Для получения доступа к закрытому архиву информации по строительству поделитесь этой страницей в любой из соц. сетей:
главная > справочник > химическая энциклопедия:
Газификация твердых топлив
Газификация твёрдых топлив, превращ. твердых топлив (углей, торфа. сланцев) в горючий газ, состоящий главным образом из СО и Н2, при высокой т-ре в присутствии окислителя (газифицирующего агента). Проводится в газогенераторах (поэтому получаемые газы наз. генераторными).
Газификацию твердых топлив можно рассматривать как неполное окисление углерода. наиб. часто окислителями служат О2 (р-ция 1), СО2 (2) и водяной пар (3):
Наряду с основными реакциями осуществляются следующие:
Т. обр., прямой продукт газификации твёрдых топлив (т. наз. сырой газ) всегда содержит некоторые кол-ва СО2, Н2О, СН4 и, кроме того, иногда и высших углеводородов, а при использовании воздуха – еще и N2. Из-за наличия в угле гетероатомов, прежде всего S и N, образуются H2S и NO2.
Скорость реакций неполного окисления твердых топлив существенно зависит от температуры, которая при отсутствии катализатора должна быть выше 800-900 °С. При окислении твердого топлива чистым О2 в адиабатном режиме т-ра была бы слишком высокой, поэтому в кач-ве газифицирующего агента (дутья) обычно используют воздух, парокислород-ную или паровоздушную смесь. Изменяя состав дутья (в частности, соотношение водяного пара и О2) и его начальную температуру с учетом потерь тепла в самом газогенераторе, можно обеспечить желаемую температуру, которую, как и давление. устанавливают обычно исходя из технол. соображений (в зависимости от способа удаления шлаков и т.д.). С ростом давления в продуктах газификации твёрдых топлив увеличивается концентрация СН4.
В случае парокислородной газификации твёрдых топлив при низких давлениях после конденсации водяных паров получают сухой газ (его часто наз. синтез-газом), который состоит в осн. из смеси СО и Н2 и имеет теплоту сгорания 11-12МДж/м 3 . При воздушной или паровоздушной газификации твёрдых топлив образовавшийся газ содержит много N2 и имеет теплоту сгорания ок. 4 МДж/м 3 . Он служит топливом в котлах электростанций, технол. топках, отопит. котельных установках; транспортировка его на большие расстояния нерентабельна.
Термодинамика процессов газификации твёрдых топлив хорошо изучена, что позволяет рассчитывать состав продуктов исходя из состава угля и условий процесса. Кинетич. параметры газификации твёрдых топлив можно вычислить только приближенно с использованием эмпирич. характеристик и коэффициентов. Такие расчеты показали, что состав получаемого газа зависит от геометрии газогенератора и режима процесса.
В промышленности используются газогенераторы трех осн. типов, различающиеся характером взаимод. твердого топлива с дутьем. Интенсивность процессов в газогенераторе оценивается уд. расходом газифицируемого топлива, или его расходом на единицу площади аппарата в единицу времени.
4 м. При увеличении диам. до 5м расход угля составляет
40т/(м 2 *ч), производительность газогенератора 10 5 м 3 /ч. Сухой газ, получаемый из бурого угля в этом газогенераторе, обычно содержит (% по объему): Н2 – 39, СО-20, СН4 и др. углеводородов – 11, СО2-30. Недостатки газогенератора – вероятность спекания угля в слое, загрязнение газа продуктами полукоксования и, кроме того, невозможность использования мелких кусков топлива.
В газогенераторе типа Копперс-Тотцек газификации твёрдых топлив подвергают угольную пыль с размером частиц 3 . Макс, производительность газогенератора (25-50)*10 3 м 3 /ч. Достоинства: возможность газификации любых топлив, включая шламы и отходы обогащения угля, отсутствие в газе продуктов полукоксования; недостатки: затраты энергии на тонкий помол и сушку топлива, большой расход О2.
В газогенераторе типа Винклера кипящий слой мелкозернистого топлива с частицами размером 2-10 мм продувают парокислородной смесью при атм. давлении. Т-ру в кипящем слое (900-950 °С) выбирают так, чтобы зола удалялась в твердом виде. При этом крупные частицы золы выводятся через ниж. часть аппарата, а мелкие – с газом. Уд. расход газифицируемого топлива благодаря интенсивному тепло- и массообмену достигает 2,5-3,0 т/(м 2 *ч). Сухой газ, получаемый из бурого угля в этом газогенераторе, содержит (% по объему): Н2-39, СО-35, СН4-1,8, СО2-22. Недостатки газогенератора: необходимость сортировки топлива и использования циклонов и систем рециркуляции, т. к. большое кол-во непрореагировавшего топлива уносится с газом.
Наряду с усовершенствованием описанных типов газогенераторов, заключающемся, в частности, в применении по-выш. давления (в газогенераторах Лурги до 10 МПа, в других-3-4 МПа), разрабатываются новые, более экономичные и производительные агрегаты. Напр., интересна схема газификации твёрдых топлив, в которой окислителем служит СО2 [см. реакцию (2)]. Для компенсации эндотермич. эффекта этого процесса используется промежуточная реакция:
Образовавшийся СаСО3 направляется в спец. реактор, где благодаря теплу, выделяющемуся при сгорании топлива, разлагается на СаО и СО2, которые вновь поступают в газогенератор. Достоинства метода: не требуется дорогостоящий О2; сжигание топлива в воздухе (при разложении СаСО3) происходит вне газогенератора, поэтому получаемый газ не содержит N2 и имеет высокую теплоту сгорания. Недостаток: необходимость сепарации и циркуляции твердых горючих реагентов (СаО и СаСО3), что приводит к усложнению и возрастанию стоимости установки. Разрабатываются также процессы газификации твёрдых топлив с использованием тепла, получаемого от ядерных реакторов и передаваемого газообразным или твердым теплоносителем, в расплаве Fe и др.
Сырой газ покидает газогенератор при высокой температуре, а иногда и давлении и содержит большое кол-во примесей. Поэтому газогенераторные установки обязательно включают системы утилизации тепла и очистки газа. наиб. распространены схемы, в которых горячие газы из газогенератора охлаждаются в паровом котле-утилизаторе. Получаемый пар применяют в самом процессе газификации твёрдых топлив или для выработки электроэнергии.
При газификации твёрдых топлив под давление. газ м. б. использован в газотурбинной установке, однако при этом необходима высокотемпературная очистка его от пыли. Для очистки сырой газ обычно охлаждают, при этом конденсируются смола и водяные пары. Пыль, содержащуюся в газе в кол-ве 50-150 г/м , удаляют в циклонах. При двухступенчатой циклонной очистке содержание пыли снижается до 20-40 мг/м 3 . Часто газ отмывают от пыли водой. Более тонкая очистка осуществляется в фильтрах разл. конструкции.
При газификации твёрдых топлив практически вся S, содержащаяся в исходном топливе, переходит в H2S, для удаления которого применяют сорбцию или разл. жидкие р-рители, например диметиловый эфир этиленгликоля. При этом, как правило, удаляется и СО2. Синтез-газ, используемый для получения СН3ОН, промывают метанолом при — 150°С. В этом случае из газа удаляются практически все примеси, однако стоимость такой очистки достаточно высока. Реагенты, поглощающие примеси из газа, регенерируют, а сами вредные примеси превращают в вещества, допускающие безопасное их захоронение (напр., серу удаляют в виде CaSO4). Если содержание S в исходном топливе велико, ее целесообразно извлекать из продуктов газификации твёрдых топлив как дополнит. товарный продукт.
