measuring equipments 

Snow and ice  [any] 

 

The  WtE  facility  will  be  designed  for  reception  of  waste  from  00:00  Monday  morning  until  24:00 Saturday night. The WtE facility requires 1440 tons of waste per 24 hours with two lines in operation and 720 tons per 24 hours when one line is out of operation because of maintenance work. The fuel handling equipment for the WtE facility consists of the following components: 

Weigh‐bridges 

Reception hall 

Waste bunker 

Two overhead travelling cranes 

Charging hoppers for the boilers 

When entering the WtE facility  the garbage trucks will pass a weigh‐bridge for  recording of  incoming waste.  After  that  the  trucks  unload  the  waste  into  different  slots  in  the  waste  bunker  in  a  closed receiving hall. 

The waste  in  the waste bunker  is  fed  to  the boilers with cranes and  fuel  feeders. The cranes will be used  for  both mixing of  fuel  in  the waste  bunker  and  for  feeding  of  fuel  to  the boiler.  The waste  is transferred via the fuel feeders into the boiler. In Figure 9 an outline of the fuel reception in the WtE 

24  

facility is shown.  

 

Figure 9 Fuel reception in the WtE facility 

2.3.2 WeighingThere will be two weigh‐bridges at the WtE facility; one for  incoming garbage trucks and the other  for outgoing trucks. By weighing the trucks twice the difference in weight can be calculated and the  amount of received municipal waste can be registered. Additionally, slag and fly ash transports from  the  facility are  also  weighed.  The  weigh‐bridges  will  be  manned  with  personnel  supervising  the  weighing  and video  cameras will  enable monitoring  also  from  the  control  room.  The weigh bridge  station  will  also be  provided  with  a  radioactivity  detection  system.  Figure  10  below  shows  an  example of a weigh‐bridge for trucks. 

 

Figure 10 Example of weigh‐bridge [4] 

2.3.3 Qualitycheck

In  order  to  insure  the  right  quality  of  the  waste  fuel  at  site  prior  to  incineration  a  continuous  test sampling must be executed. This can be achieved by random selection of about ten cars a day which unload their cargo on the ground and the waste is then checked for large objects, such as bicycles, car engines, stoves etc. When an unwanted object is found a picture is taken and the waste supplier is given a warning notice.  In  case of  repeated problems  the  supplier may be subject  to breach of  contract. 

The quality check  is not interchangeable with sorting or treatment of the fuel but rather a method to avoid hazardous waste or fuel with large fractions to enter the boilers. 

25  

2.3.4 Wastebunker

After weighing,  the garbage  trucks will  enter  the  tipping hall  for unloading  the waste  into  the waste bunker. To avoid congestion, the different tipping bays will be provided with traffic lights. 

The waste bunker will be designed for a storage volume of approximately 16 000 m3, which corresponds to a waste storage of about two days. The waste bunker must be large enough to make  mixing  of  the incoming waste possible. A homogenous  fuel mixture  is essential  to achieve a good  incineration. 

Concerning  risk  of  fire  and  explosions,  the  bunker will  be  equipped with  firefighting  equipment,  i.e. foam and water cannons, in order to handle fires that may start in the bunker area. The bunker area  will be exposed  to  large amounts of dust and special  care has  to be  taken to reduce  the possibilities  for accumulation of dust in order to reduce the risk of dust explosions. This is important to keep in mind while  planning  the  design of  the  civil works  of  the bunker  area;  beams must  be orientated correctly and unnecessary platforms should be avoided. Figure 11 below shows a picture of a waste bunker  

 

Figure 11 Example of waste bunker [6] 

2.3.5 Travellingcrane

The transport of fuel from the bunker to the boilers’ charging hoppers is performed by two overhead travelling cranes above the waste bunker. By means of video cameras, the waste level in the charging hoppers  will  be  monitored  from  the  control  room.  The  travelling  cranes  are  dimensioned  firstly according  to  the  boilers’  fuel  requirement;  secondly  according  to  the  time  it  takes  for  the  crane  to perform  a  complete  feeding  cycle  and  finally  according  to  the  time  needed  for  mixing  the  fuel  in order to make it homogenous. The overhead travelling cranes must have load classifications meeting the highest possible load. To enable maintenance, each crane will be provided with a maintenance  hoisting point. 

All drives  for moving motions,  including  lifts,  shall be equipped with  frequency controlled drives. The cranes  shall  be  able  to  operate  in  full  automatic,  semi‐automatic  and manual  mode.  Default  mode 

26  

shall be full automatic. Manual operation can, for example, be suitable in cases when large amounts of waste is delivered in the morning or if waste for some reason has to be stored all in one part of the bunker. In order to obtain redundancy during maintenance work on the grab, one additional grab is  needed for standby. Both grabs shall be dimensioned to handle the full flow of fuel. Figure 12 below shows a picture of a travelling crane with a grab 

 

Figure 12 Example of travelling crane with grab [6] 

2.3.6 Fueltreatment

Incineration  of  pre‐separated  municipal  waste  does  not  require  any  treatment  of  the  fuel.  The maximum size of solid fuel pieces is limited to 1.1 m, for one dimension, 0.7x0.7 m for two  dimensions and to 0.5x0.5x0.5 m for three dimensions. 

Incombustible materials,  for example metals, go through the boilers and come out with the slag. The amount of incombustible fractions will depend on the citizens’ sorting of the waste. Industrial  waste  requires  sorting  and  treatment  before  combustion,  this  to  reduce  the  amount  of incombustible and oversized material. Oversized fuel pieces must be crushed. Industrial waste should  be considered as additional fuel and should always be co‐fired with municipal waste. The same grab  can be used for both mixing and treatment of fuel. 

2.4 Boiler

2.4.1 General

The boiler consists of furnace, empty passes and a convection part. The fuel is combusted on a grate  in the furnace and the hot flue gases are led to the convection part. After the furnace, there are two  vertical and  empty  passes  before  the  flue  gases  enter  the  horizontal  or  vertical  convection  part.  In  the convection part, the energy in the flue gases is transferred to the water/steam cycle and the flue  gases are cooled to a temperature which is appropriate for the flue gas cleaning process. 

27  

 

Figure 13 Grate boiler with furnace, empty passes and convection part 

2.4.2 Grateboilertechnology

Grate boilers are the most common type of boiler for municipal solid waste incineration and  especially in  larger  facilities.  The  reason  for  this  is  that  grate  boilers  can  handle  big  variations  in  parameters connected to the fuel: fuel composition, heating value, ash and moisture content etc. The fuel handling system is also relatively simple for a grate boiler. 

There  are  a  number  of  different  kinds  of  grates,  such  as moving  tilting  grates,  vibration  grates  and rolling grates. Tilting grates dominate the market and will also be used for WtE facility  in Donetsk. There are several suppliers of these types of boilers in Europe and elsewhere. 

The  waste  is  fed  (via  the  charging  hopper)  from  the  shaft  to  the  grate  by  a  pusher  and  thereafter combustion takes place on the grate. The fuel shaft has a bigger area in the bottom than in the upper part, thereby preventing fuel from getting stuck on the way into the furnace. The shaft shall always  be filled with fuel so that air is prevented from being sucked into the furnace the wrong way. There is also a damper in the shaft. The damper shall be open during normal operation, but is normally closed  during start up before waste has been fed into the furnace and only the auxiliary gas burners are in operation. The  damper  is  also  closed  during  shut  down when  the  fuel  level  has  fallen  below  the  damper. The shaft is also provided with water cooling, but this is only used in case of fire in the shaft.  In the unlikely event of a back fire in the fuel shaft, there are also fire extinguishing nozzles in the  lower part of the shaft  which  will  be  activated.  To  be  able  to  supervise  the  fuel  amount  in  the  fuel  shaft, a  level measurement equipment is also installed. 

28  

  

Figure 14 Example of a fuel feeding system [7] 

Each grate lane has its own fuel feeder that feeds fuel on the grate. The feeder rams are located in a common housing, but can be controlled individually  in order to distribute the fuel uniformly over the grate. The fronts of the feeders are protected by wear plats that can be exchanged during overhaul. 

The  grate  is movable and  inclined  to  secure mixing  and  thereby  complete  incineration of  the waste. Less than 3% (mass) of the bottom ash will be unburned. Every second row of grate bars is fixed and the waste is pushed forward by a reciprocating movement of the other grate rows, attached to each  other via a grate truck or grate carriage. In this way, the fuel is mixed and moved forward to the slag  shaft, see Figure 15 below.  The movement  of  the  grate bars  is  achieved by  hydraulic  oil  powered  pistons. The grate is divided into two or more lanes and between three and five sections. Each lane and section should have its own driving equipment. 

29  

 

Figure 15 Example of a moving grate for a waste boiler [8] 

In the beginning of each grate lane, the fuel is not supposed to burn – instead this zone is intended  for drying of  the  fuel.  Then  the  ignition  zone where  fuel  starts burning  follows.  The middle of  the  grate consists of the combustion zone which is followed by the final zone; the burnout zone where most of the  fuel has  already been  incinerated and mostly  slag will be  left.  The primary  air  can be  controlled individually  between  the  various  zones  in  order  to  adjust  the  combustion.  A  grate  in  operation is shown in Figure 16 below. 

The grate is made of high‐temperature alloyed and durable cast steel. Primary air for the combustion  is introduced into the furnace via a duct system through the grate, i.e. between the grate bars. In this way, the  air  also  cools  the  grate  to  an  appropriate  temperature.  Sometimes  the  grate  has  to  be  cooled by water as well, but air cooling will be sufficient for WtE Donetsk because of the relatively low heating value of the fuel. 

 

 

Figure 16 Waste incineration on a mechanical grate [9] 

30  

2.4.3 Slagextractingsystem

The  slag  extraction  will  be  performed  by  a  ram  type  slag  extractor.  The  grate  is  connected  to  the extractor via a slag shaft, through which the combustion residues will fall down after burn out of the waste at the end of the grate. Together with small pieces of bottom ash, so called siftings, which will  fall between the grate bars, the slag is collected in the water bath of the wet ram type slag extractor.  The water  level  in  the wet  ram  type  slag extractor  is  kept  constant by means of  a  level  indicator  and  is adjusted in such a way that the gas seal in the discharge chute is ensured. To avoid pollution by vapors from  the  discharged  warm  slag,  the  outlet  area  of  the  slag  extractor  is  encapsulated.  The  vaporish air will be sucked off via vapor hoods and mixed to the secondary air system. 

The  slag  is pushed  from  the water bath by means  of a pusher  and  is  transferred  to a  conveyor  that transports  the  slag  that will  be  tipped  directly  on  the  concrete  floor.  The  conveyor  is  followed by  a second conveyor moving perpendicular  to the first conveyor. The second conveyor can be run in two directions. Due  to  this  the  slag will  be  tipped  along  the whole  conveyor  instead of  in  just  one  large heap. A metal separator will be installed at the second conveyor. The slag will be collected by a front loader and transported from the WtE facility by a truck. 

2.4.4 Hydraulicstation

There will be a central hydraulic oil station in the WtE facility. The hydraulic system consists of an oil tank,  redundant  pressure  pumps  and  valves.  The  pressure  pumps  operate  at  an  oil  pressure  of approximately  100  bar.  The  hydraulic  system  is  normally  cooled  by  the  central  process  cooling system or by air. The hydraulic oil is used for powering the fuel feeders, the movable grate, the shut  off damper in the fuel shaft and the ram of the slag extractor. 

2.4.5 Performanceandsteamdata

High steam data  is  important  in order  to achieve high electricity output. The  limitation of  the steam temperature is determined by how high temperatures the superheaters can manage and the  demands on availability and maintenance  costs. The  steam  temperatures  for  a waste  fired boiler  cannot be as high as for boilers using cleaner fuels, such as gas or bio fuels. The high chloride content in the fuel causes high temperature corrosion on the superheaters  if  the temperatures are  too high.  Steam  data  for  a waste  boiler  is  normally  around  40  bar/400°C.  In  order  to  increase  the  electrical output, steam data for the WtE facility in Donetsk has been chosen at 60 bar/425°C. These data are  still fairly conservative and the risk for corrosion will be held at an acceptable level. 

2.4.6 Designoffurnaceandconvectionpart

The furnace design is important to the burning of CO and other combustible gases. In the furnace the gases  should  be  mixed  well  in  order  to  attain  complete  combustion.  This  is  achieved  by  adding secondary air. The secondary air is added at a high velocity and the nozzles are located and directed  in such a way as to achieve maximum mixing. This gives good combustion – i.e. low contents of CO,  TOC (Total Organic Carbon) etc.,  an even  temperature distribution  in  the  furnace and  lower NOx  content. This  also  lowers  the  risk  for  corrosion  in  the  furnace  as  well  as  on  the  superheaters.  Typically, 

the CO content in the flue gas after a waste fired grate boiler is in the range 10‐30 mg/Nm3  at 11% O2. Thanks to the mixing of air, the O2  content in the flue gas can be held at approximately  6%. 

The  refractory  in  the  furnace  of  a  grate  boiler  has  three main  tasks:  insulating  the  furnace walls  to stop the flue gases to cool down too quickly, protect the carbon steel tubing in the lower parts of the furnace walls against mechanical wear, and protect the tubes from corrosion. 

Refractory  often  demands  extensive  maintenance, both  time‐  and  moneywise,  and  in order  to reduce the maintenance of the boiler it is possible to replace parts of the protective refractory with a coating  of  the  carbon  steel  tubes  with  Inconel,  a  high  alloy  compound.  It  is  also  possible  to  use compound  tubes – e.g.  Sanicro  – or  homogenous high‐alloy  tubes  to  avoid  corrosion  in  the  furnace. However, to use refractory is the most common method and represent the lowest investment. 

31  

The  furnace  volume  of  the  first  pass  will  be  around  840‐1500 m3 depending  on  the  future  elected boiler manufacturer. Design pressure  from  the  flue  gas  side  is  33 mbar  (calculated with 1.5  x  safety margin). 

2.4.7 Heatabsorbingsurfacesandpressurizedvessels

The heat absorbing surfaces and pressurized vessels in a steam boiler are divided into the following: 

Economizer, heating the feed water almost to the boiling point and sending it to the steam drum. 

Steam drum, acting as a separator of steam and water and also as an expansion vessel by absorbing volume changes in the boiler. To some extent the drum also acts as a backup volume in case of tube leaks. The steam drum is not a heat absorbing surface. 

Evaporators, which heat the water to the boiling point. The evaporators are normally only constituted by the furnace walls, vertical and horizontal passes as well as a small protective evaporator before the superheaters. Sometimes – although it is unusual – there is also an evaporator after the superheaters in the horizontal pass. It all depends on the heat balance of the boiler. 

Superheaters,  heating  the water  vapor  above  its  boiling  point.  Steam  coolers  are  used  to control the steam temperature between each superheater 

 

 

Figure 17 Example of boiler tubes (boiler wall) [10] 

2.4.8 Evaporatorsurfaces

The tubes in the walls of the furnace, vertical and horizontal passes are called evaporator surface, water from the steam drum flows downward to the bottom of the boiler in special falling tubes  through  self‐circulation  and  is  gathered  in  bottom  boxes.  These  are  connected  to  the  evaporator  tubes  in  the boiler,  in  which  the  water  is  heated  to  the  boiling  point  by  the  flue  gases. Water emulsions in liquid 

32  

phase as well as water vapor are led back up to the steam drum, where water and  steam are  separated from each other. The water is led back down through the falling tubes to the  evaporators and the steam is led to the superheaters. It is important that the fin width between the tubes in the furnace, drags and superheaters is not too  big 

– maximum 25 mm –  in order  to avoid corrosion on the fins. The  tube diameter of  the furnace  tubes 

should not be too big either – an outer diameter of 60.3 mm at the most but more preferably  48 mm. 

Evaporator  surfaces  further  back  in  the  horizontal  drag  can  have  bigger  fin  width  and  tubes  with a 

diameter of 60.3 mm 

2.4.9 Verticalpass

After the furnace – which  is often referred to as the first pass – there shall always be two additional passes.  The  first  of  these  additional  passes  shall  be  completely  empty.  The  second  one  can  contain one,  two  or  three  partition walls  parallel  to  the  flue  gas  stream  in  order  to  help  lower  the  flue  gas temperature  before  the  superheaters.  All  three  passes  –  including  the  furnace  –  are  vertical.  The purposes of the passes are: 

To give a long residence time at high temperatures so that CO is oxidized into CO2 

To make sure that as many unburned particles as possible have enough time to combust 

To make sure that there is enough time for as much melted ash as possible to solidify 

To lower the flue gas temperature below 650°C 

According to EU legislation, the vertical passes have to be designed in such a way that the temperature of the combustion gas does not fall below 850°C until at least two seconds after the last  introduction of combustion air (i.e. secondary air). If this requirement is met, the combustion is good  enough to ensure that the emissions of dioxins, for example, are held at a low level. 

The above mentioned criteria also grant good conditions for a long life time of the superheaters. The tubes  in  the  pass  following  the  furnace  are  also  often  coated  with  e.g.  Inconel  as  protection  from corrosion. This coating is often applied as far down as two to four meters down in the second pass. The alternative  again  is  compound  tubes  –  e.g.  Sanicro  –  or  homogenous  high‐alloy  tubes.  In  the  third pass the tubes are made out of carbon steel and are without coating. 

2.4.10 Horizontalpass

After the vertical passes is the convective pass. The convective pass may be vertical or horizontal, but  in this case  the pass will be horizontal. The tubes are  in a hanging position  in the horizontal pass.  They should always be hanging in line as opposed to a zigzag pattern, since this increases the risk of clogging and makes  cleaning  as well  as maintenance harder.  All  tubes  have  to  be  smooth,  i.e.  they  shall not have flanges improving heat absorption, since these will cause clogging. 

2.4.10.1 Protectiveevaporator

It  is  advisable  that  the  horizontal  pass  begins  with  a  protective  evaporator,  consisting  of  two  or possibly  four  tube  rows.  The  protective  evaporator  can  consist  of  tubes  made  out  of  alloy‐treated steel  or  carbon  steel  tubes  coated  with  Inconel  or  compound  tubes.  The  task  of  the  protective evaporator  is  to  take  the  “first  blow”  of  particles  in  the  flue  gas  and  capturing  them on  a  relatively cold surface – the temperature of the medium in a protective evaporator is 270 – 280°C. 

2.4.10.2 Superheaters

After the protective evaporator the superheaters – SH – follow. The flue gas temperature should not be more  than  650°C before  the  first  superheater  in  order  to minimize  the  risk  of  corrosion. There  are normally three superheaters and between each pair there is a steam cooler, i.e. two steam coolers in total  for  three superheaters: one between SH1 and SH2 and one between SH2 and SH3. The steam temperature after SH1 and SH2 must always be lower than after SH3, which is the final superheater,  in 

33  

order to minimize the risk of corrosion. In principle it is always best to put the coldest superheater SH1 – first in the flue gas stream and the hottest – SH3 – last in the flue gas stream. Additionally, it  is  best to  have  all  superheaters  connected  concurrent  with  the  flue  gas  stream.  It  is  impossible however to achieve a  heat balance with  these demands. An example of a possible SH arrangement  after the protective evaporator may be (the surfaces are listed in flue gas stream direction): 

SH3 concurrent 

SH1 counter‐current 

SH2 counter‐current 

 

Figure 18 Example of possible SH arrangement 

The most  important  requirement  is  that  SH3  is  not  first  in  the  flue  gas  stream  and  counter‐current connected at  the  same time.  This leads to too  high material  temperatures and  corrosion.  The supplier must  present  a  temperature  diagram  for  the  flue  gas  and  steam  so  the  risk  for  corrosion  can  be determined.  The  corrosion  properties  of  the  superheaters  can  be  improved  by  choosing  high‐alloy materials  but  the  result  is  not  as  great  as  with  the  evaporators.  No  part  of  the  superheaters  is allowed to be hotter than the exit of SH3. SH1 and SH2 as well as the protective evaporator must be dimensioned in this way. 

Waste boilers have traditionally been fitted with drains on the superheaters which – at  least  in most cases – other boilers have not. This could be because older waste boilers were mostly used for waste destruction  (with  no  power  generation)  and  thus  had  bad water  quality.  This  is  no  longer  the  case. Waste fired boilers have just as high water quality as other boilers.  It is therefore recommended that drains on superheaters are excluded. Drains underneath superheaters have  rather big problems with corrosion,  since  these  tubes  are  normally without  cooling  and  therefore  suffer  from higher material temperatures than other tubes. 

2.4.10.3 Economizer

An economizer  is  a heat exchanger  that heats  the  feed water almost  to  the boiling point before  the feed water enters the steam drum. The economizer is located last in the flue gas stream. There is no  risk of high  temperature  corrosion  in  the economizer, which  is  the  case  in  the passes  and  superheaters. It will be expensive if the economizer is located in the horizontal pass since the heat transfer coefficient in such a boiler is rather low, making the economizer large. It also takes up a lot  of  space.  Therefore, the  last part of  the economizer will be made vertical, which  is however  less  favorable from the point of view of cleaning. 

The economizer is made out of carbon steel and has a normal tube outer diameter of 33.7 mm. Inlet water temperature should be approximately 130°C to prevent low temperature corrosion. 

34  

In the first part of the economizer the tube walls can have a bigger fin width – approximately 50 mm – without problems.  In  the  last part of  the economizer, where the flue gas  temperature  is below  300°C, the walls may be non‐cooled and made of sheet steel. 

2.4.11 Auxiliarysystems

2.4.11.1 Feedwatersystem

The feed water tank is the main component of the feed water system. Condensate from the turbine  or the direct condenser is led to the feed water tank and feed water to the boiler is taken from the  tank. Make  up  water  (new  water  to  the  water/steam  cycle)  is  also  led  to  the  feed  water  tank.  The temperature of the water in the tank is heated to approximately 130°C. The temperature is  controlled at  this  level using bleed steam from the turbine. The steam is  introduced to  the tank via a  pipe with several holes in the bottom of the tank. 

There is a deaerator on top of the tank. All water, condensate and make up water, which is led to the tank  has  to  pass  through  the  deaerator.  In  the  deaerator,  the  water  is  heated  so  that  oxygen dissolved in the water evaporates and is ventilated out of the tank. 

The tank also serves as a backup volume of water  for  the boiler.  If  there  is a  tube  leak  in  the boiler, there  has  to  be  a  quite  big  volume  of  water  available  for  cooling  the  heat  absorbing  surfaces.  The 

volume of  the  feed water  tank  for  this  kind of boiler  should be at  least 60 m3. Make up water  shall 

also be available and stored in its own tank containing about 100 m3. In Figure 19 a feed water tank with deaerator is shown.  

 

Figure 19 Example of feed water tank [4] 

The feed water pumps take water from the feed water tank and supplies the boiler. The pumps must always be available for supplying the boiler with water and thus replacing the steam which leaves the boiler. It is extremely important that the pumps are always running when the boiler is in operation. If  this fails, the boiler will run out of water and the tubes will be destroyed. In order to secure the feed  water supply,  the  pumps  have  to  be  redundant,  either with  two  100% pumps  or  using  three  50%  pumps. In the first case, one pump will always be in operation and the other one serves as back up.  In the latter case, two pumps are always in operation, using one pump as back up. The feed water supply has to be secured also in the case of electrical power failure. This is obtained by using a diesel  powered backup generator or an emergency feed water pump powered by steam – as long as there  is a need for feed water, high pressure steam will be available. 

2.4.11.2 Combustionair

Combustion  air  for  the  WtE  process  is  dived  into  one  system  for  primary  air  and  one  system  for 

35  

secondary air. The ratio between primary air and secondary air  is approximately 50/50 or up to 60% primary  air  and  40%  secondary  air.  Each  system  has  its  own  ducts  and  air  fans.  The  air  fans  are frequency  controlled  in  order  to  control  the  air  flow  to  the  furnace.  The  air  flow  is  controlled  by  a combustion  control  system  that  adjusts  the  flow  depending  on  several  parameters  such  as  steam flow, furnace temperature and oxygen content in the flue gas. The primary air fan supplies the boiler with combustion air through the grate. The air is taken from  the waste bunker and  is  led  to  the boiler  via a duct  system. There are dampers under each grate  section so  that  the  primary  air  distribution  can  be  controlled  to  different  parts  of  the  grate.  Since  there  is almost outdoor conditions in the bunker, the primary air will have the same temperature as  the ambient air. These temperatures are not sufficient, especially since the moisture content of the  fuel is expected to be relatively high. The air has to be heated to a temperature in the range 120 ‐  220°C, depending on the boiler manufacturer. By heating the air,  the combustion will  improve since  it helps drying the fuel before  it  is  ignited.  Bleed  steam  from  the  turbine  will  be  used  for  primary  air  heating.  If  the  air temperature has to be as high as 220°C, it will also be necessary to use steam from  the steam drum as a final step. Steam which is used for air preheating affects the performance of the  boiler  and  other  types of  low  grade  heat  should  be  used  instead,  but  it  depends  on  the  boiler manufacturer if such waste heat is available. As described above, also secondary air will be used in order to improve the  combustion  and mixing  of the  flue  gas.  The  secondary  air  will  be  taken  from  the  top  of  the  boiler  house  via  a  separate  duct system and  is  introduced  into  the  furnace with  nozzles  located  a  few meters above the grate.  In  this way,  the  secondary  air  system  also  helps  in  ventilating  the  boiler  house. The secondary air will be considerably warmer than the primary air, especially in the winter. It might be necessary  to preheat  the secondary air as well; again it all depends on the manufacturer and the detailed boiler design 

 

Figure 20 Example of a combustion air system [11] 

2.4.11.3 Auxiliaryburners

All boilers intended for waste incineration have to be equipped with auxiliary burners during start‐up  and shut‐down periods as well as for backup if the temperature in the furnace falls below 850°C or if  the CO‐content  rises  above  the  allowed  levels.  All  according  to  the  EU‐directive  on waste  incineration: 

The boiler will therefore be equipped with two auxiliary burners, one on each side. The fuel for the burners will be natural gas. In Figure 21 below an example of a gas burner is shown. 

36  

 

 

Figure 21 Example of gas burner [4] 

2.4.11.4 Cleaning

During operation of the boiler, fly ash will form a layer on the walls and tubes and it will continuously grow  thicker  making  the  heat  transfer  less  efficient.  It  is  therefore  important  to  clean  the  bundles during operation. There are several cleaning technologies available, all with their own advantages  and disadvantages and more or less suitable depending on the type of boiler. 

There will be a great need for cleaning of the tube bundles, but it may also be necessary to clean the walls of the empty passes during operation. The boiler will therefore be prepared for installation of a soot cleaning system in the empty passes. If this cleaning system is  installed,  it will use high pressure water for cleaning the walls in the boiler. 

Since  the  superheaters  are  located  in a horizontal  pass,  there  are  several  advantages when  cleaning them.  The  tubes  are  in  a  hanging  position  and  particles which  fall  off  the  tubes  can  be  collected  in hoppers underneath and the fly ash be transported off  in a separate mechanical system. In a vertical pass, the tubes are arranged horizontally and there is a risk that falling dust will cause clogging on the tubes  underneath.  In  a  horizontal  pass,  the most  suitable  cleaning method  is  rapping,  which means that the steam headers are struck with a hammer. This causes the tubes to vibrate and the ash to fall off. The mechanical blow can be applied either with hammers attached to a rotating shaft alongside  the boiler or by a pneumatic hammer that travels on a rail along the boiler and can hit headers at several positions. In Figure 22 a picture of a pneumatic hammer is shown.  

37  

 

Figure 22 Example of pneumatic hammer [4] 

A  rapping  system  cannot  be  used  if  the  tubes  are  arranged  horizontally  since  the  headers  are  not available  from  the  outside.  The  advantages  when  it  comes  to  cleaning  are  the  most  important reasons for not locating the superheaters in a vertical drag. 

The  economizer  will  be  located  in  a  vertical  pass  after  the  superheaters.  For  the  above mentioned reasons,  rapping  is  not  possible  in  this  case.  Cleaning  of  the  economizer  will  be made  by  ball  shot cleaning  or  by  vibrating  pneumatic  cleaning.  Vibrating  cleaning  is  based  on  pistons  that  operate  on compressed air. The vibrations are transferred via the pistons to the tubes, which make the ash come off. 

Ball  shot  cleaning  may  be  used  for  cleaning  the  economizer.  In  this  case,  small  metal  balls  are circulated in the vertical pass. The balls are typically made of aluminum and are dropped from the top of  the vertical pass and collected again  in a hopper  in the bottom of the pass  together with the  ash. After the balls and ash have been separated, the balls are sent back to the top of the boiler. A condition for  using  this  technology  is  that  the  economizer  tubes  are  arranged  in  a  zigzag  pattern  in  order to expose all the tubes to the metal balls. 

2.4.11.5 Materials

The choice of tube materials on superheaters, evaporator tubes and economizers in the furnace and  flue gas  channel  are  critical  for  a  good and  stable  boiler  operation. Materials  should be  selected on  the basis of their durability, corrosion/erosion resistance, heat resistance, heat conductivity and strength. In a waste incineration steam boiler with a grate furnace, steam data of 40 bar/400°C are normal. In such conditions,  the  risk of high  temperature corrosion‐related damages are  relatively  small  if  the  boiler  is properly  designed,  with  flue  gas  temperatures  lower  than  650°C  before  the  superheaters.  With  a superheated  (steam)  temperature  below  400°C,  no  special  materials  are  needed  in  the  superheater tubes.  Regular  carbon  pressure  vessel  steel  tubes  are  sufficient  for  all  tubes  except  for  the  final superheater  where  alloy‐treated  steel  is  adequate.  These materials  are  relatively  cheap  and  easy  to replace. 

2.5 Fluegascleaningsystem

2.5.1 General

The selection of flue gas cleaning system is based on the requirements in the EU directive (2000/76/EC) on  incineration  of  waste.  The  directive  requires  that  emission  limits  are  fulfilled,  both  as  24  hours average values and half hour average  values. The half hour averages are  required  to ensure that the flue gas cleaning system is able to react quickly on fluctuations in incoming emission  levels. 

38  

2.5.2 DescriptionoftechnologyThe principal for the flue gas cleaning in the WtE facility is additions of absorbents to the flue gases that 

reacts with the pollutants in the flue gas and are then separated from the flue gases in a bag house 

filter. In Figure 23 a schematic outline of the flue gas cleaning principal layout of the flue gas cleaning 

system 

2.5.2.1 Absorbents

Pollutants  in  the  flue gas  react with  the absorbents  and  result  in a dry  residue containing unwanted substances.  The  absorbents  normally  used  are  hydrated/slaked  lime  (Ca(OH)2)  and  activated  carbon stored  in  separate  silos. The  lime binds acidic  gases  like HCl and SO2  and  the activated  carbon binds dioxins  and  heavy metals.  The  injection  of  lime  and  activated  carbon  is  controlled  by  analyzing  the outgoing flue gas flow. 

To get a proper quality of the hydrated lime, quick lime (CaO) will be purchased and slaking  equipment will be erected. The quick lime will be delivered to a silo from where it is transported to a  dry slaker. The dry slaker  is a closed unit containing a screw conveyer where water  is added and  the  reaction  takes place. The excess vapor from the dry slaker is transported to the filter. The hydrated lime  is  transported to  a  collection  vessel  and  from  the  vessel  the  hydrated  lime  is  transported  pneumatically to the silo for hydrated lime. In case of malfunction of the slaking equipment,  hydrated  lime  can  be  ordered and  stoppage  of  the WtE  facility  can  be  avoided.  There  can  be variations of the design of the slaking unit, but the main components should be the same. 

 

     

Figure 23 Schematic outline of the flue gas cleaning process 

39  

The absorbents are added in the flue gas duct before a reactor unit or direct into the reactor, prior to the bag house  filter. The absorption and reaction  is  initiated directly. The absorbents are added  in a  dry state but water can be added in the reactor. An amount of the used absorbents are recirculated  to the reactor  or  to  the  flue  gas  duct  before  the  reactor  to  increase  the utilization  of  the  absorbents.  The recirculated  absorbents  can  be moisturized with water  before  it  is  added  to  the  reactor.  The water added  either  to  the  reactor  or  to  the  recirculated  absorbents  is  used  to  increase  the  activity  of  the absorbents and the amount of water is adapted in order for the flue gases to dry the absorbents before they reach the filter; the residual product is therefore dry. After the reactor, the flue gases are  led to the bag house filter. 