До нач. 60-х годов в СССР газификации твёрдых топлив была распространена достаточно широко: более 350 газогенераторных установок вырабатывали из разл. типов твердых топлив около 35 млрд. м 3 /год газов разного назначения. Однако вследствие быстрого роста добычи прир. газа и организации общесоюзной сети газоснабжения газификацию твёрдых топлив практически перестали применять. В пром. масштабах газифицируют лишь прибалтийские сланцы (кукерситы); получаемый при этом газ служит побочным продуктом, а осн. продукт – сланцевая смола.
В последний период в связи с необходимостью экономии углеводородных топлив интерес к газификации твёрдых топлив возрос. В отличие от таких процессов термич. переработки твердых топлив, как коксованиеи полукоксование, при Г. в газ превращаются обычно до 80% орг. массы. К достоинствам газификации твёрдых топлив следует отнести также и то, что низкокачеств. твердые топлива, содержащие много балласта (минер. компоненты, влага), превращ. в топливо, при сжигании которого выделяется незначит. кол-во соед., загрязняющих окружающую среду.
Лит.: Лавров Н. В., Шурыгин А. П., Введение в теорию горения и газификации топлива, М., 1962; Альтшулер В. С, К ли ри ко в Г. В., Медведев В. А., Термодинамика процессов получения газов заданного состава из горючих ископаемых, М., 1969; Эпик И., “Известия АН ЭССР. Сер. Геология”, 1982, т. 31, № 2, с. 42-55; его же, “Известия АН ЭССР. Сер. Химия”, 1983, т. 32, № 2, с. 81-97; Химические вещества из угля, пер. с нем., под ред. И. В. Калечица, М., 1980. © Э.Э. Шпильрайн.
Газификация твёрдых топлив
ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЁРДЫХ ТОПЛИВ, процессы превращения органического вещества твёрдых топлив (каменных и бурых углей, кокса, сланцев, торфа, древесины и др.) в горючий газ, состоящий в основном из СО и Н2. Осуществляются путём неполного термического окисления углеродсодержащих соединений в газогенераторах (получаемый газ называют генераторным) при температурах 900-1600 °С, давлении 0,1-10 МПа, в присутствии газифицирующих реагентов (окислителей): водяного пара, воздуха, кислорода, диоксида углерода, паровоздушной или парокислородной смеси. Выход продуктов газификации твердых топлив до 80% по массе.
Основные реакции, протекающие при газификации твердых топлив: С + Н2O → СО + Н2; С + 0,5O2 → СО; С + O2 → СО2; 2СO + O2 → 2СO2; С + СO2 → 2СО; С + 2Н2O → СO2 + 2Н2; СО + Н2O → СO2 + Н2. К образованию метана приводят побочные процессы: СО + 3Н2→ СН4 + Н2O; 2СО + 2Н2 → CH4 + CO2.
В газогенераторе имеется несколько реакционных зон: горения, в которой за счёт экзотермических реакций температура повышается до 1200-1500 °С; собственно газификации, где образуются продукты газификации топлива; зона пиролиза топлива, в которой при разложении твёрдого топлива под действием газообразных продуктов реакций горения и газификации выделяются пары воды, газы и смолистые вещества. Для обеспечения стабильности качественных и количественных показателей процесса газификации твердых топлив в шахте газогенератора поддерживают постоянный уровень топлива и золы, оптимальный режим по температуре и давлению, равномерно распределяют дутьё (газифицирующий реагент) по поперечному сечению шахты. Наиболее эффективна газификация твердых топлив в кипящем, или псевдоожиженном, слое твёрдого топлива с размером частиц менее 0,1 мм в потоке парокислородной смеси. За счёт дутья частицы топлива находятся во взвешенном состоянии и непрерывном движении. Большая площадь реакционной поверхности и высокая температура процесса обеспечивают максимально интенсивную газификацию сырья.
Иногда, например, для получения силового газа (используют в двигателях внутреннего сгорания) из битуминозных топлив (торфа, каменных или бурых углей), применяют обращённый процесс газификации твердых топлив. При обращённом процессе, в отличие от прямого, дутьё и топливо в газогенераторе перемещаются в одном направлении – сверху вниз.
В зависимости от состава дутья генераторные газы подразделяют на воздушные (дутьё воздухом, температура 1400-1600 °С), парокислородные (дутьё парокислородной смесью или смесью СО2 с О2), кислородные (дутьё техническим О2), смешанные (паровоздушное дутьё), водяные (подача в слой топлива водяного пара), полуводяные (водяной газ с паровоздушной смесью). Парокислородным дутьём под давлением 0,2-0,3 МПа после конденсации водяных паров получают так называемый сухой газ, или синтез-газ, который состоит в основном из смеси Н2 и СО, с низшей теплотой сгорания 11-12 МДж/м 3 . При воздушной или паровоздушной газификации твердых топлив в генераторном газе содержится много N2 и его низшая теплота сгорания порядка 4 МДж/м 3 .
В зависимости от вида сырья получают газы различного химическая состава (таблица).
Основное достоинство процессов газификации твердых топлив – получение из низкокачественного сырья, содержащего много минеральных примесей и влаги, газообразного топлива, при сгорании которого выделяется большее количество теплоты и незначительное количество токсичных продуктов.
Существует также способ подземной газификации угля – термическое превращение органических веществ твёрдых горючих ископаемых на месте их залегания в недрах земной коры в горючий газ и вывод его на поверхность через буровые скважины; идея подземной газификации каменного угля предложена Д. И. Менделеевым в 1888 году.
Газы, полученные газификацией твердых топлив, используют как топливо в энергетических, металлургических, керамических и других отраслях промышленности, в двигателях внутреннего сгорания, газовых турбинах. Кроме того, они служат сырьём для производства водорода, аммиака, метанола и др. Актуальность газификации твердых топлив возрастает, поскольку мировые разведанные запасы ископаемых твёрдых топлив значительно превосходят запасы нефти и газа.
Лит.: Манусаджянц О. И., Смаль Ф. В. Автомобильные эксплуатационные материалы. М., 1989; Справочник по газоснабжению и использованию газа. Л., 1990; Чулков П. В., Чулков И. П. Топлива и смазочные материалы: ассортимент, качество, применение, экономия, экология. М., 1995.
Газификация твёрдых топлив ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЁРДЫХ ТОПЛИВ, процессы превращения органического вещества твёрдых топлив (каменных и бурых углей, кокса, сланцев, торфа, древесины и др.) в горючий газ,
Источник: knowledge.su
Газификация твердого топлива
Копытов В.В. Газификация конденсированных топлив: ретроспективный обзор, современное состояние дел и перспективы развития.
В настоящей книге представлен иллюстрированный исторический путь зарождения, становления, расцвета, временного забвения, современного уровня развития и перспектив технологий и оборудования газификации конденсированных топлив. Рассмотрены основные направления их применения.
Приобрести книгу можно в издательствах:
Газификацией твёрдых топлив (ГТТ) называется процесс преобразования (конверсии) органической части твёрдого топлива (ТТ) в генераторный газ (ГГ), удобный для последующего сжигания, как в горелках котлов различного назначения, так и в камерах сгорания (внешних и внутренних) двигателей различных типов.
В основе технологического процесса газификации лежит способность органической части ТТ переходить при определённых условиях из твёрдого в газообразное состояние с образованием монооксида углерода (угарного газа) и водорода. Назначение оборудования газификации твёрдых топлив – создать такие условия.
Одним из таких необходимых условий является процесс термохимической деструкции ТТ, называемый пиролизом. Пиролиз внутри реакторов газогенераторов происходит в результате нагрева топлива при отсутствии кислорода. В автотермическом режиме нагрев ТТ обеспечивается за счёт окисления части газифицируемого топлива (≈ 10…30% в зависимости от характеристик ТТ и оборудования газификации) без подвода теплоты извне. Отсутствие кислорода в зонах формирования генераторного газа и пиролиза (восстановительной зоне и зоне коксования) объясняется тем, что подаваемые в реактор газифицирующие агенты, сбалансированы таким образом, что весь содержащийся в них кислород используется в зоне окисления (зоне горения).
В процессах пиролиза ТТ, обычно происходящего при температуре ≈ 400…900 0 С, и взаимодействия продуктов пиролиза с кислородом газифицирующих агентов при температуре, как правило, ≈ 900…1 350 0 С по экзотермическим химическим реакциям С + О2 = СО2 + 409 кДж / моль и 2С + О2 = 2СО + 246 кДж / моль выделяется теплота. Эта теплота используется в процессах:
- сушки ТТ при температуре ≈ 150…400 0С;
- взаимодействия продуктов пиролиза с диоксидом углерода и водяным паром при температуре ≈ 750…1000 0 С по эндотермическим химическим реакциям (С + СО2 = 2СО – 162 кДж / моль и С + Н2О = СО + Н2 – 137 кДж / моль);
- подогрева газифицирующих агентов при температуре теплоносителей (продуктов газификации) ≈ 200…900 0 С.
В результате вышеприведённых химических реакций происходит образование монооксида углерода и водорода – основных горючих компонентов генераторного газа. Результаты других химических реакций, имеющих место при газификации ТТ, в виду их незначительного влияния на состав и калорийность генераторного газа, можно не рассматривать. Условия, необходимые для протекания химических реакций газификации и сопутствующих им процессов в соответствующих зонах реактора, обеспечиваются правильной организацией тепломассообмена.
Таким образом, при правильно сбалансированных потоках топлива, инертного материала (при наличии) и газифицирующих агентов, подаваемых в реактор, а также при правильной организации тепломассообмена внутри реактора исходное ТТ с достаточно высокой эффективностью (химический КПД газификации 0,65…0,9) преобразуется в конечные продукты термохимической деструкции сложных органических веществ – горючий генераторный газ и твёрдый зольный остаток.
В Российской Федерации созданием технологий и оборудования газификации твёрдых топлив, в частности, занимаются следующие организации и предприятия:
- Институт проблем химической физики РАН, г. Черноголовка Московской области;
- ГНУ ВИЭСХ, г. Москва;
- ФГУП «НПЦ газотурбостроения «Салют» (до марта 2011 г. ФГУП ММПП «Салют»), г. Москва;
- ЗАО «Энергетические схемы и технологии», г. Москва;
- ООО «БиоРЕКС», г. Москва / г. Тольятти Самарской обл.;
- ООО «ЦНИДИ», г. Санкт-Петербург;
- ЗАО «ТУРМАЛИН», г. Санкт-Петербург;
- ЗАО Концерн «ЕвразЭнергоПром», г. Екатеринбург;
- ООО «Адаптика-завод» / ООО «ИНТЕРРЕМАШ», г. Брянск.
Например, ФГУП «НПЦ газотурбостроения «Салют» ведёт работы по созданию оборудования газификации твёрдых топлив параллельно по двум направлениям:
I. Создание крупногабаритного оборудования газификации твёрдых топлив с противоточным «вертикальным» либо с прямоточным «горизонтальным» процессами газификации (см. Рис. 1 и Рис. 2).
Рис. 1 Визуализация 3 D модели твёрдотопливной электростанции ТЭС 1
Рис. 2 Визуализация 3 D модели комплекса газификации туннельного типа
Основной характеризующий признак, отличающий это оборудование, – сравнительно большая единичная электрическая (от 1,0 МВт) и тепловая (от 2,0 Гкал/час) мощность. «Платой» за это является необходимость проведения строительно-монтажных работ, в т.ч. работ по устройству фундаментов, при вводе оборудования в эксплуатацию (средняя трудоёмкость не менее 3 000 чел часов).
II. Создание компактного модульного оборудования газификации твёрдых топлив с прямоточным «вертикальным» процессом газификации (см. Рис. 3 и Рис. 4).
Рис. 3 Твёрдотопливная модульная электростанция ТЭС 100
Рис. 4 Твёрдотопливная модульная электростанция ТЭС 100 / П 200
Основной характеризующий признак, отличающий модульное оборудование, – сравнительно небольшая единичная электрическая (до 500 кВт) и тепловая (до 1,0 Гкал/час) мощность. Однако при этом отсутствует необходимость проведения строительно-монтажных работ, в т.ч. работ по устройству фундаментов, при вводе оборудования в эксплуатацию (время развёртывания на неподготовленной грунтовой площадке силами бригады из 4 х человек составляет не более 16 часов; средняя трудоёмкость – не более 64 чел-часов).
В последнее время в периодических изданиях стали появляться отдельные сообщения об интересе к технологиям газификации твёрдых топлив и со стороны отечественных предприятий, в т.ч. двигателестроителей (в частности ОАО «Авиадвигатель», г. Пермь), крупных инжиниринговых (например, ОАО «ЭМАльянс», г. Москва) и научных центров (таких как, Институт проблем химической физики (в г. Черноголовке) РАН и Новосибирский институт биоорганической химии СО РАН).
Учёные Иркутского института физиологии и биохимии растений СО РАН создают новые виды быстрорастущих тополей, которые могут быть сырьём для газификации и, при необходимости, последующего синтеза искусственных моторных топлив, масел и смазок.
Если рассматривать вопрос в принципе, то получаемый в результате газификации ТТ генераторный газ может использоваться в системах лучистого обогрева (при условии применения горелок инфракрасного излучения, работающих на генераторном газе), в качестве котельного топлива в котлах различного назначения (при условии применения специальных горелок для сжигания генераторного газа), а также как топливо двигателей внутреннего (при условии применения оборудования очистки и охлаждения генераторного газа) и внешнего (при условии применения горелок, аналогичных котельным) сгорания.
Последний тип двигателя следует признать предпочтительным с точки зрения эффективности и экономичности использования генераторного газа. Это обусловлено тем, что в результате снижения (либо снятия совсем) требований по очистке генераторного газа не только упрощается и удешевляется оборудование газоочистки (требования современных двигателей внутреннего сгорания (ДВС) в части содержания в топливе смолистых веществ и твёрдых частиц по сравнению с началом и серединой прошлого века серьёзно ужесточились), но и повышается теплотворная способность газа за счёт содержащихся в нём горючих низко- и высокомолекулярных органических соединений (например, спиртов и, особенно, смол). Кроме того, в связи со снятием требований по охлаждению генераторного газа одновременно с экономией на соответствующем оборудовании и хладагентах свой вклад в нагрев рабочего тела энергоустановок с внешними камерами сгорания внесёт и физическое тепло горячего генераторного газа.
Генераторный газ имеет высокую детонационную стойкость (способность топлива противостоять самовоспламенению при сжатии), т.к. его октановое число находится в диапазоне от 110 до 140 (для сравнения: у бензина – 91…98; у природного газа – 120…130). Это позволяет повышать степень сжатия и / или ресурсные показатели двигателей (по сравнению с работой на жидких видах топлив).
В силу объективных причин себестоимость твёрдотопливных электростанций значительно превышает себестоимость аналогичных энергогенерирующих комплексов, работающих на продуктах нефтепереработки и природном газе. Поэтому экономическая целесообразность применения такого оборудования напрямую зависит от эксплуатационных расходов, прежде всего от разницы между стоимостью жидких, газообразных и твёрдых топлив.
В связи с этим, предполагаемые места эксплуатации твёрдотопливных электростанций – это, как правило, небольшие населенные пункты с неразвитой инфраструктурой, в т.ч. без централизованных систем тепло- и электроснабжения, расположенные в отдалённые районы Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера, а также другие регионы с высокой стоимостью жидких и газообразных видов топлив.