2.5.2.2 Baghousefilter

In the bag house filter the final absorption and dust removal takes place. In Figure 24 an example  of a bag house filter construction  is shown. A bag house filter consists of one or more modules and  each module consists of a number of filter bags. The number of filter bags in each module varies depending on  the  size  of  the  module,  but  will  be  approximately  300.  The  filter  bags  are  supported  by  filter supporting baskets. 

In Figure 25 a  filter  bag with  filter  supporting  basket  is  shown. The  flue  gas  is  led  into  the  filter  and through the filter bags and out through the filter outlet. The dust and absorbents will be captured on  the filter walls and form a cake where the final separation of pollutants will take place. The formation  of the filter cake is  important to achieve effective reduction of pollutants  in the flue gas. The filter  bags are usually  made  of  PI/PTFE  on  PTFE  supporting  fabrics  and  the  filter  supporting  baskets  are  made of stainless steel. A high level of dust removal is essential in order to achieve low emissions of heavy metals.  

 

Figure 24 Example of a bag house filter construction [12] 

 

40  

 

Figure 25 Filter bag with filter supporting basket [13] 

The  bag  house  filter  is  cleaned  using  compressed  air;  residuals  are  collected  in  filter  hoppers  and transported  to  the  fly  ash  silo.  The  residues  can,  to  a  certain extent,  be  recirculated  to  increase  the utilization of the absorbents. 

When SNCR is used for removal of nitrogen (deNOx), the dust removed in the bag house filters contains large quantities of ammonia. 

The  used  bag  house  filters  will  be  recycled  within  the  plant  and  incinerated  in  the  boiler.  The incineration of the bag house filters will not lead to increased emissions to air. There is no by‐pass possibility of the flue gas cleaning system. There are emission measuring  instruments installed that continuously monitors the emissions. If the flue gas cleaning would be out of operation, the WtE facility will not and cannot from a technical perspective be operated 

2.5.3 Reductionofnitrogenoxides(deNOx)

To  reduce  the  amount  of  nitrogen  oxides  (NOx)  in  the  flue  gases  there  are  two main  techniques  in question  for  Donetsk:  primary  measures  and  SNCR  –  Selective  Non  Catalytic  Reduction.  These techniques  are  described  below.  Ammonia  (NH3)  is  used  as  the  reduction  component.  If  no  deNOx 

methods where installed, the content of nitrogen oxides in the flue gas is approximately 400  mg/Nm3 

at 11% O2 dry gas (EU requirement is 200 mg/Nm3). 

2.5.3.1 Primarymeasures

The  nitrogen  oxides  are  formed  in  the  incineration  zone  in  the  boiler,  part  of  it  is  formed  from nitrogen  in  the  fuel  and part of  it  from nitrogen  in  the  combustion air.  Favorable  conditions  for NOx 

formation are high oxygen concentration, high temperature and a long residence time. In a first step, various  primary measures  can  be  taken  to make  sure  that  incineration  conditions  do  not  favor  NOx 

formation. In practice, this is done through: 

Progressive air administration 

Operation optimization, such as process control and reduced excess air 

Optimization of furnace design and design of air administration 

With proper primary measures or combustion‐technical measures, the NOx contents can be reduced  to approximately  300 mg/Nm3 at  11% O2.  Even  if  the NOx emissions  can be  reduced  further  by pushing the limits of the primary measures, this can result in increased levels of CO. 

2.5.3.2 SNCR

Reduction of nitrogen oxides implies transformation into nitrogen gas and water. When reducing NOx  in the  flue  gases with  SNCR,  Selective Non  Catalytic  Reduction,  the  reduction  is  achieved  thermally  by injection of a reducing agent, usually ammonia in water, into the furnace where the flue gases have a temperature  between  850  and  1000°C.  At  this  temperature,  the  reaction  is  spontaneous  and  the nitrogen oxides are transformed into nitrogen and water. 

The reduction of NOx takes place by the following reactions:   

41  

4 NO + 4 NH3 + O2 4 N2 + 6 H2O 

2 NO2 + 4 NH3 + O2 3 N2 + 6 H2O 

In order  to  achieve  adequate NOx  reduction,  ammonia  is  added  in  an  excess.  The  larger  part  of  this excess is decomposed in the boiler but some of the ammonia passes through the system and exits  the boiler with the flue gas. This ammonia, called slip, has to be limited for environmental as well as technical reasons. A part of the slip will end up in the dust in the bag house filters. This ammonia will evaporate  if the  dust  is  moistened  which  can  lead  to  work  environment  problems  meaning  that  respiratory protective  equipment  can  be  needed  for  the  nearby  personnel.  Very  high  amounts  of  ammonia in the flue gases may cause clogging of the bag house filter. 

An  SNCR  system  is  relatively  simple  and  has  rather  low  investment  costs.  On  the  other  hand,  it requires a large surplus of ammonia for an effective reduction, which increases the operating costs. An SNCR  system  integrates  combustion  and  NOx  reduction,  which  means  if  the  combustion  conditions changes, the SNCR system has to adjust in a proper way to keep up the NOx  reduction and  prevent the slip from increasing. 

Using SNCR, the NOx emissions can be reduced to less than 100 mg/Nm3. 

2.5.4 Fluegasfan

A flue gas fan will be installed after the flue gas cleaning process. The flue gas fan transports the flue gases from the boiler, trough the flue gas cleaning system and out through the stack and also keeps an underpressure in the furnace. The flue gas fan is driven by a frequency controlled motor. The flue  gas fan shall be equipped with a silencer to reduce the noise emissions. Figure 26 below shows a  picture of two flue gas fans.  

 

Figure 26 Example of flue gas fans [4] 

2.5.5 Stackpipe

The flue gases are led to the atmosphere trough a stack pipe. The material in the stack can be carbon steel with a protective coating. The stack pipe is equipped with necessary pipe sockets and connection for  a  gauging  station  is  erected  nearby  the  stack.  The  stack will  have  a  height  of  70 meters  and  an inner  diameter  of  2.0  meters.  At  the  outlet  of  the  stack,  the  flue  gas  will  have  a  temperature  of 

130°C, the flue gas flow will be around 51.3 m3/h and the flue gas velocity will be  approximately 16.3 m/s. 

If a polishing step  is  installed after the bag house filter, the stack pipe has to be made of FRP. This  is because the flue gas temperature will decrease in the polishing step, and this will increase the risk for  the water  in  the  flue gas to condensate  in  the stack and this can cause corrosion  in a carbon steel  stack 

42  

pipe. 

2.5.6 Equipmentformeasurementofemissions

2.5.6.1 GeneralThe  WtE  facility  will  only  cause  emissions  to  air  since  no  waste  water  is  produced  in  the  flue  gas 

cleaning  process.  Emissions  to  air  from  waste  incineration  facilities  are  regulated  in  the  Waste 

Incineration Directive 2000/76/EC. The directive also  requires  installation of measurement systems  to 

monitor the parameters and relevant emission limits. The sampling and measurement procedures  to be 

used are listed in the environmental permit issued by the authorities 

Sampling and analysis of all pollutants are carried out as given by CEN‐standards. Likewise, calibration of the continuous measurement system will be performed with reference methods  according to CEN‐standards at least every three years. 

2.5.6.2 Measurementofemissions

The  WtE  facility  will  be  designed  according  to  the  Waste  Incineration  Directive.  The  following measurements of air pollutants shall be performed: 

Continuous measurements of the following substances: Nitrogen oxides (NOx), carbon monoxide (CO), total dust content, total organic carbon (TOC), hydrogen chloride (HCl), hydrogen fluoride (HF), sulphur dioxide (SO2) 

Continuous measurements of the following operating parameters: Temperature near the incineration chamber’s inner wall or other representative point in the incineration chamber after approval by competent authority, and oxygen content, pressure, temperature and water vapor content of the flue gases 

At least two annual measurements of heavy metals, dioxins and furans, although during the first twelve months of operation, these measurements have to be performed at least once every third months 

The  residence  time,  minimum  temperature  and  oxygen  level  of  the  flue  gases  shall  be  controlled adequately at least once in connection to when the incineration facility is taken into service as well as under the least favorable operating conditions predictable. 

Continuous  measurement  of  hydrogen  fluoride  (HF)  is  not  necessary  if  a  treatment  step  for  HF  is used which guarantees that the emission limit for the substance is not exceeded. 

There may be additional regulations or stricter limits in the permit issued by the local authorities. 

2.5.6.3 Equipment

Measurement of emissions to air is fully automatic. The measurements are best done in the stack or  in connection  with  the  stack  by  means  of  a  multipurpose  instrument  measuring  several  different substances  one  at  a  time;  hence  the  measurement  is  not  completely  continuous.  There  is  also  a supplementary  instrument  for  measurement  of  carbon  monoxide  and  oxygen.  The  measurement equipment should be placed in a well‐protected space. 

To enable control of the flue gas cleaning system and of the fuel, measurement of some components  in the  raw  flue  gas,  before  entering  the  flue  gas  cleaning  process,  is  usually  made.  It  is  common  to measure  e.g.  oxygen  content  (O2),  carbon  monoxide  (CO),  nitrogen  oxides  (NOx),  hydrochloric  acid (HCl), sulfur dioxide (SO2) and moisture content. 

An instrument for measuring dust and moisture content in the flue gas is often placed directly after  the bag house filter to enable immediate detection of ruptures in the filter. Measured data is registered and transferred to the central control room 

43  

2.6 Steamturbine

2.6.1 GeneralThe  Donetsk  WtE  facility  will  produce  electricity  which  will  be  delivered  to  the  national  grid  in 

Ukraine. The electricity will be generated using a steam turbine, see Figure 27. In addition to the 

electricity,  the  residual  heat  left  after  the  turbine will  be  used  to  heat water  to  the  local  district 

heating grid in Proletarskij, which will be used for both heating of premises and for tap hot water. 

 

Figure 27 3D view of a Siemens steam turbine [14] 

2.6.2 WorkingprincipleSteam  turbines  utilize  the  thermal  energy  of  pressurized  steam  by  converting  it  into  rotational 

energy. The  steam enters  the turbine at the  inlet and  is  then  led  through sets of  impellers, called 

stages,  where  the  energy  conversion  takes  place,  see  Figure  28.  Half  the  sets,  the  stators,  are 

connected to the turbine casing and the other half, the rotors, are connected to the turbine shaft. 

After  the  last  stage  of  the  turbine,  the  steam  exits  through  an  exhaust  at  a  considerably  lower 

pressure and temperature  than when entering. After  the  turbine,  the steam has  to be condensed 

into water before being pumped back into the boiler. 

44  

 

Figure 28 Cross section of a reaction steam turbine [15] 

2.6.2.1 Turbinecasing

The  turbine  outer  casing  encloses  the  internal  parts  of  the  turbine  and  consists  of  three  basic modules;  an  inlet,  transition  and  exhaust  module.  The  casing  is  horizontally  split  and  each module comprises  an  upper  and  a  lower  half.  When  all  the  modules  are  together  the  entire  casing  has  a common horizontal joint. The upper and the lower halves are flanged together vertically. 

2.6.2.2 Inletarrangement

The  high  pressure  steam  is  transferred  to  the  turbine  via  an  inlet  pipe.  In  the  inlet,  a  stop  valve  is installed  which  is  opened  hydraulically  and  closed  by  spring  force  when  necessary,  for  example  in case of a boiler trip. During normal operation the stop valve is fully opened. After the stop valve, the steam will pass one or more control valves which regulate the inlet flow of steam. The control valves may be fully or partially closed during operation depending on the number and size of the valves. 

2.6.2.3 TurbinerotorThe moving part of  the  turbine  is  called a  rotor and consists of a  shaft with blades attached. The 

blades react to the flow of high pressure steam, begin to move and impart rotational energy to the 

shaft, which  is made of  forged alloy steel. The cylindrical moving blades have T‐roots and  integral 

shrouds. A locking blade installed in each blade ring sustains the symmetry of the blade spacing. The 

locking blade is secured in the shaft. 

2.6.2.4 Turbinebearings

The  turbine  is  mounted  with  both  front  and  rear  bearings.  The  bearing  casing  is  nailed  to  the baseframe. At the inlet of the turbine there are both journal and thrust bearings. The journal bearing  is connected to the bearing housing while the thrust bearing is mounted to a carrier that can move axially. At the exhaust of the turbine there is only a journal bearing. 

2.6.2.5 Turbineexhaust

The steam exits at the low pressure end of the turbine through an exhaust pipe and is condensed in a 

45  

cold condenser. Most turbines have radial exhausts, but axial exhausts exist as well. 

2.6.2.6 Baseframe

The  turbine  is  fixed  to  a  steel  baseframe,  aligned  on  the  concrete  foundation  at  the  facility.  The gearbox and most of the auxiliary equipment is normally mounted to the baseframe as well, although some equipment is normally installed below or to the side of the baseframe, such as the oil system. 

2.6.3 Designparameters

The Donetsk WtE facility  steam turbine will have  the principal design as described  in  the  text below. Also, see Figure 29.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 29 Principal design of Donetsk WtE steam turbine 

2.6.3.1 Steamtemperatureandpressure

The Donetsk WtE facility will be optimized for maximum electricity and heat production. Therefore,  the steam pressure and temperature will be maximized as far as possible in the waste incineration  facility without  the  need  for  external  superheating  in  hybrid  processes  or  the  need  for  recurring replacements of superheater bundles at short intervals. 

This means  that  the  boiler will  produce  steam  that  enters  the  turbine  at  425°C  and  60  bars with  a margin  for  normal  variations  in  pressure  and  temperature.  Data  for  inlet  (live)  steam  is  shown  in Table 8. 

 Table 8 Data of live steam to the turbine 

Parameter  Unit  Min value  Rated value  Normal variation  Design 

Steam inlet pressure  bar  50  60  3  72 

Steam temperature  C  360  425  8  453 

Steam flow  kg/s  ‐  39.5  2  43.9 

 

2.6.3.2 Turbinesize

The  size of  the Donetsk WtE  facility  is  based on  the  available  amount of waste  fuels  in  the Donetsk region. With an available amount of 470 000 annual tons, this gives a boiler size of 100 MWth which will 

46  

be  realized with  two boiler units of 50 MW each. The marginal cost of  the size of  the steam  turbine is  such  that  it  is  advantageous  to  install  as  large  a  turbine  as  possible.  The  turbine  will  therefore be designed for the steam flow produced at full boiler load from both lines, with a margin  for normal variations in steam flow. The turbine will therefore be designed for a steam flow of 39.5 kg/s with variations up to 43.9 kg/s. 

2.6.4 Turbinetype

2.6.4.1 Typeofcondensingdesign

The Donetsk WtE facility will produce electricity and heat for the local district heating grid in Proletarskij. This means  that a backpressure  turbine will be used primarily.  Because of  this,  the overall  efficiency of  the  facility  will  be  very  high  when  heat  is  delivered  to  the  grid  as  well  as electricity. 

However,  the  district  heating  grid  in  Proletarskij  has  a  varying  load  throughout  the  year.  Between 

April 15th  and October 14th, all district heating for heating premises is turned off and only hot water is delivered  to  the  grid.  This  drastically  reduces  the  need  for  heating  from  the WtE  facility  during  this time. Because of the large excess of heat during this period, the backpressure turbine will be combined with a  condensing  stage  to  extract  more  electricity  from  the  process.  This  stage  will  be  designed  as  a condensing tail, meaning there will be a separate turbine fitted on the same shaft as the backpressure turbine.  If  possible  the  condensing  turbine  will  be  connectable  to  and  disconnectable  from  the backpressure turbine, so that no cooling of the condensing turbine is needed during cold  periods of full district heating load. 

2.6.4.2 Typeofsteamexpansiondesign

The turbine will either be of impulse or reaction type. In an impulse turbine, the stators are used like nozzles  to  “spray”  the  steam  on  to  the  bucket‐shaped  blades  of  the  adjacent  rotor.  In  impulse turbines the pressure drop takes place in the stators. 

In  reaction  turbines  there  are  no  nozzles  as  such,  instead  the  stators  and  rotors  are  shaped  like aerofoils which  are  aligned  to  act  like  nozzles  as  the  steam passes  through  them. This means  that a pressure drop takes place in both the stators and the rotors. See Figure 30.  