Энергетические комплексы на базе оборудования газификации твёрдых топлив могут производить электроэнергию как в жесткой привязке к внешним электросетям (в режиме «Grid Connect»), так и автономно, независимо от внешних электросетей (в режиме «Stand Alone»). Возможна (и в большинстве случаев целесообразна) также работа комплексов в режимах когенерации (производство одновременно электроэнергии и тепла) и тригенерации (электроэнергия + тепло + холод).
В виду наличия водорода в составе генераторного газа, последний может также рассматриваться в качестве энергоносителя для получающих всё большее распространение топливных элементов (в английской терминологии: «fuel cells») и других направлений водородной энергетики.
Ещё один перспективный вариант применения оборудования газификации твёрдых топлив в сфере «зелёной» энергетики – создание «симбиоза» с фотобиореакторами для выращивания водорослей в целях получения биотоплива (см. Рис. 5).
Рис. 5 Фотобиореактор для выращивания водорослей
В этом случае конечные продукты газификации используются для создания оптимальных условий роста, жизнедеятельности, размножения и наращивания фитомассы водорослей (электроэнергия – для питания автономных источников света, тепловая энергия – для создания нужного температурного режима, углекислый газ – для обеспечения реакции фотосинтеза, азот и минерализованный зольный остаток – в качестве составляющих питательной среды). Из отходов производства биотоплива, в свою очередь, может формироваться топливо для газификации, а выделяемый при фотосинтезе кислород из фотобиореакторов – подаваться в реакторы-газогенераторы, исключая «кислородное отравление» водорослей.
При такой технологической схеме выращивать водоросли и производить биотопливо можно непрерывно в базовом режиме (без остановок на ночь, и снижения объёмов выработки зимой), в т.ч. в местах с дефицитом солнечного света и тепла, и без использования централизованных систем энергоснабжения.
Водоросли также могут служить сырьём для производства удобрений, фармацевтических препаратов и продуктов питания.
Технологии и оборудование газификации твёрдых топлив, кроме использования в энергетике, при утилизации отходов и в химической промышленности, имеет и другие возможные сферы применения.
При организации неполной газификации ТТ (пиролиза) возможно получение дополнительного ценного продукта – газогенераторного среднетемпературного кокса, способного служить заменителем классическому коксу в металлургической промышленности.
Возможно также использование оборудования газификации твёрдых топлив в теплофикационных и технологических целях. Например, в системах лучистого обогрева, обжиговых печах и сушильных камерах. При этом физическое тепло генераторного газа может быть использовано для термообработки стеновых панелей и изделий из полимербетона, сушки и обжига концентратов цветных металлов, осуществления других технологических процессов в строительстве и металлургии, а также для сушки сырья, полуфабрикатов и готовой продукции в иных отраслях промышленности и сельском хозяйстве.
В качестве одного из последних примеров такого применения можно привести запуск в эксплуатацию 12.11.10 г. в п. Балахта Красноярского края комплекса сушки зерна на базе газогенераторного блока, работающего на калиброванном буром угле Большесырского месторождения (см. Рис. 6).
Рис. 6 Газогенераторный блок из состава комплекса сушки
Наибольшее распространение в нашей стране и в мире получили технологии газификации твёрдых топлив в плотном слое, в потоке и в кипящем слое.
Известны также технологии газификации твёрдых топлив под высоким давлением (например, газогенераторы Лурги), с использованием тепла атом-ных и термоядерных реакторов, с встроенными плазмотронами и множество других.
Среди последних можно отметить технологию плазменной газификации «BioSynGas», разработанную американской фирмой «Solena», технологию «PGM», прод-вигаемую на территории России и стран СНГ ООО «Эко Прогресс Энерджи» («дочкой» российско-израильской компании «Environmental Energy Resources Ltd»), технологии плазменной газификации твёрдых отходов «Московского радиотехнического института РАН» и «Института электрофизики и электроэнергетики РАН».
Особняком стоят технологии подземной газификации углей и горючих сланцев, о возможности которой российский химик Д.И.Менделеев писал ещё в 1888 г.
В его статье, опубликованной в журнале «Северный вестник», есть слова: «… Настанет, вероятно, со временем даже такая эпоха, что угля из земли вынимать не будут, а там, в земле, его сумеют превращать в горючие газы, и их по трубам будут распределять на далёкие расстояния».
Первый в мире проект подземной газификации углей был разработан в СССР в 1928 г. Эксперименты проводились на подмосковном бассейне (Шатская станция в окрестностях г. Тулы) и в Кузбассе (г. Ленинск-Кузнецкий). В настоящее время технология подземной (как, впрочем, и наземной) газификации угля развивается на Дальнем Востоке (Дальневосточный государственный технический университет и КГУП «Примтеплоэнерго» совместно с китайскими партнёрами).
На постсоветском пространстве методом подземной газификации вырабатывается газ из бурого угля на Ангренском месторождении (Узбекистан).
Для реализации этой идеи было создано специальное оборудование, в т.ч. наклонного и горизонтального бурения, поскольку в этом случае газификация горючих ископаемых происходит прямо на месте их залегания. Практическое применение в XX веке такие технологии, кроме СССР, получили в США, ФРГ, Франции и др. странах. В некоторых странах подземная газификация имеет место и в настоящее время.
Рис. 7. Схема подземной газификации
Новое звучание подземная газификация получила в последнее время применительно к газификации горючих сланцев.
В некоторых стра-нах Европы сланцевый газ рассматривается как серьёзная альтернатива российскому природному газу.
Главным преимуществом технологии газификации твёрдых топлив (по крайней мере, с экологической точки зрения) является низкий уровень негативного воздействия на окружающую среду.
Это, в первую очередь, обусловлено достаточно продолжительным (более 3-х секунд) нахождением газообразных продуктов газификации твёрдых топлив сначала в зоне окисления (горения) при температурах 1 000…1 200 0С, а затем в восстановительной (бескислородной) зоне формирования генераторного газа. При таких условиях происходит термическое разложение и восстановительное дехлорирование наиболее опасных веществ – диоксинов, фуранов, полихлорбифенилов, бенз(а)пиренов и других полициклических ароматических углеводородов.
Ещё одним преимуществом газификации в сравнении с прямым сжиганием ТТ является образование гораздо меньших объёмы газов, подлежащих очистке. Кроме того, в результате более полного (в сравнении с прямым сжиганием ТТ) сгорания газообразного топлива образуется значительно меньшее (в разы, а, по некоторым позициям, и на порядки) количество вредных для окружающей среды химических соединений (как в дымовых газах, так и в зольном остатке).
Всё это позволяет существенно сэкономить на дорогостоящем оборудовании газоочистки дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу (стоимость такого оборудования, например, в составе мусоросжигающих заводов составляет более 50%) и оборудовании обеззараживания твёрдых вторичных отходов.
Наконец, при газификации недожог топлива сравнении с прямым сжиганием существе ниже, т.к. происходит почти 100% конверсия углерода при переходе его из твёрдого в газообразное состояние, а в генераторном газе / зольном остатке практически отсутствует сажа / непрореагировавший углерод.
Газификации могут быть подвергнуты все известные виды горючих ископаемых (каустобиолитов), а также любые углеродсодержащие отходы в конденсированном виде (по отдельности и в самых разнообразных смесях) с влажностью и зольностью до 50% и широким диапазоном гранулометрического состава (от долей до сотен миллиметров), включая осадки канализационных и сточных вод. При этом можно получить генераторный газ заданного химического состава или заданной теплоты сгорания, так как эти показатели определяются выбранной схемой газификации, а также температурой, давлением и составом применяемых газифицирующих агентов.
Нужно отметить, что ТТ растительного происхождения, произведённое из специально выращиваемой быстрорастущей фитомассы (тепличные и фотобиореакторные водоросли, древесные, кустарниковые и травянистые энергетические посадки («энергетические леса») и т.п.), а также топливо, произведённое из отходов, являются возобновляемыми источниками энергии.
«Энергетические леса» (см. Рис. 8) представляют собой плантации высаженных плотнее, чем обычно быстро-растущих деревьев и кустарников (ивы, тополя осинообраз-ного, сосны ладанной, эвкалипта, ореха, ясеня, ольхи, акации и др.), а также трав (злаков, слоновой травы, камыша и др.), специально выращиваемых в энергетических целях для последующего производства биотоплива.
Рис. 8 «Энергетический лес»
Период ротации «энергетических лесов» составляет обычно от 4 х до 7 ми лет (как правило, с применением полива и внесением удобрений). При этом прирост фитомассы в 4…6 раз превышает обычное значение для естественно растущих лесов.
В настоящее время мировое сообщество предпринимает меры по снижению эмиссии (выбросов) парниковых газов. К ним обычно относят диоксид углерода (углекислый газ) СО2, метан СН4, водяной пар Н2О, гемиоксид азота N2О, тропосферный озон О3 и фторсодержащие газы, в частности фреон. При этом к антропогенным факторам парникового эффекта относят, прежде всего, эмиссию диоксида углерода, имеющую место при сжигании ископаемых топлив (каустобиолитов). В связи с этим примечательно, что эксплуатация энергетических установок на базе оборудования газификации твёрдых топлив, использующих твёрдое топливо из специально выращиваемой фитомассы, не приводит к повышению концентрации диоксида углерода в атмосфере.
Это обусловлено тем, что объём СО2, получаемый при сгорании генераторного газа, не превышает объёма диоксида углерода, поглощаемого растениями при их росте в процессе фотосинтеза. Таким образом, ТТ из фитомассы является СО2 нейтральным топливом. Кроме того, если фитомассе дать возможность естественным образом разложиться на воздухе, то ввиду преобладания в этом процессе окислительных реакций произойдёт выделение того же объёма углекислого газа, что и при её газификации или сжигании. На основании ст. 6 Киотского протокола (в ноябре 2009 г. Россия приняла новый механизм реализации этой статьи) организации, эксплуатирующие СО2 нейтральное оборудование, имеют право продажи соответствующих квот на выбросы углекислого газа.
Ещё одним важным преимуществом ТТ из фитомассы перед другими, особенно ископаемыми, видами топлив является почти полное отсутствие в нём серы (S) и других вредных для оборудования газификации твёрдых топлив и окружающей среды химических элементов и соединений.
Вообще, использование возобновляемых источников энергии, в т.ч. с помощью оборудования газификации твёрдых топлив, наиболее полно отвечает требованиям коэволюции – сбалансированного совместного развития природы (биосферы) и современного технократического общества (техносферы), т.е. биотехносоциальной системы (ноосферы), существующей в настоящее время на планете Земля.
Газификация твёрдых топлив, генераторный газ, сжигание, горелка, котлы, камеры сгорания, двигатели различных типов, быстрорастущих тополей, зелёная энергетика, водорослей, биотопливо,
Источник: www.lesopromyshlennik.ru
Методы газификации твердых топлив
Процесс превращения твердого топлива в горючий газ известен с 1670 г. За последние 150 лет техника газификации достигла высокого уровня и широко развивается. В настоящее время существует более 70 типов газогенераторных процессов . часть которых используется в промышленных масштабах .
Многообразие разрабатываемых и действующих процессов находит свое объяснение. Первое заключается в исключительном различии физических и химических свойств твердых топлив разных месторождений: по элементарному составу, происхождению, содержанию летучих веществ, содержанию и составу золы, влажности, соотношению в угольной массе Н/С, спекаемой углей, их термической стойкости. Второе – в различии во фракционном составе добываемых углей: крупнокусковой уголь , угольная мелочь , топливная пыль . Третья причина – различные состав и требование к получаемому конечному продукту : генераторный (энергетический) газ – теплота сгорания (1) – 3800-4600 кДж/нм3; синтез-газ (технологический) для химической технологии – 10 900 – 12 600 кДж/нм3;восстановительный газ (для металлургических и машиностроительных производств) – 12 600 – 16 800 кДж/нм3;городской газ (отопительный) – 16 800 – 21 000 кДж/нм3; синтетический природный газ (богатый газ) для транспортировки на дальние расстояния – 25 000 – 38 000 кДж/нм3.
Не последнюю роль здесь играют и постоянные поиски новых технических решений для снижения энергоматериальных затрат на процесс, затрат на обслуживание, капитальных вложений, повышение надежности процесса.
При всем своем многообразии эти процессы делятся на два основных класса. Автотермические процессы газификации , при которых тепло , необходимое для проведения эндотермических процессов, для нагрева газифицируемого материала и газифицирующих средств до температуры газификации (900-1200 ‘C) , производят за счет сжигания в кислороде части газифицируемого топлива до диоксида углерода . В автотермических процессах сжигание части топлива и газификации протекают совместно в едином газогенераторном объеме . В аллотермических процессах газификации сжигание и газификация разделены и тепло для происхождения процесса газификации подводятся через теплопередающую стенку внутри единого газогенераторного объема или при помощи автономно нагретого теплоносителя, который вводится в газифицируемую среду.
Как автотермические, так и аллотермические процессы газификации в зависимости от зернистости топлива могут протекать в плотном слое – крупнокусковое топливо, в «кипящем» слое – крупнокусковое топливо, в аэрозольном потоке – топливная пыль. Эти принципы проведения гетерогенных процессов , разработанные в газогенераторной технике , получили широкое применение в химической технологии при проведении , например , гетерогенных каталитических процессов .
На рис. 1 представлены схемы основных типов газогенераторных процессов, методы подачи в них угля и газифицирующих средств, изменение температуры реагентов по высоте реакционной зоны для различных способов газификации.
Автотермические процессы
1.Газогенератор с «кипящим» слоем топлива. Газификацию твердого мелкозернистого топлива в «кипящем» слое (газогенератор типа Винклера) начали исследовать с 1922 г. В этом процессе используют молодые высокореакционные бурые угли (размер частиц – до 9 мм). Уголь газифицируют паром в смеси с чистым кислородом , или обогащенным кислородом воздухом , или воздухом в зависимости от требований к конечному составу газов – генераторный (воздушный) газ , азотосодержащий газ для синтеза аммиака , безазотистый газ для синтеза метанола .
Газогенератор представляет собой вертикальный цилиндрический (шахтный) аппарат , футерованный изнутри огнеупорным кирпичом . В низу газогенератора расположена колосниковая решетка с движущимся гребком для распределения дутья , она же служит для непрерывного удаления из газогенератора зольной части угля .
После дробления и подсушки сухой уголь поступает в бункер газогенератора , откуда шнеком он подается в низ шахты газогенератора . Дутье (кислород , воздух) и пар подаются через водо-охлаждаемые фурмы газогенератора , расположенные под колосниковой решеткой . Это дутье и создает «кипящий» слой угля , который занимает 1/3 объема газогенератора .
Несколько выше «кипящего» слоя топлива подается вторичное дутье для газификации уносимой в верх газогенератора дисперсной угольной пыли . Температура газификации держится в пределах 850-1100 ‘С в зависимости от температуры плавления золы топлива во избежание ее расплавления . Чтобы повысить температуру в газогенераторном процессе и избежать расплавления золы топлива , в уголь , поступающий в газогенератор , добавляют кальцинированную (обожженную) известь .Повышение температуры увеличивает скорость процесса газификации топлива , способствует его полноте . В верхней части шахты газогенератора установлен котел-нтилизатор для подогрева воды и получения пара , используемого в процессе . Известь , вводимая в процесс может также служить для удаления серы из получаемого газа .