 

Figure 30 Working principle of impulse and reaction turbines [16] 

Because of the relatively complex  situation of needing two turbines and multiple exhausts,  the  most likely  scenario  is  either  two  reaction  turbines,  or  an  impulse  backpressure  turbine  followed  by  a 

47  

reaction  condensing  turbine.  Different  turbine  suppliers  have  different design solutions and it is hard to predict the final design. 

2.6.5 Auxiliaryandbleedsteam

Auxiliary steam will be needed for various processes, among them degasifying in the feed water tank and steam soot blowing. This steam does not have to have the same high pressure as the steam produced in  the boiler. The  turbine  is  therefore fitted with one or more extraction points, where steam can be extracted at the desired pressure level. 

Apart from auxiliary steam, steam will also be extracted in order to increase the overall efficiency of the WtE  facility.  Steam  is  used  to  heat  the  water  in  the  feed  water  tank  and  for  the  preheating  of combustion air.  Instead of using  live steam directly  from the boiler, steam is  instead extracted (bled) from  the turbine at specific  points. This increases the overall efficiency of the plant since the  extracted steam has already transferred some of  its energy to the rotor and is still able to be used for  heating purposes. The first bleed is a controlled bleed at 16 bar pressure. This steam is used for air preheating. The solid domestic  waste  in  Donetsk  has  relatively  high  moisture  content.  Combustion  air  preheating  will therefore be  installed to aid  in the drying of  the fuel. The amount of steam extracted depends on the ambient outside air temperature and is regulated with a control valve. 

The  second  bleed  is  a  controlled  bleed  at  varying  pressure  between  3‐8  bar.  This  steam  is  used  for heating  of  the  feed  water  tank.  This  bleed  is  a  selective  bleed  which  can  extract  steam  at  two different points  in order to maintain a set steam temperature at different boiler  loads. The extracted steam  flow  depends  on  the  temperature  changes  in  the  feed  water  tank.  The  flow  is  controlled  by separate  control  valves on each of  the  two extraction points.  There  is  also  a  check valve  to prevent water from the feed water tank from entering the turbine in case of feed water pump failure. 

The  third  and  fourth  bleeds  are  controlled  bleeds  for  the  hot  condensers.  Steam  is  extracted  and condensed  in  heat  exchangers,  thereby  heating  water  for  district  heating  purposes.  The  amount extracted  depends  on  the  forward  temperature  of  the  district  heating  water.  Check  valves  prevent condensate from flowing backwards into the turbine. 

2.6.6 Electricgenerator

The  rotational  energy  generated  in  the  turbine  is  converted  into  electrical  energy  in  an  electric generator,  see  Figure  31,  which  is  essentially  an  alternator  where  a  magnetic  field  is  rotated, inducing AC voltage  in  the  surrounding  stator windings.  The windings  are of  three  sets  separated by 120°, creating a three phase current which  is  then delivered to the electricity grid. Besides the active power delivered by the steam turbine, the generator is designed to deliver additional reactive power, normally the generator is designed with a power factor of 0.8 – 0.85. The produced reactive power  can be controlled either so that the facility does not consume any reactive power at all (power factor 1) or that reactive power is generated and delivered to the connected grid.  

48  

 

Figure 31 Synchronous generator from Alstom. The stator windings (orange) surround the rotor 

magnet (metallic blue) [17] 

Some of the rotational energy is converted into heat in the generator, which means that the  generator has to be equipped with an air‐water cooling system. 

2.6.7 Turbinegear

The rotational speed of the generator has to be adjusted to generate electricity at the same  frequency as  that  of  the  power  grid.  Often,  but  not  always,  the  turbine  rotates  at  a  much  higher  speed than the  generator.  To  be  able  to  transmit  power  from  the  turbine  to  the  generator,  a  speed‐  reducing gearbox is then required. 

2.6.8 Auxiliarysystems

Apart from the turbine, gear and generator, normally referred to as the T/G set, there are a number of auxiliary systems needed for proper operation of the turbine. 

2.6.8.1 Oilsystem

A lubrication and control oil system will be installed next to the turbine. Lubrication must be present  at all times to prevent serious damage to the turbine or to the generator. Therefore, all components  in the oil system, oil pumps, oil filters, oil coolers etc., will have 100% redundancy to ensure  operation even  if one  component  breaks  down.  The main  oil  pump  is mechanically  driven  by  the  turbine shaft, while auxiliary and emergency pumps have electrical motors for operation. The emergency pump is normally driven by a DC motor which  is powered by a backup diesel engine or  the UPS, to minimize the risk of damage in case of a power surge. 

An  oil  cooler  is  used  to  control  the  temperature  of  the  oil.  After  cooling,  the  oil  is  transferred  to  a filter unit. There is also an oil pressure control valve that controls the oil pressure in the supply pipe. 

2.6.8.2 Turbinecondensers

The backpressure turbine will be fitted with turbine condensers. The exhaust steam from the turbine  will enter the condensers where the heat is transferred from the steam to the district heating water;  the condensers  are  essentially  shell  and  tube  heat  exchangers  (see  Figure  32).  The  backpressure  in  the turbine will be controlled by the discharge temperature that the condensers shall deliver to the  district heating  grid.  The  higher  the  discharge  temperature,  the  higher  the  temperature  (and  thus backpressure) is after the turbine.  

49  

 

Figure 32 Principal design of a shell and tube heat exchanger [18] 

The turbine will possibly be fitted with two turbine condensers in series (on the district heating side)  in order to increase heat and electricity output of the facility. However, during winter periods the  district heating load will be so large that the existing gas boilers  in Donetsk will be needed for peak  loading. Since the WtE facility will be connected to the return side of the district heating grid, the WtE facility can maintain a rather low discharge temperature even during winter periods, because  the  gas  boilers will  always  supply  additional  heating  and  ensuring  that  the  temperatures  at  the  consumer side will be sufficient. Therefore, the temperature difference over the turbine condensers  in  the  WtE  facility will  be  relatively  low.  This  means  that  two  turbine  condensers  might  not  be  economically and technologically feasible. With the added need of a cold condenser, the  need for two turbine condensers for district heating is even more doubtful. It will depend on the final  investment costs for the extra turbine and how much extra heat it will deliver. 

In backpressure turbines with district heating the condenser is a heat exchanger, normally of shell  and tube  type, which  transfers  heat  from  the  steam  to  the  district  heating  grid, while  at  the  same  time condensing  the steam from the turbine using  the returning water  from the district heating grid.  The backpressure  is  normally  controlled  by  setting  a  specific  discharge  temperature  that  the  heat exchanger shall deliver to the district heating grid. The higher the discharge temperature, the higher  the temperature  (and  thus  backpressure)  after  the  turbine,  which  means  lower  electricity  generation. Installing two turbine condensers in series increases the heating and electricity output of  the turbine, but the temperature difference over the district heating side of the condenser has to be  large or the added cost of the second condenser will normally not pay off. 

2.6.8.3 Aircooledsteamcondensing

The  heat  supply  to  external  users  in  the  district  heating  net  is  varying  throughout  the  year.  During summer season all district heating for heating premises is turned off and only hot water is delivered  to the grid. This drastically reduces the need for heating from the WtE facility and the excess heat is instead cooled off in a cold condenser. 

The cold steam is cooled to condensate with an air cooled condenser which is based on direct cooling with  ambient  air  and  without  any  intermediate  cooling  water  circuit.  The  air  cooled  condenser performs  condensation  of  exhaust  steam  from  the  turbine  and  bypass  valves  as  well  as  releasing incondensable  gases,  such  as  air.  The  steam  is  condensed  inside  of  the  condenser  tubes  which  are 

50  

cooled  by  ambient  air  passing  over  the  exterior  surface.  The  main  advantage  is  that  there  is  no cooling water loss. The steam is condensed inside of the condenser tubes which are cooled by ambient air passing over  the 

exterior surface. A principal diagram of the working process of the air cooled condenser is shown  in 

Figure  33  below.  The  steam  from  the  turbine  enters  the  channels marked  in  red,  and  is  led  through 

the inclined condenser bundles where the latent heat is cooled off and the steam is turned  to 

condensate.  The  flow  is  then  released  to  the  condensate  collectors  marked  in  blue  and  the 

condensate is finally returned to the process.  

 

Figure 33 Principal diagram of the air cooled condenser 

2.6.8.4 Directcondenser

In addition to the turbine and cold condensers, a direct condenser will be installed as well. The direct condenser  is  used  to  condense  steam  directly  from  the  boiler  when  the  steam  turbine  is  not  in operation,  possibly  due  to  a  breakdown  or  accident  in  the  turbine  or  if  power  generation  for  some other reason is not possible or desirable. If the turbine interruption is deemed to be only temporary,  it is economically and operationally beneficial to keep the boiler in operation, thereby creating the  need to condense the full load of steam without the turbine. 

2.6.8.5 Steamsealsystemandglandsystem

The  turbine  components  are  sealed  to  prevent  steam  from  leaking  out  into  the  atmosphere  and  to prevent air from leaking into the low pressure parts of the turbine. Since contact between the sealing segments and the rotor will cause distortions and deformations, steam is injected to act as the actual sealing medium.  To make  sure  that  this  injected  steam  is  propelled  into  the  turbine  rather  than  the high pressure  steam  inside the turbine  is propelled out, labyrinth seals are  used to lower the pressure of the steam inside the turbine as it flows outwards. 

A  gland  steam  system  removes  the  excess  steam  used  for  sealing  and  condenses  it  before  it  is ventilated into the atmosphere with a fan. 

2.6.8.6 Drainsystem

The drain  system  removes water  from  the  turbine.  Condensation  of  steam may  occur  in  connection with  load  changes  or  changed  steam  conditions.  This  can  result  in  a  lower  metal  temperature, 

51  

compared  to  the  steam  temperature,  resulting  in  condensation  of  the  steam.  Formation  of condensate  occurs,  for  example,  during  start‐up  of  the  turbine,  when  the  hot  steam  comes  into contact  with  the  colder  metals.  This  is  most  common  during  cold  starts  but  may  also  take  place during warm starts, hot starts or during shutdowns. 

2.7 Auxiliarysystems

2.7.1 Internaldistrictheating

The  internal  district  heating  system  transfers  produced  heat  from  the  WtE  facility  to  the interconnection pipe and the external users. The grate boiler delivers high pressure steam to a steam turbine producing electricity and expanding steam to a pressure determined by the temperature of  the district  heating  return pipe.  The  turbine  exhaust  steam  is  condensed  in  the  two  turbine  condensers heating the district heating water. The condensate is returned to the feed water tank. 

The district heating water return pipe is pressurized by the static pressure of the expansion tank. The pressure  holding  is  achieved  by  auxiliary  steam. Make  up water  from  the  process water  distribution system is added with a pressurizing pump parallel  to the expansion tank. Before entering the turbine condensers, the district heating water is pressurized by the return pumps creating a flow through the whole system. 

The  district  heating  water  collects  heat  from  the  two  turbine  condensers.  If  the  steam  turbine  for some  reason  has  a  stand  still,  the  turbine  can  by  bypassed  and  instead  heat  in  the  live  steam  is transferred  in  the  direct  condenser  to  the  district  heating  system.  The  high  pressure  live  steam  is reduced  by  a  pressure  and  temperature  reducing  valve.  Even  when  the  direct  condenser  is  not  in operation, the district heating water is constantly running through. The condensate is returned to the feed water tank. 

After the direct condenser a side stream is taken out for cooling of common dump lines, such as blow down  water  from  the  boiler  and  gland  steam  from  the  turbine  glands  and  also  for  cooling  of  the conveying  system  for  ash.  The  side  stream  is  mixed  back  into  the  main  district  heating  water  flow upstream  of  the  steam  condensers.  Furthermore,  a  side  stream  is  taken  out  to  transfer  heat  to buildings  and  this  stream  is  mixed  back  to  the  district  heating  return  pipe  downstream  of  the expansion tank. 

During summer season, steam excess heat is cooled off in the air cooled condenser. 

The  temperature of  the  district  heating  feed water  is  controlled  by  varying  the  district  heating  flow with  the  frequency  controlled district heating pumps. During operation of  the district heating system only one district  heating pump  is  running,  the other  is  in  standby mode and  is  started automatically when the operating pump is not available anymore (100% redundancy). 

The dimension of the internal district heating system main pipe is DN600. The design pressure is 16 bar at 130°C. The district heating water flow is normally 2 200 m3/h at a heat load of 70 MW. Data for district heating system is presented in Table 9. 

The expansion and movements of the pipes are designed for earthquake risks at scale 5 in accordance with  MSK‐64  scale  (DBN.B.1.1‐12:2006  “Construction  in  seismic  regions  of  Ukraine”  seismic activity in Donetsk). This means an average peak velocity of 2‐5 cm/s and an average peak acceleration of 0.03 g ‐ 0.04 g m/s2.  

Table 9 Data for internal district heating system. 

Parameter  Unit  Min  Normal  Max  Design 

District heating temperature before the Works  C 35  45 – 55  70  130 

District heating pressure before the Works   bar(g)  4  13  15  16 

52  

District heating temperature after the Works  °C  65  75 – 90  120  130 

 District heating flow  m3/h  ‐  1500 ‐ 2200  2600  ‐ 

pH     ‐  6.5 – 10  ‐  ‐ 

Hardness   °dH  ‐  0.4 – 1.3  ‐  ‐ 

O2 content  mg/l  ‐  0.01 – 0.04  ‐  ‐ 

 

2.7.2 Processcoolingsystem

There  are  several  process  components  that  require  cooling.  The  single  component with  the  highest cooling  demand  is  the  turbine  generator.  The  most  common  method  for  cooling  the  generator  is water  cooling.  The  required  temperature  of  the  cooling  medium  is  about  30°C,  which  makes  it possible to cool the water in an air cooler located outside the building, or possibly on the roof. 

There  are  several  other  components  that  require  cooling,  such  as  air  compressors,  hydraulic  oil stations and  the water/steam sampling station. These components could all be connected to the same cooling system as the generator. The cooling system consists of a pipe system with pumps that circulate the cooling medium trough the cooling  “consumers”  and  the  media  is  then  cooled  in  dry  air  liquid coolers,  see  Figure  34.  The media consists of a mixture of water and glycol in order to prevent freezing. 

 

Figure 34 Example of dry air cooler battery [19] 

2.7.3 Makeupwaterproduction

Approximately  1%  of  the  steam  flow  is  bled  off  from  the  steam  drum  in  order  to  remove contaminations which concentrate in the drum when steam is separated from the water. This water  has to be  replaced by new water, make up water. The  requirements on water quality  are high since  the turbine cannot tolerate too high levels of salts in the steam. 

The  raw  water  for  the  make  up  water  production  is  the  city  water.  The  first  step  of  the  water treatment  is  a  water  softener  which  uses  sodium  chloride  to  remove  calcium  and  magnesium  ions from  the  water.  The  next  step  is  a  reverse  osmosis  (RO)  filter  where  water  under  high  pressure  is pressed through a membrane, leaving chloride ions on the other side. After the RO filters the water is very  clean,  but  it  may  nevertheless  be  necessary  with  a  final  polishing  filter  before  the  water  is pumped to the make up water tank. The reject water after the RO‐filter has a metal ion  concentration about 10 times higher than the raw city water, based on supplier data of RO efficiency  of 90%. The reject water will also contain a higher concentration of salts. The reject water is led back  to the process water tank or to the slag water tank, from where it can be re‐used in a number of  different ways. This means that all contaminated water is re‐circulated within the facility. 

The  make  up  water  tank  is  a  large  tank  which  contains  at  least  the  same  volume  as  the  boiler, 

53  

approximately  100  m3.  All  parts  of  the  make  up  water  production  are  redundant  so  that  water production can be maintained at all times, also when some of the equipment is maintained. However, this  type  of  equipment  is  generally  not  especially maintenance  demanding.  The  need  for  chemicals will  also  be  quite  low;  there  is  only  a  need  for  salt  (sodium chloride)  for  the  softening  filters. 

2.7.4 Ammoniasystem

Since the SNCR system uses ammonia, there will be an ammonia system with tank, pumps, etc. All parts of the ammonia system, including the tank, pump, pipes and valves, have to be made of stainless steel in  order  to  prevent  corrosion.  The  ammonia  is  preferably  bought  as  a  25%  ammonium solution. The volume of the ammonia storage tank will be approximately 70 m3. 