После грубой очистки полученного газа от топливной пыли , уносимой из газогенератора потоком газа , в циклоне газ поступает для тонкой очистки от летучей золы в мультициклон .Далее его очищают от летучей золы в электрофильтрах и в скрубберах с водной промывкой газа. Давление в процессе несколько выше нормального ,что необходимо для преодоления сопротивления системы . Температура получаемого пара – 350-500 ‘C , он может быть использован в другом процессе .
2. Газогенератор с аэрозольным потоком топлива .Газификация в аэрозольном потоке топлива (газогенератор типа Копперса – Тотцека) разрабатывается с 1938 г. В 1948 г. был сооружен демонстрационный газогенератор для газификации угольной пыли по этому методу , а первый промышленный газогенератор был введен в эксплуатацию в
1950 г. Газогенераторы подобного типа – это первая попытка создать универсальный газогенераторный процесс для газификации твердого топлива любого типа , от молодых бурых углей до каменных углей и антрацитовой пыли . В таком газогенераторе можно газифицировать также тяжелые нефтяные остатки нефтяной кокс .
Подготовка угля к процессу заключается в его измельчении до пылевидного состояния (размер частиц – до 0,1 мм) и сушке (до 8% влажности) . Угольная пыль пневматически с помощью азота транспортируется в угольный бункер , откуда шнеками подводится к смесительным головкам горелочных устройств и далее парокислородной смесью инжектируется в газогенератор . Парокислородные горелки для вдувания угольной пыли располагают друг против друга , поэтому в газогенераторе создается турбулентный слой встречных перекрещивающихся потоков взвешенного в парогазовом слое твердого топлива . В этом турбулентном потоке при температуре 1300-1900 ‘С и происходит безостаточная газификация поступившего в газогенератор топлива . При такой температуре зола топлива плавится и стекает в низ газогенератора , где попадает в водяную баню и гранулируется , а гранулированный шлак удаляется .
Газовый поток поднимается вверх газогенератора , где расположены подогреватель воды и паровой котел . Полученный пар используется в процессе , а газ охлаждается в холодильнике-скуббере , где проходит его частичная очистка от унесенной потоком газа топливной пыли и золы . Тонкая очистка газа от пылевого уноса происходит в дезинграторе и мокром (орошаемом водой) электрофильтре . Сухой чистый газ подается потребителю для использования .
Процесс газификации топливной частицы в газогенераторе длится меньше секунды . После очистки полученного газа от сероводорода , диоксида углерода из системы выдается чистый технологический газ , который может быть использован в химической технологии .
Две или четыре горелки , расположенные друг против друга , гарантирует воспламенение топливной смеси и безопасность процесса в целом . Интенсивность процесса при высокой температуре так высока , что в небольшом по объему газогенераторе можно получать
50 000 м3/ч и перерабатывать за сутки 750-850 т угольной пыли .
Аллотермические процессы
1. Газификация угля с использованием тепла атомного реактора. Чтобы получить высококалорийный безазотистый газ из угля без затрат углерода газифицируемого топлива на подогрев газифицируемой смеси до высокой температуры , используют аллотермические процессы .
Тепло для процесса газификации может быть проведено разными методами ,например за счет подогрева теплоносителя теплом атомного реактора . Теплоносителем в процессе может служить гелий .
Теплоноситель подогревается в атомном реакторе до температуры 850-950 ‘C .Подогретый гелий ( первый гелиевый контур ) направляют в другой теплообменный аппарат , где также циркулирует гелий ( второй гелиевый контур ). Во втором гелиевом контуре нагретый гелий используется в газогенераторе для газификации угля .
Уголь, прежде чем поступить в газогенератор для газификации водяным паром , проходит через газогенератор для низкотемпературной газификации угля ( швелевания ), где из него отгоняются летучие компоненты . Получено в результате швелевания богатый (высококалорийный) газ , содержащий кроме СО и Н2 метан и другие углеводороды ,после его очистки от пыли , смолы , газовой воды присоединяется к газогенераторному газу поступающему из газогенератора , прошедшему пылеочистку и отдавшему свое тепло в котле – утилизаторе .
Далее идет очистка газа от диоксида углерода и сероводорода , и полученный газ , содержащий СО и Н2 ( синтез-газ ) , передается для технологического использования . Если требуется обогатить газ метаном , его направляют в метанатор , где протекает реакция гидрирования СО водородом до метана с образованием воды . После отделения воды полученный синтетический природный газ используют в качестве топлива .
Газификация топливной пыли с использованием низкотемпературной плазмы .В ряде случаев требуется получить из угля сразу газ с высоким содержанием СО и Н2 и малым содержанием диоксида углерода , метана и азота . Этот газ можно получить при очень высокой температуре газификации , порядка 3 000- 3 500 ‘C. Такая температура может быть достигнута в низкотемпературной электрической плазме . При этом исключается влияние источника тепла на состав получаемого газа . Значительно возрастает интенсивность процесса . Он примерно в 10 раз интенсивнее топочных процессов (циклонные топки с жидким шлакоудалением ) . Водяной пар в этом процессе используется в качестве плазмообразующего газа , что исключает забалластирования конечного газа инертным азотом .
В плазмотронах водяной пар нагревают с помощью электрического разряда до плазменного состояния и при температуре порядка 3 000 – 4 000 ‘C его подают в газогенератор . Сюда же например потоком кислорода , подают угольную пыль , которая , попадая в плазму взаимодействует с водяным паром и кислородом . Полученный синтоз-газ подают в камеру охлаждения и очистки газа от зольных частиц . В процессе отсутствуют потери углерода с уносом и шлаком происходит полная стехиометрическое превращение углерода топлива .
Типичные составы газов полученных в автотермических и аллотермических процессах , приведены в таблице .
Наименование процесса Состав конечного газа, % объемный
СО2 СО Н2 СН4 N2
Газификация мелкозернистого топлива в «кипящем» слое 19,0 38,0 40,0 2,0 1,0
(газогенератор Винклера, парокислородный процесс)
Газификация пылевидного топлива в аэрозольном потоке
(газогенератор Копперса-Тотцека, парокислородный про- 12,0 56,0 29,4 0,6 2,0
Газификация с использованием атомного тепла 0,9 4,3 62,9 31,9 —
(гелиевый теплоноситель, гидрирующая газификация)
Газификация пылевидного топлива в плазме водяного 1,5 41,8 64,6 0,1 2,0
Парогазовый цикл
Любая технология развивается , имеет какую-то незавершенность , подвержена постоянным изменениям . Она несет в себе элементы прошлого , которые не соответствуют современным экологическим нормам , предъявляемым к технологическим процессам . Проанализируем работу современной тепловой электростанции ( ТЭС ) , работающей на твердом топливе . Такие электростанции жизненно необходимы , без них нет промышленности , они вырабатывают электроэнергию для транспорта , предприятий торговли , быта , но они , безусловно , вредны в экологическом плане , так как выбрасывают в окружающее пространство вещества , наносящие вред здоровью людей и ущерб окружающей среде . Из дымовых труб ТЭС выбрасываются миллионы тон золы , сажи , оксидов серы , азота . Взаимодействуя с влагой воздуха , эти выбросы порождают кислотные дожди , которые наносят вред флоре и фауне Земли . Они отравляют водоемы , разрушают сооружения и памятники культуры . Это бедствие современной цивилизации. Ученые считают ,что сравнительная оценка ущерба ,наносимого здоровью человека работой ТЭС на угле и атомной электростанции ,в расчете на одинаковую выработку электроэнергии в год , дает преимущество ядерному циклу по меньшей мере в 100 раз .
Можно ли создать и создается ли такая технология использования твердого топлива в энергетике , которая бы была экологически более приемлемой , чем на современной ТЭС? Да , такая технология разработана , и она входит в современную энергетическую технику под названием комбинированного парогазового цикла .