Since ammonia could be a working environment hazard, all major components,  i.e.  the  tank and  the pumps, shall be located on the outside of the building. The tank shall be located in a retaining dike in case of a leak. As an alternative, the tank may be double jacketed.   

The pumps will be located in a small shed next to the tank in order to protect them from rain, snow,  etc. From these pumps, the ammonium solution will be pumped directly to the SNCR nozzles. There will also be a small  tank  for make up water connected to  the ammonia  system. A separate pump will  fill  the ammonia system with water before maintenance is performed on components in the ammonia system. 

2.7.5 Compressedairsystem

The Donetsk WtE facility will have a system for distributing compressed air throughout the facility. The compressed air  system  is  divided  into  instrument air and  service air.  Instrument air  is primarily  used for  pneumatically  operated  valves.  Larger  air  consumers,  such  as  bag  house  filter  cleaners  or pneumatically operated hammers for soot cleaning use service air instead. Service air is also used for pneumatically  operated  hand  tools  such  as  drills,  saws,  air  guns,  grinders  etc.  The  compressed  air system  consists  of  a  central  compressor  station  delivering  compressed  air  in  pipelines  to  different parts  of  the  facility,  see  Figure  35.  On  each  floor,  there  will  be  connection  points  for  service  and instrument air. The system may also include buffer tanks of compressed air to be used during periods of extra high demand for compressed air. 

 

 Figure 35 Example of compressed air tanks [4] 

2.7.6 Watersystem

The city water is  connected to the make‐up water production process, the process water tank and the offices  in  the  facility.  The  city  water  can  also  be  used  in  the  flue  gas  cleaning  process  for  flue  gas temperature  reduction. The idea is to only use city water when the water level in the different water systems is  too low. 

The normal  consumption of  city water  is about 5 m3/h, with a maximum consumption 35 m3/h.  The 

54  

normal process consumption is made up by the following: 

make up water production of 1 m3/h (recycled within the WtE facility) 

flue gas cleaning temperature reduction of 2 m3/h 

slag slaking of 3 m3/h The slag slaking consumption is calculated from the hot slag heat release by water cooling. The water will be evaporated and the ash will be saturated to a water content of 2 weight‐%. 

Spray water is used in the ash cleaning process of the boiler. Approximately spray water consumption will be 2 l/sec per unit (total for the facility 4 l/sec) and 2 m3/day per unit (total for the  facility 4 m3/day). 

The water system in the WtE facility  is based on the principle that as much water as possible shall be recycled  and  re‐used  in  the  internal  processes.  All  internal  reject  water  is  led  back  to  the  process water tank or to the slag water tank, from where it can be re‐used in a number of different ways. This means that all contaminated water, for example, water from the RO filters, is re‐circulated within the facility. 

The principal idea of the slag water tank is to make use of the contaminated water from the different processes in the facility; this to make sure that no contaminated water is sent to the sewage system. The slag water  is  used  for  slag  slaking  and  the  slag water  tank mainly  receives water  from  the  facility’s floor drainage system. If the water level in the tank is too low, water from the process water  tank can be used to fill it up. If the level is too high, it has to be emptied with a tank truck and the  water has to be sent to an adequate facility, for example, a mixing station for stabilization of fly ash. About  20‐25% of the water used  for  slag slaking will bind  to  the slag and be transported out of the facility via the slag. 

A tank below the waste bunker collects water that may enter the bunker with the waste. This water  is transported to the slag water tank and re‐used for slag slaking. 

The water  led to the sewage  is a mixture of blow down water and reject  from the RO and softening filters.  Cations  are  removed  in  the  softening  filter  and  anions  in  the  RO  filter.  This means  that  the mixture  of  reject  water  and  blow  down  water  that  goes  to  the  sewage  system  has  the  same concentration  of  different  elements  as  the  city  water  itself,  except  for  sodium  chloride  which  is added in the softening filters. The chloride levels in the water led to the sewage system will normally be around 500 mg/l with single peaks  in smaller volumes with a maximum concentration of about  2500 mg/l. 

Smaller amounts of iron is added from the boilers to the blow down water. The maximum amount of iron will therefore be about 100 mg/l. 

Table 10 below shows the quality of the city water in Donetsk. According to the reasoning in the text above, the water  led to the sewage system will have the same quality as the city water  led in to the WtE facility.  

Table 10 City water quality 

  Parameter  Unit  Value 

General data  pH    7.69 

Solids content  mg/l   

Total dissolved solids (TDS) 

mg/l  602 

Total organic carbon (TOC) 

mg/l   

 

Cation  NH4  mg/l  0.11 

K  mg/l  6.64 

Ca  mg/l  92.99 

55  

Mg  mg/l  28.53 

Fe  mg/l  0.11 

Mn  mg/l  0.0142 

Na  mg/l   

 

Anions  Cl  mg/l  56.29 

SO4  mg/l  164.33 

NO3  mg/l  5.66 

F   mg/l  0.274 

SiO2  mg/l   

 

Other  HCO3  mg/l   

NaCl  mg/l   

 

2.7.7 Watersamplingstation

A system for sampling and analyzing the quality of water, condensate and steam shall be installed in the WtE facility, see Figure 36. The system takes samples at different locations in the facility, e.g.  make up water,  live  steam,  saturated  steam,  feed  water  etc.  All  samples  shall  be  led  to  a  sampling  station where the different samples can be analyzed. Measurements shall be taken to determine conductivity, oxygen  content,  silica  acid,  sodium  and  pH‐value,  among  other  parameters.  Samples  are  taken and measurements are performed continuously and on‐line while the facility is in operation. All extractions of steam and hot water shall be cooled and pressure lowered so that the samples are safe for personnel to  handle  without  risk  of  personal  injury.  All  analyses  are  registered  electronically and logged  in a database for reference.  

 

Figure 36 Example of water sampling station [4] 

2.8 Electrificationofthefacility

The  facility  will  be  provided  with  equipment  for  distribution  of  low  voltage  400  V  and  690  V  TN‐S direct  earth  systems.  Electric motors  and  other  loads  bigger  than  approximately  11  kW  will  be  fed with  690  V.  Other  smaller  objects  are  fed  with  400  V.  The  facility  is  connected  to  the  external electrical power grid via a new 10.5/110 kV transformer and overhead power transmission  line to an existing  110  kV  switchgear  and  transformer  station.  The  facility  is  supplied  with  10.5  kV  medium voltage switchgear. Feeding of the facility’s low voltage power is done with a number of transformers 10.5/0.69  kV  and  10.5/0.4  kV.  The  objects  fed  from  either  switchgear  are  chosen  to  achieve  best 

56  

possible redundancy in the facility.  

All  of  the  following  equipment  will  be  included  in  the  facility  in  sufficient  numbers  for  efficient operation: 

HV/MV transformer 

Switchgear MV/LV and transformers 

Cubicles and MCC for the electrical consumers in the facility  

 

Figure 37 Examples of transformer, MV and LV switchgear [4] 

The equipment will be installed with at least one spare cassette, which can handle the highest power,  for every physical size. For future possible expansion in the facility, there will also be sufficient (25%) unused space ready to be used without taking any part of the switchgear out of operation. Electric motors not  intended to run at constant speed are speed regulated with the help of frequency 

converters. High frequency currencies generated by these are eliminated with insulated bearings or with 

the help  of  electrical  filters.  For  the  control  and  supervising  of D.O.L.  drives  intelligent motor  control 

units  are  used.  These  units  and  the  frequency  converters  communicate  with  the  control  system via 

field bus 

 

 

Figure 38 Example of large and small FC drives respectively [4] 

The facility is provided with equipment for emergency power generation, in the form of an  emergency diesel engine and a battery‐fed UPS system. Emergency power from the diesel engine will  automatically power  necessary  process  and  civil  equipment  needed  to  safely  stop  the  facility  and  other essential functions in case of power supply failure. The fuel tank is large enough for 36 hours of  full load operation of the diesel engine. 

The UPS system  is used  for power  supply  to  the  facility’s  computer equipment,  instruments  and any other equipment which must not be disturbed by loss of power. All control and supervision  equipment 

57  

which generates system alarms in case of power loss are power‐fed from the UPS system. The UPS system is dimensioned to feed all UPS‐connected equipment for 1‐2 hours without external  power‐feed. The UPS itself is power‐fed by the emergency diesel. 

2.9 Instrumentationandautomation

The  facility  is  instrumented  for  full  automatic  operation  with  instruments  adapted  for  the  process requirements  in  the  facility.  Fieldbus  communication  is  used  for  instrument  connections.  In  cases where  this  is  not  applicable,  the  instruments  can  be  connected with  4‐20 mA  current  loops  (analog signals). For digital signals and controls, bus communication is also used for signal communication. 

The  facility  is  instrumented  according  to  harmonized  EN  standards.  The  facility  is  instrumented  to ensure that all operation of the complete facility including both boiler units can be remotely  operated by personnel from a central control room. Although the control room should be manned continuously, a  high  degree  of  automation  lets  the  control  room  personnel  focus  on  other  tasks  such  as  crane operation, making rounds in the facility etc. 

A  flue  gas  analyzer  is  installed  on  outgoing  flue  gas  duct,  to  the  extent  required  in  the  waste incineration  directive.  Flue  gas  analysis  is  performed  on  flue  gas  taken  just  before  the  flue  gas cleaning  equipment  for  those  parameters  which  are  important  for  controlling  the  flue  gas  cleaning. Flue  gas  analysis  before  the  flue  gas  cleaning  system  is  also  often  the  only  means  of  acquiring information about the contents of chlorine and sulfur in the fuel. 

The  facility  has  a modern  control  system enabling  fully  automated operation  of  all  equipment  during operation, including as far as possible, start‐up and shut‐down sequences for the facility. The  automation system  is  designed  to  warn  for  and  handle  any  abnormal  operation  situation  that  may  occur  in  the facility,  without  any  risk  of  damaging  equipment  or  personnel.  In  case  of  faults  or  other  abnormal conditions in the facility that requires some action to put the facility back into a safe state, the  control system is programmed to bring the facility back into a safe state without interventions  from operators. The facility is equipped with a safety system according to the required extent in EN and IEC standards for water‐tube boilers and auxiliary installations. The safety system is designed according to SIL2. The heart of the computerized control system is centrally placed redundant computers and the signal  collector in the facility  is built with distributed  I/O equipment and with one or more field buses. The  buses and other critical equipment have redundancy to minimize the risk for downtime. 

Locally  placed  control  systems  and  controls  are  avoided  as  far  as  possible,  in  order  to  achieve  a unified facility with easy troubleshooting, less maintenance and unified documentation. The  control  system  is  connected  to  a  control  network,  to  which  also  the  operator  stations  are connected. The operator stations are windows‐based standard computers with two or more monitors. Equipment for registering alarms and events is included. Analogue values are logged and displayed with trend  curves.  Alarms,  events  and  logged  values  are  continuously  and  safely  stored  with  back‐up.  The operator  stations  include  a  report  generator which  can  generate  reports  describing  the  operation  in the  facility with a  time perspective  ranging  from an hour  to  at  least  a  year. Connection and logging to the main computer network is possible. 

All  process  equipment  related  to  the  facility  is  possible  to  control  from  the  operator  stations  in  the central  control  room.  The  facility  is  equipped with  at  least  three  operator  stations.  Equipment  from different  contractors  and  subcontractors  are  implemented  in  the  control  system  with  standardized presentation  principles, making  the  look  and  feel  the  same  independent  of  the  equipment  supplier. There is also at least one engineering station placed in the central control room. 

The  control  system  includes  equipment  for  making  backups  of  the  entire  software  on  persistent media, including set points and original set points. 

Computer equipment for the reporting of collected environmental data is installed separately from the rest of the computer system. 

The facility is also equipped with an ITV system with all necessary equipment from the TV cameras to  the 

58  

TV monitors in the control room. The ITV‐system is based on a separate TCP/IP network. 

2.9.1 Boilercontrolsystem

Normally, the WtE facility will be controlled by the district heating and electricity demand and it shall  be possible to prioritize between district heating and electricity production. The boiler will be provided with the following limit controllers: 

O2 control  CO control  Furnace temperature  Steam pressure control (when turbine is not in operation)  Super‐heater temperature control  Live steam temperature control 

2.9.2 Fluegascleaningcontrolsystem

Normally,  the  ID  fan  will  be  controlled  by  the  furnace  pressure.  Each  unit  of  the  flue  gas  cleaning shall  function together with the corresponding boiler and shall always keep an under pressure  in the furnace of the boiler. 

2.9.3 Turbinecontrolsystem

Normally, the turbine control will be governed by the boiler load and the following limit controllers  are included: 

Boiler pressure control  Back pressure limitation  Limitation of produced electrical power  Control of steam flow extracted to turbine condensers to maintain required minimum 

flow  through the condensing tail.  Manual and automatic electrical load control as a part of the total load control for 

the combined power and heating plant with generator connected to the grid  Manual and automatic rotation speed control without generator connected to the grid 

2.10 Residuemanagement

The  residues  from  the  WtE  facility  consist  of  incombustibles  such  as  slag,  scrap  iron  and  fly  ash. Incombustibles of  larger dimensions may occur  in the fuel. These can be removed with the crane  grab or  be  weeded  out  with  a  picking  crane  from  the  charging  hopper.  The  in‐combustibles  are  then transported to recycling or deposition in a landfill. 

2.10.1 Slag

Slag  is  what  will  be  left  on  the  grate  after  incineration,  i.e.  mainly  incombustibles.  The  slag  will  be transported  by  the  moving  grate  through  the  slag  shaft  to  the  slag  bunker  where  it  is  slaked  with water. According  to  EU  regulations,  the  slag  is  normally  classed  as  non‐hazardous waste  and  can be used as construction material e.g. as road constructions at landfill sites or similar, but if a user cannot  be found the slag will be stored in landfill. 

Based  on figures provided by boiler manufacturers the guaranteed maximal value of the total  amount of organic carbon in the slag, including grate siftings, will be lower then 3 weight‐% DM. The guaranteed maximal value of dioxins and furans will be 15 ng/kg TE. 

2.10.2 Scrapiron

The  scrap  iron  will  be  separated  from  the  slag  at  the  WtE  facility  with  a  magnetic  separator.  The scrap iron is stored separately and will be sent for recycling. 

59  

2.10.3 Flyash

The fly ash consists of particles going with the flue gases out from the furnace and further on through the boiler. Some of the fly ash will deposit in the boiler’s empty passes or in the horizontal pass, or it  will pass the boiler into the flue gas cleaning. In the flue gas cleaning it will be separated from the  flue gas in the bag house filter. The fly ash will, together with the residues from the bag house filter,  be stored in a fly ash silo. The fly ash is classed as hazardous waste and has to be stored in a landfill in a secure way. 

The  following  components  in  the WtE  facility  are  estimated  to  contain  fly  ash  (amount  of  fly  ash  in each component is stated for normal operation conditions): 

Scraper conveyor below boiler super heater sections (one for each line), 5 kg of fly ash 

Scraper conveyor below boiler economizer pass (one for each line), 5 kg of fly ash 

Dust sender for boiler ash to residue silo (one for each line), 200 kg of fly ash 

Dust sending pipes from boiler to residue silo (one for each line), normally 0 kg of fly ash 

Bag house filter (one for each line), 10 tones of fly ash 

Screw conveyor below bag house filter (one for each line), 5 kg of fly ash 

Screw conveyor to mixer (one for each line), 5 kg of fly ash 

Mixer unit (one for each line), 30 kg of fly ash 

Dust sender below bag house filter (one for each line), 200 kg of fly ash 

Dust sending pipes from bag house filter to residue silo (one for each line), normally 0 kg of  fly ash 

Reactor (one for each line), 100 kg of fly ash 

Residue silo (common for both lines), up to 200 tons of fly ash 

The residue silo  is designed to be able  to store  fly ash at site  for a couple of days. When the  fly ash shall be transported from the site it is fed from the residue silo to bulk trucks in a dry state. 

The fly ash  is  fed from the silo  to bulk trucks  in a dry state. The  fly ash  is  then transported  in closed trucks to the landfill where the fly ash is received in a mixing station. The fly ash is unloaded into a silo using pressurized air.  In the mixing station the fly ash is mixed with cement or ash from coal  facilities and water  to produce stable concrete‐like material with stable and good  leaching characteristics. The strength of the stabilized fly ash can reach up to the concrete strength class C32.  Figure 39 below shows an example of a mixing station for fly ash treatment.  