Она связана в первую очередь с очисткой дымовых газов ТЭС , выбрасываемых в атмосферу , от летучей золы , сажи , оксидов серы , канцерогенных веществ . Сера в результате из вредного выброса превращается в полезный продукт . Растет энергетический КПД ТЭС . Снижается стоимость получаемой электроэнергии .
Рассмотрим принципиальную схему такого комбинированного процесса ( совмещения газогенераторного процесса с процессом получения электроэнергии ) . Газ паровоздушной газификации твердого топлива (угольной пыли ) , полученный в газогенераторе , работающем под давлением , очищают от золы , сернистых соединений , сажи , канцерогенных веществ и сжигают под котлом для получения пара высокого давления . Этот пар , как и обычно , используется в паровой турбине , связанной с генератором для получения электроэнергии , направляемой в сеть . Горячие отходящие газы , покидающие паровой котел при температуре порядка 800-900 ‘С , поступают в газовую турбину , которая , в свою очередь , связана с электрогенератором .
Новая технология действует сразу в трех направлениях: ресурсосбережения , энергосбережения , экологической защиты . Но для обеспечения процесса необходимы добыча угля , его перевозка , перегрузка , подача в топку или газогенератор ; остается на земле зола топлива , которое может содержать радиоактивные элементы . Здесь требуется новый шаг в технологии использования угля .
Подземная газификация угля
Отметим тот установленный факт , что выбросы тепловых электростанции , использующих уголь , могут содержать естественные радионуклиды элементов . Эти радиоактивные элементы есть и в золе , выбрасываемой через трубы вместе с дымовыми газами . Если дымовые газы очищать от золы с эффективностью даже 98,5% , что имеет место лишь на некоторых наиболее современных ТЭС и является очень дорогостоящим процессом , то и в этом случае доза облучения , обусловленная естественными радионуклидами в выбросах тепловых электростанций , превысит аналогичную дозу , полученную населением , живущим вблизи АЭС аналогичной мощности , в 5 и даже в 40 раз .
Можно полагать , что единственным методом , который даст возможность использовать угольные месторождения для получения тепла и электроэнергии с большей радиационной безопасностью , это реализация идеи Рамзая – Менделеева о подземной газификации углей и очистке полученных газов в подземных газогенераторах .
Преимущество подземной газификации не только в этом . В ней исключается тяжелый и очень вредный труд горнорабочих . Транспортировка , погрузка , разгрузка и дробление угля , требующие больших энергетических затрат и загрязняющие топливной пылью окружающую среду , заменяются безвредной и простой транспортировкой очищенного горючего газа в места его непосредственного использования . Подземная газификация в экологическом плане предпочтительней и открытой добычи угля в угольных разрезах , так как в ней отсутствует нарушение верхнего покрова Земли . Наконец , подземная газификация предоставляет широкие возможности для автоматизации процесса .
В России работы по подземной газификации углей начались в 30-х гг. После Второй Мировой войны ее опыт стали использовать в США , Великобритании ,Франции , ФРГ , Бельгии и других странах . Способ подземной газификации углей дает возможность эксплуатировать глубокозалегающие пласты угля и пласты малой мощности . Например , общие запасы каменного угля в ФРГ составляют примерно 230 млрд. тонн , в то время как потенциально извлекаемые запасы методами современной горной техники составляют лишь 24 млрд. тонн . Таким образом , 90% запасов угля остаются неиспользованными . Однако процесс подземной газификации пока находится в стадии полупромышленных исследований . По расчетам в США газ подземной газификации обходился бы в 1,3-3,9 раза дешевле газа , получаемого с Аляски , и в 1,45 раза дешевле газа получаемого наземном газогенераторе .
Схема подземного газогенератора представлена на рис. 2 . Расскажем о некоторых особенностях подземной газификации, которые до сих пор препятствуют ее широкому использованию в промышленности . Здесь еще много не решенных задач , которые ждут своих исследователей и инженеров . Подземная газификация находится в большой зависимости от геологических и гидрогеологических особенностей залегания угля . Поэтому трудно , а иногда пока и невозможно достигнутые на одном месторождении технические показатели запроектировать и получить на другом . Даже в одном месторождении постоянно изменяются условия газификации. Поэтому при воздушной , кислородной и паровой газификации получить устойчивый процесс с постоянным составом газа довольно сложно . Необходима такая научная концепция подземной газификации , которая бы позволила получать устойчивые результаты путем воздействия на процесс каких -либо факторов или включения в процесс ряда залежей ( площадей ) , которые бы усредняли состав
конечного газа направляемого потребителю , например тепловой электростанции для выработки тепла и электроэнергии или химическому комбинату для синтеза аммиака или метанола .
Основные стадии подземной газификации углей :
1. Бурение наклонно- горизонтальных скважин для подводки дутья и отвода полученного горючего газа в сеть .
2. Создание в угольном пласте между этими скважинами реакционных каналов ( путем прожигания угольного пласта ).
3. Газификация угольного пласта нагнетанием дутья во входящие каналы и отвод полученного газа из отводящих каналов .( Зола топлива , содержащая естественные радиоактивные нуклиды , остается под землей . )
4. Окончательная очистка газа .
Бес шахтный способ использования угольных залежей , отсутствие терриконов возле угольных залежей и отвалов золы возле тепловых электростанций – таков новый облик добычи и использования угля . Решение глобальных экологических проблем требует коронного изменения отношения к природе посредством создания такой технологии , которая не приводила бы к ее возмущению . Такой технологией является подземная газификация твердого топлива .
Разработка процессов газификации твердого топлива в самых разных их проявлениях : парогазового цикла , плазменной газификации топлива , подземная газификация угля дает условие для широкого использования твердого топлива .
Список источников
1. Скафа П.В. Подземная газификация углей//Государственное научно-техническое издательство литературы по горному делу.-М.-1960.-316с.
2. Разработка временных рекомендаций на подбор угольных месторождений для проектирования станций подземной газификации углей // ИГД им. А.А. Скочинского.-М.-1998.-63 с.
3. Крейнин Е.В. Экологическое и технико-экономическое обоснование строительства промышленных предприятий подземной газификации углей // Уголь. – 1997. – № 2 – С. 46-48.
4. Подземная газификация углей в СССР / Антонова Р.И., Бежанишвили А.Г., Блиндерман М.С. и др. – М, ЦНИЭИуголь. – 1990. – 98 с.
5. Ревва М.К. Основные итоги работы станции Подземгаз. Бюллетень «Подземная газификация углей».-1957.-№2
6. Цейтлин Д.Г. Критический обзор методов подземной газификации углей. «Подземная газификация углей».-1954.-№3
7. Шишаков И.В. Основы производства горючих газов//Госэнергоиздат.-1958.
Методы газификации твердых топлив Процесс превращения твердого топлива в горючий газ известен с 1670 г. За последние 150 лет техника газификации достигла высокого уровня и широко развивается. В
Источник: megapredmet.ru
Газификация твердого топлива
Завод по производству котлов и котельных
Звонки по Санкт-Петербургу
Промышленные котлы
Сопутствующее оборудование
Технические данные предоставляются по запросу.
Технология газификации твёрдых видов топлива включая Уголь, древесные отходы, лузга и многое другое была отработана в середине прошлого века. Достаточно вспомнить автомобили и тракторы, которые в промышленном масштабе использовались в народном хозяйстве в 40-х — 50-х годах прошлого века. Но в прошлом веке данную технологию заместили более высококалорийные виды топлива, такие как дизель и бензин, что было вполне актуально в связи с низкой стоимостью жидких углеводородов на тот временной период. В настоящее время технология газификации углей возвращена, но уже на более высоком технологическом уровне. Возобновить и актуализировать технологию газификации позволили более современные материалы — нержавеющие, высокотемпературные стали, более дешёвые (по сравнению с прошлым веком) теплоизоляционные материалы, современные системы автоматики, что и позволило изготавливать Установки по газификации более компактными, надёжными и автоматизированными.