 

Figure 39 Example of mixing station for fly ash treatment [20] 

In principal, the mixing station consists of the following parts: 

Receiving station. Where the fly ash, cement and coal ash is received and sent to the storage silos. The transportation is made by using pressurized air. 

60  

Storage  silos.  The  will  be  three  silos  of  each  around  250  m3.  The  three  silos  provides a  possibility to store several ash fractions and cement separately. 

Water  tank  or  reservoir.  Since  rather  large  amount  of  water  will  be  needed  for  the 

stabilization process, a tank or reservoir of at least 100 m3  is needed to secure the supply of water. For the stabilization process, various quality of water can be used, i.e. rain water, city water, leachable water from the landfill or surplus waste water from the WtE Facility. 

Mixer unit. In the mixer the fly ash is mixed with coal ash and water. The mixing is performed in batches, normally one batch could be made in less then one minute. 

Discharge  system.  After  mixing,  the  stabilized  fly  ash  is  discharged  to  ground  level  to a  discharge area. The transport to the landfill is then made using a front loader. 

Control  and  operation  room.  From  the  control  room,  the  operation  is  controlled  and monitored. In order to receive a good stable mixture, trained and experienced personnel is needed at the mixing station. 

The  mixing  properties  for  a  stable  concrete  are  about  25%  fly  ash,  25%  coal  ash  and  50%  water depending on  the  quality  and properties  of  the  fly  ash  and  the  coal  ash.  The  coal  ash  could  also be replaced with cement. 

At the mixing station there is continuous measuring and logging of hydrogen gas and ammonia gas. The ammonia in the fly ash is a result of the SNCR flue gas treatment where ammonia  is added in to  the boiler furnace in order to reduce the formation of NOx, some of the ammonia will be bound to particles and  separated  in  the bag house  filter. When combustion of waste containing  aluminium  takes place, oxides  are  formed  which,  in  contact  with  water,  form  hydrogen  gas.  In  order  to  reduce  the concentrations  of  the  ammonia  and  hydrogen  a  good  ventilation  of  the  mixing  station  and  its components are important, also when the mixing station is out of operation.  The  fly  ash  deposit  area  should  be  surrounded  by  a  geological  barrier  and  a  leachate  water  dam  to collect the small amount of leachate water. 

The deposit area should be prepared with a mineral sealing bottom layer with a thickness of more than 0.5 meter, consisting of i.e. clay. On top of the sealing layer a geo‐textile and a geo‐membrane are placed and  further  a  gravel  layer  with  drainage  for  leachate  water.  The  stabilized  ash  is  then  deposited. A covering mineral sealing layer of 0.5 meter is then placed, followed by a geo‐membrane and a gravel layer. Finally the landfill  is covered by a vegetation and cover layer with a thickness of 1  meter.  In  Figure  40 below the landfill structure with mineral sealing layers and coverage layers is  shown. 

61  

 

Figure 40 Landfill structure with mineral sealing layers and coverage layers [20] 

2.10.3.1 Chemicalcontent

In  the  database  “Allaska”  [21]  information  regarding  chemical  and  technological  characteristics  of ashes  from  Swedish  WtE  facilities  is  gathered.  The  statistics  are  based  on  research  conducted  by “Värmeforsk”, a governmental founded research organization working in the energy production area. 

In the database you can find the following information: 

The  fly  ash  from  Swedish WtE  facilities  consists mainly,  up  to  around 70% DS,  of Al2O3,  CaO,  Cl  and SiO2. The remaining part of the fly ash is to larger part composed of Fe2O3, K2O, MgO, Na2O, P2O5. Hg  and heavy metals are to a small extent also found in the fly ash. 

In  Table  11  Chemical  composition  of  fly  ash  below  intervals  for  typical  Swedish  WtE  facilities  are given for the different components (however, the values are dependent on the chemical composition  of the waste and very difficult to predict before the facility is taken into operation): 

 

Table 11 Chemical composition of fly ash 

Component  Unit  Interval 

Al2O3  % DS  5‐15 

CaO  % DS  20‐30 

Cl  % DS  5‐20 

Fe2O3  % DS  3‐8 

K2O  % DS  2‐8 

MgO  % DS  2‐4 

Na2O  % DS  2‐9 

P2O5  % DS  1‐3 

62  

SiO2  % DS  15‐25 

Hg  mg/kg DS  3‐12 

Heavy metals (Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Ni)  mg/kg DS  6000‐15000 

 

2.11 Interconnectionpoints

The WtE facility will be connected to the following infrastructure systems: 

Roads 

District heating 

Electricity 

Natural gas 

City water 

Sewage 

Telecom 

2.11.1 Roads

New  roads  have  to  be  built  and  connected  to  the  existing  road  network.  A  connecting  road  to  the existing main road, H‐20, will be built with four separate connections. In Table 12 below data for the new roads is shown. 

 Table 12 Data for the new roads 

Parameter  Unit  Value 

Two‐lane sections  m  7.0 

Width  m  0.5 

Hard shoulders on each side Total width  m  8.0 

One‐lane entry‐ and exit ramps     

Width  m  4.0 

Hard shoulders on each side Total width  m  1.0 

Total width  m  6.0 

 

Figure 41 below shows a layout of the new roads with connection points to the existing road network. 

63  

 

Figure 41 Layout of the new roads and the connection points to the existing road network 

2.11.2 Districtheating

The  heat  produced  in  the WtE  facility  is  supplied  to  external  users  via  an  interconnection  pipe.  The interconnection  pipe  transfers  heat  to  five  local  networks  of  the  Donetsk  city  by  means  of  heat exchangers.  Each  local  network  provides  citizens with  heat  and  hot water.  The heat  exchangers  are located in the boiler houses of each local network. 

The interconnection pipe can deliver all the produced heat during the winter season, with decreasing delivery  following  the  heat  demand  of  the  local  networks  during  the  spring  and  summer  seasons. During most cold months of the winter season, the produced energy  is not enough to meet the total demand of the local networks. The capacity in the boiler houses of the local networks is then used to meet  the  peak  load.  During  spring  and  summer  seasons,  the  local  networks  can  rely  on  the  energy delivery  of  the WtE  facility  which  also  delivers  the  requested  temperatures  in  the  district  nets.  The specifications of the district heating produced at the WtE facility are shown in the Table 13 below.  

Table 13 Data for the heat production in the new WtE facility 

Parameter  Unit  Normal operation 

Heat production  MW  65‐75 

Heat production  Gcal/h  55‐65 

Pipe dimension  ‐  DN600* 

Heat supply     Flow  m3/h  2000 

Temperature  °C  75‐90 

Heat return     Flow  m3/h  2400 

Temperature  °C  45‐55 

 

The static pressure in the internal district heating and interconnection pipe system is controlled by low pressure auxiliary steam in the expansion tank. The discharge temperature of the district heating  water is controlled by varying the district heating flow with the frequency controlled district heating  pumps and by cooling off excess heat in the air cooled condenser. 

The  existing  control  system  in  the  boiler  houses  controls  the  discharge  temperature  of  the  local 

64  

networks  to  follow  the ambient  temperature. During winter  season,  the  local  temperature  control  is supported by gas boilers. 

The  interconnection  pipe  system  is  designed  for  an optimal  electricity production at  the WtE  facility which  requires  the  discharge  temperature  to  be  kept  as  low  as  possible.  Therefore,  the  system  is designed for a delivery of 70 MW at a temperature difference of 25°C. 

The interconnection pipe system consists of two parallel pipes with a length of eight kilometers each, with pumps, valves, heat exchangers and control equipment. The first two sections between the WtE facility  and  the  first  two  local  networks  is  4  +  1.5  kilometers  and  the  pipe  dimension  is  DN600.  The third section between the second and the third local network is 1.7 kilometers and the pipe dimension is  DN450.  The  last  two  sections  are  1.5  kilometers  and  the  pipe  dimension  is  DN400.  In  Figure 42 below a layout of the new district heating interconnection pipe is shown.  

 

Figure 42 Layout of the new district heating interconnection pipe 

The  district  heating  pumps  are  located  at  the  WtE  facility  and  are  positioned  on  the  return  pipe between the pressure holding of the expansion tank and the warm condensers of the boiler. There are two pumps working in parallel with frequency controlled motors for adjustment to required flow. 

The plate heat exchanger of each of  the five  local networks  is designed with a  large surface area for 

heat transfer at low pressure losses, in total for all exchangers with a surface area of about 5 000 m2. The 

heat transfer coefficient of the heat exchangers is around 5 kW/(m2K). In all, this gives a heat  transfer temperature  difference  of  only  about  2°C.  Figure  4‐43  shows  the  principal  of  the  interconnection pipe.  

65  

 

Figure 44 Principal of connection of the interconnecting pipe to the existing boiler house 

The district heat in the WtE facility  is produced either  in the turbine condensers and/or the direct 

condenser. Large pumps will circulate the district heating water through the WtE facility as well as  the 

new closed district  heating  circuit. A  small  pump will maintain  the pressure  in  the  system by  adding 

water on the suction side of the circulation pumps when necessary 

2.11.3 Electricity

The electricity produced in the WtE facility will be transferred to the electric grid preferably through  an existing electrical substation. The connection to the electrical substation will be done at 110 kV.  Since the electricity produced at the WtE facility will have a voltage of 10.5 kV, a step‐up transformer from 10.5 kV to 110 kV will need to be installed. 

     

WtE facility 

Figure 43 Principal diagram of the interconnection 

In Figure 44, the principal of connection of the interconnection pipe to the existing boiler house is 

h

To WtE 

TC 

New heat exchanger From WtE 

Existing boilerhouse 

66  

The  main  specifications  of  the  electricity  produced  at  the  WtE  facility  are  summarized  in  Table14 below.  

Table 14 Electricity production of the WtE facility 

Parameter  Unit  Normal operation 

Electricity production (cos φ = 0,8)  MW  20‐30 

Voltage  kV  110 

 

The WtE facility will be connected to an existing transformer and switchgear station with a distance  to the  site  of  approximately  3  km.  The  real  distance  for  cabling  is  however  estimated  to  4  km.  The connection cable will consist of three cables and one cable direct earth. The new cable will be buried together with the new district heating pipes. Data for the connection cable is shown in Table 15.  

Table 15 Data for the electricity connection cable 

Parameter  Unit  Value 

Cable length  km  4 

Cable cross‐sectional area  mm2  300 

Earth cable cross‐sectional area  mm2  120 

 

In Figure 45 below a layout of the electricity connection cable and the connection to the existing electricity grid is shown.  

 

Figure 45 Layout of the electricity cable and the connection point to the electricity grid 

67  

2.11.4 Naturalgas

Connection will  be made  to  the  existing natural  gas  system  in  the  area.  The main  figures  for  the consumption of natural gas and pipe dimensions are listed in Table 16 below 

 Table 16 Data for the natural gas 

Parameter  Unit  Normal Operation 

Consumption during start‐up, per boiler  MW  40 

Consumption during start‐up, one boiler  Nm3/h  3 000 

Consumption during start‐up, one boiler  Nm3  30 000 

Pipe dimension  mm  100* 

Pipe length  km  1.5 

 

The closest natural gas regulation station is situated north of the main road H‐20. In Figure 46 a layout of the new natural gas pipe and the connection to the existing natural gas system is shown.  

 

Figure 46 Layout of the new natural gas pipe and the connection point to the existing natural gas 

system 

2.11.5 Citywater

A pipe for water supply will be connected to the existing city water system north of H‐20. In Table  17 

figures for consumptions of city water and the dimensions of the new pipes are shown. 

Table 17 Data for the city wate 

Parameter  Unit  Value 

Consumption, normal/peak (Only for process)   m3/h  7/35 

Pipe dimension  ‐  DN150 

68  

Pipe length  km  1,2 

 

Figure 47 below shows a layout of the new city water pipe and the connection point to the existing city water system. 

 

Figure 47 Layout of the new city water pipe and the connection to the city water system 

2.11.6 Sewage

A new sewage pipe will be constructed and connected  to  the existing sewage  system. Table 18 shows the production of sewage water as well as the dimensions of the sewage pipe.  

Table 18 Data for the sewage water 

Parameter  Unit  Value 

Production  m3/h  35 

Temperature  °C  40 

Pipe diameter  ‐  DN100 

Pipe length  km  1.5 

 

Figure 48 below shows a layout of the new pipe and the connection point to the existing sewage 

system 

69  

 

Figure 48 Layout of the sewage pipe and the connection point to the existing sewage system 

 

70  

3 ConclusionThe WtE  facility  introduces  a  completely  new  energy  producing  technology  in  Ukraine.  The overall concept of  the plant  is  to  take care of  the municipal waste  in Donetsk and by means of  modern and efficient technology convert it into clean energy available for the citizens. 

The idea behind the facility is to build a plant as environmentally friendly as possible. The design of  the WtE  facility  is  based  on  best  available  technology,  BAT,  and  the  production  answers  to  all relevant EU‐standards connected to the specific area. 

While designing the WtE facility has a time perspective of 25 years in mind. This means  that  the  plant also  should  fulfill  legislative  requirements  regarding  efficiency  and  emissions  that  could be standard in the future. To build such a facility is expensive.  

Consumptions and emissions 

In Table 24 the estimated annual consumption of natural gas  in  the WtE facility  is shown. The gas  is used during  start‐ups,  shut‐downs  and  in  case  the  temperature of  the  flue  gas  falls  beneath  850°C, this to fulfill the EU‐directive on waste incineration 

 Table 20 Estimated annual natural gas consumption for two waste‐fired boilers 

Parameter  Unit  Value 

Annual consumption  Nm  200 000 

Maximum momentary consumption  Nm3/h  10 000 

 

The  facility  will  produce  bottom  ash  (slag)  and  fly  ash  according  to  Table  21  below.  The  annual consumption of fuel and consumables are also estimated in the table.  

Table 21 Approximate mass balance for a 100 MW WtE facility 

Production 

Bottom ash  tons/year (DM)  90 000 

Fly ash  tons/year  15 000 

Consumption of consumables 

Fuel  tons/year  480 000 

Activated carbon  tons/year  150 

Lime  tons/year  4 500 

Ammonium solution (25%)  m3/year  1 500 

Water  m3/year  15 000 

In the following text below comments and calculations behind the data in Table 21 can be read. 

Activated carbon 

The  activated  carbon  consumption  is  estimated  based  on  guaranteed  values  of  activated  carbon consumption  from  flue gas  cleaning  suppliers of delivered equipment  in  facilities of  similar  size and type as the proposed facility in the plant description. 

Estimated  activated  carbon  consumption:  19  kg/h.  Based  on  8000  h  of  operation  19*8000/1000  = 152 tons/year 

71  

 Lime 

The  figure  is  based  on  reaction  formulas  between  hydrated  lime  Ca(OH)2  and  HCl  and  SO2.  The amount of HCl and SO2  removed  in  the  flue gas  cleaning process  is  the difference between  raw gas contents  and  emission  levels  after  the  flue  gas  cleaning.  Reaction  formulas  between  hydrated  lime and HCl and SO2 are then used to calculate how much reactant is needed to remove the HCl and SO2. 

Reaction  formula  for  HCl:  Ca(OH)2  +  2  HCl CaCl2  +  2  H2O Reaction formula for SO2: Ca(OH)2 + SO2 CaSO3 + H2O Using the flue gas flow, molar weights of hydrated lime, HCl and SO2 and the difference in HCl and  SO2 

content  before  and  after  the  flue  gas  cleaning  process,  the  required  flow  of  hydrated  lime  can  be calculated.  This  is  the  stoichiometrical  flow  of  lime,  but  since  the  reactions  are  never  complete, excess lime is needed to be able to reach as close to complete reaction as possible. Depending on the  ratio of HCl and SOx in the flue gases, the lime consumption will vary. With the foreseen flue gas composition 

(HCl: 800 mg/Nm3; SOx: 300 mg/Nm3) the consumption of lime will be around 2.2 times the  stoichiometric value according to operational experience. 

Calculations: 

“Flue  Gas  Flow”  *  (“Concentration  In”  ‐  “Concentration  Out”)  *  “Molar  Weight  Lime”  /  “Molar Weight Acid Component” / “kg/mg” 

HCl reduction: 250000*(800‐40)*74.09/(2*36.46)/1000000 = 193 kg/h 

SOX reduction: 250000*(300‐100)*74.09/64.06/1000000 = 58 kg/h   

Total: 241*2.2 = 552 kg/h 

Annual consumption based on 8000 h of operation: 552*8000 = 4418 tons/year 

 Ammonia 

Reaction  formula  for NH3  and NO2  has  been  used, with  an  excess  ammonia  consumption of  20% estimated, based on guarantee values from WtE boiler suppliers. 

Reaction formula NO2: 8 NH3 + 6 NO2 7 N2 + 12 H2O 

The result is for pure NH3, so the amount of 25% ammonia solution is 4 times as large. 

Calculation: 

“Flue Gas Flow” * (“Concentration In” ‐ “Concentration Out”) * 8 * “Molar Weight Ammonia” / (6 * “Molar Weight Nitrogen Dioxide”) / “kg/mg” 

250000*(400‐100)*8*17.03/(6*46.01)/1000000 = 37 kg/h 

Total: 1.2*4*37 = 163 kg/h 

Annual  consumption  of  25%  ammonia/water  solution  (density  900  kg/m3)  based  on  8000  h  of operation: 163*8000/900 = 1450 m3/year 

 

Bottom ash 

Calculated based on estimated value of ash in waste fuel, which is 32% (of weight of dry mass) based  on experience  from  typical  Swedish  household  waste.  The  moisture  content  of  the  fuel  is  estimated similarly to 45% of weight. 

Calculation: 

Fuel flow to boilers: 60 tons/h = 33 ton/h dry mass Ash 

72  

flow from boiler: 33*0.32 = 10.6 tons/h dry mass 

Annual ash flow based on 8000 h of operation: 10.6*8000 = 84800 tons/year dry mass 

 

Fly ash 

Fly  ash  flow  is  estimated  based  on  experience  from  levels  of  inert material  in  the  fuel  and  flue  gas cleaning processes  similar  to  the WtE  facility. Of  the  initial  fly  ash  content,  some  is  collected  in  and removed from the boiler, while the rest of the fly ash is collected in the bag house filters of the flue gas cleaning along with the reaction products from the reactor. According to experience from similar  plants 

there will not be more than 5000 mg/Nm3 of ash leaving the furnace and that half of this  is  collected within  the boiler while  the other half  follows  the  flue gases  to  the bag house  filter where  the rest is collected along with reaction products. Estimations of annual emissions to air from the WtE facility are presented in Table 22. 

Table 22 Estimated annual emissions 

Emissions to air 

SO2  tons year  55 

NOX  tons/year  218 

HCl  tons/year  11 

Dust  tons/year  11 

Hg  kg/year  55 

Dioxins  g/year  0.11 

The actual emission values provided in the plant description are derived from suppliers of flue gas 

cleaning equipment corresponding  to the one  in question and experience from facilities using this 

technology 

Emissions to air 

Emissions from the facility are regulated in the Waste Incineration Directive (2000/76/EC) as mention earlier.  In  the  directive  there  is  a  differentiation  between  incineration  facilities  and  co‐incineration facilities,  the  latter  where  the  main  purpose  is  generation  of  energy.  However,  for  co‐incineration facilities  incinerating  untreated  mixed  municipal  waste,  the  same  emission  limit  values  as  for incineration facilities apply. Thus, these limit values apply for the WtE facility in Donetsk. 

Requirements on emissions from WtE facilities are higher than on facilities using other types of fuels e.g. wood fuel or oil. During procurement of process equipment,  it  is  important to ensure that contractual requirements put on  the supplier of  flue gas cleaning equipment are even higher  than  those required by law. This is to obtain a margin to ensure that set emission limits are not exceeded during periods with operational disturbances. 

Air  emission  limit  values will most  likely  be  set  according  to  the Waste  Incineration Directive.  These limits values are severe but manageable when using modern technology. In Tables Table 23, Table 24 and Table 25 below, limits by law for emissions in the exhaust gas from WtE facilities are listed together with  approximate  expected  actual  emissions  from  the WtE  facility when using  the  flue  gas  cleaning technology  in  question.  The  actual  emission  values  are  derived  from suppliers of  flue  gas  cleaning equipment corresponding to the one in question and experience  from  facilities  using  this  technology. Values  are  divided  in  three  different  tables  due  to  different  requirements  on  sampling  periods  for the  different  pollutants,  all  according  to  the Waste  Incineration Directive. Values are standardized for the following conditions: temperature 273 K, pressure 101.3 bar, 11% 

oxygen, dry gas. 

73  

The  comparison  shows  that  expected  actual  values  fall  below  expected  limit  values,  thus  showing that the chosen flue gas cleaning technology manages to meet requirements concerning all  pollutants expected to be regulated in the permit. 

Table 23 Daily average values and half hour average values, emission limits set by law in the Waste 

Incineration Directive compared to expected actual emission values after flue gas cleaning 

Parameter  Unit 

Legislative requirement  Expected actual value 

Daily average ½ hour averag

e 

½ hour averae 

97% 

Daily average ½ hour averag

e 

Dust  mg/Nm3  10  30  10  5  15 

HCl  mg/Nm3  10  60  10  8  40 

HF  mg/Nm3  1  4  2  0.5  1.0 

SO2  mg/Nm3  50  200  50  30  100 

NOx  mg/Nm3  200  400  200  100  200 

TOC  mg/Nm3  10  20  10  3  6 

 

Table 24 Average values measured over the sample period of a minimum of 30 minutes and a maximum of 8 hours, emission limits set by law in the Waste Incineration Directive compared to expected actual emission values after flue gas cleaning 

Parameter  Unit Average value (30 min to 8 hours) 

Legislative requirement  Expected actual value 

Hg  mg/Nm3  0.05  0.03 

Cd+Tl  mg/Nm3  0.05  0.03 

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V  mg/Nm3  0.5  0.1 

 

Table 25 Average values which shall be measured over a sample period of a minimum of 6 hours and a maximum of 8 hours, emission limits set by law in the Waste Incineration Directive compared to expected  actual emission values after flue gas cleaning 

Parameter  Unit Average value (30 min to 8 hours) 

Legislative requirement  Expected actual value 

Dioxins and furans  mg/Nm3  0.1  0.05 

 

Limit values for carbon monoxide, CO, are as follows: 

50 mg/m3 as a daily average 

150 mg/m3 of at  least 95% of all measurements determined as 10‐minute average values or  100  mg/m3  of combustion gas of all measurements determined as half‐hourly average values taken in any 24‐hour period. 

Odour 

Apart  from  the  regulated  emissions  above,  there  may  be  a  bad  odour  from  the  waste  fuel  at  the 

74  

facility  during  certain  circumstances.  Normally,  the  waste  bunker  keeping  the  waste  is  designed  to minimize  the  odour  by  using  bunker  air  as  combustion  air,  thus  creating  an  underpressure  in  the bunker.  This  is  an  efficient  way  to  avoid  the waste  from  spreading  a  bad  odour.  Nevertheless,  this may arise during periods of  longer planned stops. During these periods no combustion air  is needed, taking  away  the  underpressure  in  the  bunker.  Consequently,  the  bunker  air  is  able  to  spread  to  the surroundings. 

However,  measures  are  normally  taken  to  minimize  this  effect;  the  level  of  waste  in  the  bunker  is kept  at  the  lowest  possible,  one  of  the  two  boiler  lines  is  always  in  operation  if  possible  thus minimizing  the  periods  of  planned  stops  when  both  lines  will  be  out  of  operation  simultaneously. There  is  also  a  diluting  effect  from  the  surrounding  air,  reducing  the  odour  significantly.  Owing  to this, the possible bad odour is present most locally and during short periods of time. 

Noise emissions 

Noise is regulated in the EU noise directive 2003/10/EC. The directive states the exposure limit values  for workers. 

Additionally,  there  will  be  a  number  of  other  requirements  to  fulfill  for  the  suppliers  of  process equipment.  Among  others,  the  following  maximum  sound  levels  in  different  premises  apply  for process equipment: 

 Table 26 Maximum permitted sound levels for work areas 

Work area 

Max equivalent sound level LpAeq dBA 

Noise dose operator and 

others 

1 m distance from the machine surface1 

1 m distance from the 

installation2 

Production premises for example machine hall, turbine hall, reception hall 

80  75  65 

Repair workshop, electric operations room3 etc  75  70  60 

Driver’s cabins  75  ‐   

Changing rooms  ‐  ‐  55 Laboratories, measurement and control rooms  50  45  40 

Cafeteria  ‐  ‐  50 

Workshop office, staff room  ‐  ‐  45 

Office, conference room  ‐  35  30 

Fan rooms, compressor rooms etc. (normally unmanned)  ‐  80  75 

 

Operation concept 

The WtE facility will be operated approximately 8000 hours per year. During  the summer  time the demand of district heating will be  low;  therefore some of  the produced heat has to be cooled  in a cold  condenser.  Since  a  condensing  turbine  will  be  used,  some  steam  has  to  pass  through  the condensing stage also during winter. This means that some low grade steam has to be cooled in the cold condenser also at this time of year. 

In Figure 49 a schematic future load curve for the WtE facility is shown. 

75  

 

 

In Table 27 the annual production figures for the WtE facility are shown 

Table 27 Production figures (2x50 MW steam power) [MWh] 

  Air cooling  District heating  Electricity, gross  Electricity, cons.  Electricity, net 

Jan  3 123  47 768  22 226  2 522  19 704 

Feb  2 821  43 145  19 263  2 278  16 985 

Mar  3 758  47 448  22 172  2 500  19 673 

Apr  24 408  23 604  23 251  2 647  20 604 

May  38 218  10 416  25 125  2 619  22 506 

Jun  36 985  10 080  24 315  2 534  21 780 

Jul  14 449  10 416  12 196  1 391  10 805 

Aug  19 049  10 416  14 698  1 391  13 307 

Sep  36 985  10 080  24 315  2 534  21 780 

Oct  22 621  27 163  23 834  2 735  21 098 

Nov  3 218  46 332  21 383  2 437  18 946 

Dec  3 123  47 768  21 414  2 522  18 892 

Sum  208 820  334 636  254 192  28 112  226 080 

 

Figure 49 Schematic future load 

76  

 

Operation organization 

Since the WtE facility will  represent a new type of energy production plant  in Ukraine,  it will  require training of  the personnel  before starting  the production.  Expertise  from other countries will have  to work in parallel with the local employees for a certain period after the plant has been taken over. 

The following departments are proposed to be established at the facility: 

Management 

Administration 

Planning 

Operation and maintenance 

Environmental assurance 

Quality assurance 

General facility support 

The  operation  staff  will make  inspection  rounds  of  the WtE  facility  and  can  be  either  shift  working staff  or  daytime  staff.  Three  to  four  shift  working  staff  should  always  be  working  at  the  facility, accompanied by at least three daytime operation staff during weekdays. The maintenance staff will  be working from Monday to Friday, excluding holidays, 08.00 until 16.00. On all other times, maintenance staff will be on‐call duty. Categories for maintenance staff are: mechanical, electrical,  instrumentation and automation. 

Follow‐up 

A  close  follow‐up  of  the  operation  can  be  performed  by  the  operators  of  the  facility  or  by  an operating  engineer.  Different  data  need  to  be  controlled  on  a  regular  basis,  e.g.  temperatures  and pressures  in  the  boiler.  These  data  will  show  if  something  is  not  well‐functioning  and  if  the  facility may need to be stopped in the near future. By following the operation the possible unplanned stop  can be more or less planned and the time for the stop can be as suitable and short as possible, which  will minimize the loss of income. 

Optimization 

If  the  operation  of  the  facility  is  optimized  the  lifetime  of  the  equipment will  increase.  Optimization means  that  the  different  conditions  for  the  incineration  are  trimmed,  e.g.  that  the  right  amount  of oxygen, waste and chemicals are used and that the temperatures are correct in the boiler and flue  gas cleaning. It is also important to adjust the operation to different conditions, e.g. wet fuel. 

Operating manuals 

The  operator’s  manual  is  a  living  document  and  will  be  updated  when  changes  are  made  in  the facility.  It  is  important  that  the  manuals  are  used  and  that  all  of  the  operators  run  the  facility according to the instructions. 

The operating manuals are delivered by the suppliers of the facility. 

Roundation 

A roundation of  the  facility  is  carried out at  least once a  shift.  The  suppliers of  the  facility will  hand over a list of roundation and  this list  must  be followed to uphold the guarantees. During the roundation all the critical parts for the operation are checked, the operator looks for changes in the  operation, for example vibrations, noise,  leakage etc. Each round and all the deviations are documented. 

 

77  

Annual variations in fuel supply 

The required supply of waste will vary depending on the availability of the WtE facility. In Figure 50  the annual  fuel  flow  is  shown.  The  green  curve  in  Figure  50  shows  the  daily  amount  of  waste delivered to  the  WtE  facility  over  the  course  of  a  year,  while  the  orange  curve  shows  the  daily  incineration of waste fuel in the WtE facility over the same time. The grey curve shows the  accumulated discrepancy between waste  fuel  received and  incinerated at  the WtE  facility  (using  the  value  axis  on  the  right). Assuming no discrepancy at the beginning of the year, the accumulated discrepancy over a year results in a waste fuel surplus of about 40 000 tons, assuming a  four‐week  long revision period on each boiler during the summer. 

 

 

Figure 50 Annual fuel flow 

 

Maintenance concept 

The WtE facility will be designed for one maintenance stop during one summer month for each line. The maintenance will normally be performed on one  line at a  time while  the other  line will be  in operation.  The  ratio  between  preventative  maintenance  and  immediate  maintenance  at  a  new facility  shall  be  at  least  80%  preventative  maintenance  and  at  maximum  20%  immediate maintenance. To achieve these numbers  it  is necessary to carry out preventative measures during operation and during the stops 

Preventive work during annual stops 

During the summer stop the facility is cleaned and inspected. Controls of the status of the facility by for example  x‐rays,  thickness measurement  and hydrostatic  tests  are made.  All  preventative works  that are required are carried out,  for example, changing of bearings  in a pump. Parts need to be  changed 

‐5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

‐100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1‐Jan 1‐Feb 1‐Mar 1‐Apr 1‐May 1‐Jun 1‐Jul 1‐Aug 1‐Sep 1‐Oct 1‐Nov 1‐Dec

Accumulated tons

Tons/day

Delivered tons to WtE Incinerated tons at WtE Accumulated fuel surplus/shortage

78  

after  a  certain  life  time,  before  they  are  completely worn out.  The  requirements  from  the  suppliers must be followed. 

Preventive work during operation 

During operation is it important to have a close follow‐up of the facility and the equipment.  Lubrication must  be done according  to  the  suppliers’  instructions. Measurement of  vibration will  show the status of the component, if the alignment is accurate and if any component needs to be replaced  in  the  near future.  The  preventive works  during  operation will  reduce  the  amount  of  unplanned stops, the works can be planned and performed before the equipment breaks and causes  an unplanned stop. 

Redundant equipment 

Redundant  equipment  is  to  prefer  for  critical  systems  and  components.  Double  components  will increase the availability for the facility and will reduce the immediate maintenance works, the works will be easier to plan and the facility can still be in operation during the time they are performed. 

Electrical energy and insulation 

The text above shows that wants to build a facility as energy efficient as possible.  Therefore, the plant is designed to consume as little electricity as possible. During operation the heat  needed  to  warm  the facility  building  is  covered  by  losses  from  the  production  process.  The  key  behind  the  technical design  is  to keep as much energy as possible  in  the  internal buildings and  to  prevent external losses. Some examples of different energy saving solutions in the WtE facility follow  in the sections below. 

The use of electrical energy is minimized within the facility by using frequency converters for variable drive  equipment.  The  use  of  electrical  energy  will  thereby  not  be  more  than  needed  to  fulfill  the required  work  at  any  given  moment.  Furthermore,  electric  motors  are  chosen  according  to  energy effectiveness  class  IE3,  the  highest  efficiency  class,  for  motors  between  1 kW  and  375 kW.  Motors that are not classified have an efficiency of at least 96%. 

All hot parts  in  the WtE  facility  shall  be well  insulated by mineral wool  in order  to  save energy. This concerns,  for  example,  the boiler  itself,  flue  gas  ducts  and pipes  for  steam and district  heating. Also tanks  like  the  feed  water  tank  and  steam  drum  shall  be  insulated.  Insulation  is  also  a  question  of working  environment  since  it  gives  a  more  comfortable  air  temperature  and  reduces  the  risk  of burns. No accessible parts in the facility shall have a surface temperature of more than 55°C. 

Air preheating and heat recovery 

One of the most important objectives of the WtE facility is to achieve a high electricity output. This is achieved by  using  relatively high  steam data,  60 bar/425°C, which  increases  the performance of  the turbine.  Air  preheating  also  serves  as  a means  of  increasing  the  electrical  efficiency  if  bleed  steam from the  turbine  is used  for heating  the air.  The  reasoning behind  this  is  based on  the  fact  that  the steam leaves some of  its energy  in the turbine as an increased electrical output. The rest of the heat energy  is  then  returned  to  the water/steam cycle via heating of  the combustion air  instead of being “wasted” in the condenser. 

Waste  heat is also recovered  to the district heating  system whenever possible.  This might  for example apply  to  cooling  of  the  blow  down  water  since  temperatures  are  high  enough  for  being  utilized as district heat.  

 

79  

References 

1. Google maps as per 2016‐08‐29 

2. Tacis report as per 2016‐08‐29 

3. Donetsk municipality, meetings in Ukraine 2013‐2014   

4. Photo Ragn‐Sells Miljökonsult AB as per 2016‐08‐29 

5. GreenCO‐Kiev, MSW removal, available at http://greenco.com.ua/en/kiev/tbo, as per 2016‐08‐29 

6. Sysav CHP, Malmö Sweden, photo Sysav Andreas Offesson 

7. Fisia Babcock Environment GmbH. Tender Donetsk WTE, YFBEB 10‐1129, EcoEnergy Proletarskij ‐ Boiler 

8. VonRoll Inova. Tender Borlänge Energi – Waste‐to‐Energy Plant KVV P7 – Boiler. Inquiry 2005.3084 

9. Backman, S. (2009) “Donetsk Waste to Energy Project – Feasibility Study” p. 27, S.E.P. Scandinavian  Energy Project AB 

10. Hiltunen, M. Presentation 2007‐02‐22 “Korrosion och erosion på eldstadsväggar” p. 17, Foster Wheeler  Energia Oy 

11. Baumgarte Boiler Systems GmbH. Tender WtE Donetsk B1 Ukraine. Proj. no. 09‐043‐MT4E 

12. Encyclopædia Britannica, Inc. “Fabric‐filter baghouse”, available at http://media‐ 2.web.britannica.com/eb‐media/99/27099‐004‐1D079347.gif, as per 2016‐08‐29 

13. Midwesco Filter Resources, Inc. “Filter Bags”, available at http://www.midwescofilter.com/Products.aspx?ID=27, as per 2016‐08‐29 

14. Siemens AG, Brochure: “SST‐600 Industrial Steam Turbines” (E50001‐W410‐A106‐V1‐4A00), available at  http://www.energy.siemens.com/hq/en/power‐generation/steam‐turbines/sst‐600.htm, as per 2016‐08‐29 

15. Siemens AG, Brochure: “SST‐300 Industrial Steam Turbines” (E50001‐W410‐A102‐V2‐4A00), available at  http://www.energy.siemens.com/hq/en/power‐generation/steam‐turbines/sst‐300.htm, as per 2016‐08‐29 

16. Woodbank Communications Ltd, Article: “Steam Turbine Electricity Generation Plants”, available at  http://www.mpoweruk.com/steam_turbines.htm, as per 2016‐08‐29 

17. Alstom Power Turbogenerators, Brochure: “TOPACK air‐cooled turbogenerator” (PT‐ PE/BPROB/TPKRCG08/eng/TMG/10.08/CH/6708), available at http://www.power.alstom.com/_eLibrary/presentation/upload_61631.pdf, as per 2016‐08‐29 

18. Chakravarty D., Padleckas H., Engineering Wikia, available at http://en.wikipedia.org/wiki/File:Dores‐ Cond‐diag1.png, as per 2016‐08‐29; permission under GNU free documentation licence (available at http://commons.wikimedia.org/wiki/Commons:GNU_Free_Documentation_License) and under the Creative Commons Attribution and ShareAlike license (available at http://creativecommons.org/licenses/by‐  sa/3.0/legalcode) 

80  

19. Faco Heat Exchangers, Brochure: “FACO Dry coolers and condensers”, available at  http://www.faco.it/download/FACO_BrochureDryCoolers.pdf, as per 2016‐08‐29 

20. Ragn‐Sells AB, presentation “Askhantering på Högbytorp” 

21. ALLASKA, Environmentally correct utilisation of ashes, available at  http://www.askprogrammet.com/allaska3/allaska.aspx?lang=UK&hit=844, as per 2016‐08‐29 

22. O. Eriksson, M. Carlsson Reich, B. Frostell, A. Bjo.rklund, G. Assefa, J.‐O. Sundqvist, J. Granath, A. Baky, L. Thyselius. Municipal solid waste management from a systems perspective. Journal of Cleaner Production 13 (2005) 241–252 

23. S. Toller, E. Karrman , J. P. Gustafsson, Y.Magnusson. Environmental assessment of incinerator residue utilization. Waste Management 29, 2071‐2077, 2009.  

24. Brounen, D., Kok, N., & Quigley, J. M. (2012). Residential energy use and conservation: Economics and demographics. European Economic Review, 56(5), 931–945. doi:10.1016/j.euroecorev  

25. Bruckner, T., & Chum, H. (2011). Recent Renewable Energy Cost and Performance Parameters.  

26. Arena, Umberto (2012) Process and technological aspects of municipal solid waste gasification. A review. Waste Management, Volume 32, Issue 4, April 2012, Pages 625‐639.  

27. Kathirvale, Sivapalan; Yunus, Muhd Noor Muhd; Sopian, Kamaruzzaman; Samsuddin, Abdul Halim (2003) Energy potential from municipal solid waste in Malaysia. Renewable Energy, Volume 29, Issue 4, April 2004, Pages 559‐567.  

28. Kumar, Er Sunil (2010) Waste Management. KTH (2002) Kemisk Matteknik (3B1770) Kurskompendium HT 2002. Division of Analytical Chemistry. School of Chemical Engineering and Science. The Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden. Kumar, Er Sunil (2010) Waste Management. 

29. Murphy, J.D., McKeogh, E. (2004) Technical, economic and environmental analysis of energy production from municipal solid waste. Renewable Energy, Volume 29, Issue 7, June 2004, Pages 1043‐1057.  

30. Baeten, D., Verstraete, W., 1988. Manure and Municipal Solid Waste Fermentation in Flanders: An Appraisal. Biological Wastes 26 (1988) 297‐314 

31. Bergqvist, H., Dutko, I., Marinelli, M., 2006. Comparison of the MSW Composition and Collection in Lviv, Perugia and Stockholm. Available at www.ima.kth.se/im/3c1351/Text/Grp1rep_1.doc, accessed at 2016‐08‐29 

32. Bill, 2001. DAIL EIREANN. Waste management (amendment) No.2, Vol. 540, No. 4 6 July 2001 

33. Brizio, E., Genon, G., et al., 2004. Comparison of locations for a MSW incineration plant. Waste Management and the Environment II 

34. Klisch, O., Prochazka, J., Rinaldi, S., 2006. Biological Treatment of Municipal Solid Waste in Ukraine, Sweden and Italy. 

35. Mantia, F.L., 2002. Stoker‐type technology. Handbook of Plastics Recyling, Pages 389‐390 

36. Papadimitriou, E., Barton, J., Stentiford, E., 2005. Treatment of the Residual MSW of Leeds City Council‐Overview of Potential Health and Environmental Impacts of Energy‐from‐waste Incineration. CalRecovery Europe Limited, Final Report (Part 2) 

81  

37. Schleiss, K., 2003. Composting and Anaerobic Digestion. Municipal Solid Waste Managemen: Strategies and Technologies for Sustainable Solutions, 2003, Page 138‐143 

38. Tsotsos, D., et al., 2002. Biodegradable municipal waste management in Europe: Part 3: Technology and market issues. European Environment Agency (EEA) Topic Report. 

39. Zabaniotou, A., Giannoulidis, N., 2002. Incineration of Municipal Solid Waste with Electricity Production and Environmental Safety: The Case of a Small Capacity Unit in Greece, Energy Sources, 24:115–126, 2002 

40. Finnveden, G., Nielsen, P. (1999) Long‐Term Emissions from Landfills Should Not be Disregarded. Int. J. LCA 4 (3), 125‐126.  

41. Bonk, F., Bastidas‐Oyanede, J.‐R. & J. E. S., 2015. Converting the organic fraction of solid waste from the city of Abu Dhabi. Waste Management, Volume 40, pp. 82‐91.  

42. Akii, T.; 2003 “Bioenergy, energy engineering and environmental protection”. Department of Mechanical Engineering, Helsinki University of Technology. 

43. Boyle, G.; 2004 “Renewable energy”. Second edition, oxford University press in association with the Open University. 

44. Stephens, R.T.; 2000 “An introduction to combustion, concepts and applications”. Propulsion engineering research centre and department of mechanical and nuclear engineering, the Pennsylvania state university, McGraw Hill, United States. 

45. Hasheela, R., 2009. Municipal Waste Management in Namibia: The Windhoek Case Study. Mexico: s.n.  

46. Hoornweg, D. & Bhada‐Tata, P., 2012. What a waste ‐ A Global Review of Solid Waste Management. Washington: The World Bank.  

47. Magen, Y., 2010. Waste Management and Recycling Study in Namiba ‐ Case Study of Keetmanshoop and Ondangwa, Tempere: s.n.  

48. McDougall, F. R., White, P. R., Franke, M. & Hindle, P., 2001. Landfilling. In: S. Edition, ed. Integrated Solid Waste Management: A Life Cycle Inventory. s.l.:Blackwell Publishing Ltd, p. 297.  

49. Medina, S., 2005. The Solid waste context of developing countries. s.l., Worldbank.  

50. Wilson, D. C., Velis, C. & Cheeseman, C., 2006. Role of informal sector recycling in waste management in developing countries. Habitat International, Volume 30, p. 797–808  

51. Abeygunawardena, P., 1999 Chapter 2 Environment and Economics in Project Preparation,  

52. European Commission, 2000 A Study on the Economic Valuation of Environmental Externalities from Landfill Disposal and Incineration of Waste 

53. World Bank I, 1998 West Bank and Gaza Solid Waste Management Project – Environmental Analysis of the Zaharat Finjan Landfill Site 

54. Granath, J. (1998) Increased Waste Combustion in Sweden – Potential and Environmental Effects, Department for Chemical Environmental Science, CHALMERS, Goteborg, Sverige 

55. Agll et al., 2014. "Study of energy recovery and power generation from alternative energy source." Case Studies in Thermal Engineering, 2014: 92‐98  

82  

56. Caneghem et al., 2012. "Fluidized bed waste incinerators: Design, operational and environmental issues." Progress in Energy and Combustion Science, 2012: 551‐582  

57. Chigier, N.A. "Progress in Energy and Combustion Science." http://www.journals.elsevier.com/progress‐in‐energy‐and‐combustion‐science, 2008: 726‐743  

58. Freya et al., 2003. "Characterization of municipal solid waste combustion in a grate furnace." Waste Management, Elsevier Science Ltd., 2003: 689‐701  

59. Ionescu et al., 2013. "Integrated municipal solid waste scenario model using advanced pretreatment and waste to energy processes." www.elsevier.com/locate/enconman (Elsevier LTD) Energy Conversion and Management 76 (2013) 1083‐1092 (2013) 

60. Mastro et al., 2003. "Cogeneration from thermal treatment of selected municipal solid wastes. A stoichiometric model building for the case study on Palermo." Waste Management, no. 24 (2003): 309‐317  

61. Morselli et al., 2005. "Tools for evaluation of impact associated with MSW incineration: LCA and integrated environmental monitoring system." Waste Management, Elsevier Science Ltd., 2005: 191‐196  

62. Papagiannakis et al., 2003. Generating Electricity from a 10 MW MSW combustion plant in the area of Athens, Greece: A Feasibility Study. Glasgow: University of Strathclyde in Glasgow Department of Mechanical Engineering, 2003  

63. Spliethoff. Power Gneration from Solid Fuels, Power Systems, Chapter 5. Verlag Berlin Heidelberg, 2010  

64. The World Bank et al., 1999. Municipal Solid Waste Incineration. World Bank Technical Guidance Report, Washington: The World Bank/The International Bank for Reconstruction and Development 

65. Vandecasteele et al., 2007. "Integrated municipal solid waste treatment using a grate furnace incinerator:The Indaver case." Waste Management, Elsevier Science Ltd., 2007: 1366‐1375  

66. S. Olssona, E.Karrmanb, J. P. Gustafssona. Environmental systems analysis of the use of bottom ash from incineration of municipal waste for road construction. Resources Conservation and Recycling 48, 26‐40, 2006  

67. Bjorklund A., Johansson J., Nilsson M., Eldh P., Finnveden G., 2003. Environmental Assessment of a Waste Incineration Tax ‐ Case Study and Evaluation of a Framework for Strategic Environmental Assessment. Division of Defence Analysis, FOI‐ Swedish Defence Research Agency, Stockholm. Fms‐report 184. 

68. Gomez, Guadalupe; Meneses, Montserrat; Ballinas, Lourdes; Castells, Francesc (2009) Seasonal characterization of municipal solid waste (MSW) in the city of Chihuahua, Mexico. Waste Management, Volume 29, Issue 7, July 2009, Pages 2018‐2024.  

69. Medina, Martin (2002) Globalization, Development, and Municipal Solid Waste Management in Third World Cities. El Colegio de la Fronera Norte, Tijuana, Mexico.  

70. Barth, J., 2006. Biological Waste Treatment in Europe ‐ Technical and Market Developments. European Compost Network, available at: www.compostnetwork.info, accessed at Nov.21 2006 

71. Chaya, W., Gheewala, S.H., 2006. Life cycle assessment of MSW‐to‐energy schemes in Thailand. Journal of Cleaner Production (2006) 1‐6 

83  

72. Meneses, M., Schuhmacher, M., 2004. Health risk assessment of emissions of dioxins and furans from a municipal waste incinerator: comparison with other emission sources. Environment International 30 (2004) 481–489 

73. Takuma, M., Kaihara, Y., 2004. Contribution of Waste to Energy Technology to Global Warming. Technical Review Vol. 41 No. 4 

74. Wang, K.S., Chiang, K.Y., et al., 2003. The recycling of MSW incinerator bottom ash by sintering. Waste Manage Res 2003(21): 318–329 

75. Environment Agency, The Center of Waste Management, 2013. Towards Integrated Waste Management in Abu Dhabi, Abu Dhabi: Environment Agency, The Center of Waste Management.  

76. McDougall, F. R., White, P. R., Franke, M. & Hindle, P., 2001. Integrated Waste Management. In: S. Edition, ed. Integrated Solid Waste Management: A Life Cycle Inventory. s.l.:Blackwell Publishing Ltd.  

77. Medina, M., 2010. Solid Wastes, poverty and the environment in developing coutry cities ‐ Challenges and opportunities, s.l.: UNU‐WIDER.  

78. U.S. Environmental Protection Agency (EPA), 2000 Compilation of Air Pollutant Emission Factors, AP‐42, Fifth Edition, Volume II: Mobile Sources 

79. Alam et al., 2001. "ENERGY RECOVERY FROM MUNICIPAL SOLID WASTE IN DHAKA CITY." 4th International Conference on Mechanical Engineering. Dhaka, Bangladesh: Dept. of SESAM, University of Flensburg, Germany, 2001. 125‐130  

80. Fitzgerald et al., 2009. Technical and Economic Analysis of Pre‐Shredding Municipal Solid Wastes Prior to Disposal. Columbia: Earth Engineering Center, Columbia University, 2009  

81. Ning et al., 2012. "Comparative streamlined life cycle assessment for two types of municipal solid waste incinerator." Journal of Clear Production, www.elsevier.com/locate/jclepro, 2012: 56‐66  

82. Valkenburg et al., 2008. Municipal Solid Waste (MSW) to Liquid Fuels Synthesis, Volume 1: Availability of Feedstock and Technology. Richland, Washington: The U.S. Department of Energy, 2008.