В нашей стране очень много районов и даже регионов где нет магистрального газа, который на сегодняшний день является наиболее дешёвым для выработки тепловой и электрической энергии. В Этих регионах традиционно используется мазут, дизельное топливо, но при этом имеются значительные запасы бурых углей. Использование бурых углей для выработки тепловой энергии может снизить стоимость выработки тепла в 2-3 раза по топливной составляющей в одной Гкал тепла. Бурые угли, как правило имеют не высокую теплотворную способность и высокое содержание золы. Сжигание таких углей в Слоевых топках сопровождается низким КПД котлов (не более 75-80%) и высокие показатели выбросов вредных веществ в атмосферу с дымовыми газами (оксиды азота, оксиды серы, твердые частицы).
Использование технологии газификации бурых углей позволяет значительно поднять КПД установки до 92%, а также снизить выход вредных веществ с продуктами сгорания в атмосферу. Положительный экологический эффект достигается за счёт естественного процесса происходящего в установке по Газификации. Газификация бурых углей производится в газификаторе обращённого типа, то есть процесс движения продуктов сгорания, газов и топлива идёт сверху вниз. Топливо загружается непрерывно в верхнюю часть газификатора транспортёром, при этом в автоматическом режиме контролируется его уровень в Установке. В определённую зону газификатора подаётся воздух в количестве не достаточном для полного окисления топлива, но достаточном для поддержания процесса его газификации. В бурых углях, по весу, содержится более 50% летучих компонентов — газов. Под воздействием высокой температуры из бурых углей выделяются горючие газы, которые не успевают окислится в слое из-за низкого содержания кислорода Калорийность данного газа около 1100 ккал/м3. Далее продукты газификации и зольные остатки поступают на колосниковую решётку. Продукты газификации проходят через колосниковую решётку и газы поступают в переходную камеру, где к объёму дымовых газов добавляется необходимый % воздуха на дожиг этих газов. Образовавшийся газовый факел сгорает в камере сгорания стандартного газового котла, таким образом, в котле сжигается газ. Шлак через колосниковую решётку газификатора, в мелкодисперсном виде, поступает на дожигательную решётку, где интенсивно выжигаются остатки углеродистых частиц. Норматив несгоревшего топлива (углерода) в шлаке, для слоевого сжигания, составляет 5%-7% от общей массы топлива, а в шлаке после газификатора не более 1%, что значительно повышает КПД котлоагрегата.
При использовании слоевого сжигания углей коэффициент избытка воздуха в продуктах горения α=1,6 — 1,8 то есть объём избыточного воздуха может доходить до 80%, что и выхолаживает продукты горения в котлах со слоевыми топками и приводит к низкому КПД. Горение газов газификации в котле производится с коэффициентом избытка воздуха не более α=1,3 то есть 30% избыточного воздуха, что позволяет продуктам горения достичь поверхностей теплообмена с максимальной температурой. Именно благодаря описанному процессу КПД котлов с установками Газификации доходит до 92%. Технологическая линейка по сжиганию Бурых углей с применением газификационной установки проиллюстрирована на рисунке.
Рис 1. Технологическая линейка сжигания бурых углей с использованием
газогенератора (на рисунке также указан склад запаса топлива)
Технология газификации угля используется с целью повышения эффективности получения тепловой энергии от этого вида топлива, и снижения экологической нагрузки на окружающую среду. Складирование твёрдого топлива производится на складе запаса угля, который может быть оборудован тельферным погрузчиком, обслуживается фронтальным погрузчиком. Далее уголь с помощью транспортёра подаётся в бункер приема топлива газификатора.
Отдав тепло в котле остывшие дымовые газы поступают в мультициклон, где очищаются от мелких взвешенных веществ, которые могут проскочить за пределы котла, затем газы с помощью дымососа поступают в дымовую трубу.
Надо отметить, что вынос твердых взвешенных частиц из газогенератора минимален, так как газы в процессе газификации проходят через слой топлива и шлака, именно этот слой является естественным препятствием (высокотемпературным фильтром) для выхода взвешенных частиц в переходную камеру и их реальный выход не более 10% от общей массы мелкодисперсной пыли, содержащейся в топливе.
Благодаря применению данной технологии, при сжигании бурых углей, дымовые газы на выходе дымовой трубы имеют «прозрачную» структуру.
Процесс горения в данной установке «растянут» на две зоны: Зона газификации и Дожиг газов в котле, это обстоятельство позволяет значительно снизить выбросы оксидов Азота (NOx) с продуктами сгорания.
Газогенератор является устройством непрерывного (поточного) получения тепла, то есть в процессе работы установки нет необходимости в периодические остановки процесса газификации, что позволяет обеспечивать потребителей тепла в течении всего отопительного периода.
Конвективные поверхности котла позволяют осуществить отбор тепла и снизить температуру дымовых газов до 170 0С. Коэффициент полезного действия котла составляет 92%. Такой высокий КПД держится между нормативными чистками комплекса, благодаря тому, что на поверхностях съёма тепла не откладываются частицы пыли, содержащиеся в дымовых газах при традиционных способах сжигания Твердых топлив. В стандартной комплектации Газификатор комплектуется котлом с температурой нагрева теплоносителя до 115 0С и давлением до 6 бар. Минимальная нагрузка для работы в автоматическом режиме не менее 20% от максимальной.
Предельно допустимые выбросы соответствуют ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями».
Газогенераторная установка
Представляет из себя газогенератор обращённого типа, непрерывного действия. Образование горючего газа происходит при горении топлива в зоне воздушных фурм, при подаче воздуха в количестве, недостаточном для полного сгорания топлива. Образовавшийся горючий газ проходит через специальную колосниковую решётку, способную выводить из газогенератора куски шлака. Для полного сгорания углерода топлива предназначена нижняя дожигательная решётка.
загрузочного бункера, водоохлаждаемой части, нижнего бункера.
Загрузочный бункер.
Предназначен для размещения топлива, подлежащего газификации, предварительного нагрева его. Слой топлива, высотой 800 мм над дутьевыми фурмами, обеспечивает стабильность поступления топлива в зону горения, исключает возможные, не контролируемые присосы воздуха.
Изготовлен из жаропрочного бетона. Снаружи теплоизолирован.
Водоохлаждаемая часть.
Предназначена для создания раскалённого слоя топлива от зоны дутьевых фурм до колосниковой решётки, в котором происходят процессы образования горючих газов.
Изготовлена из стального листа с водяной охлаждающей рубашкой.
В ней расположены дутьевые фурмы и колосники. Подача дутьевого воздуха в фурмы осуществляется из воздушных коллекторов, смонтированных по периметру водоохлаждаемой части. Воздух для горения подаётся дутьевым вентилятором первичного воздуха. Количество воздуха регулируется частотным преобразователем (или воздушной заслонкой)
Нижний бункер.
Выполняет функцию газосборного коллектора после колосниковой решётки и устройства для дожигания углерода топлива в шлаковом остатке на дожигательной решётке. Также в нём собирается шлак, удаляемый из предтопка при помощи колосников. В бункере имеется лаз, оборудованный футерованной дверцей, для удаления шлака. Размеры лаза позволяют человеку проникнуть внутрь бункера для производства ремонтных работ.
Система сжигания генераторного газа.
Генераторный газ, образовавшийся при газификации топлива , из нижнего бункера, с температурой ≈ 800 ºС, через короткий переходной газоход поступает в дожигательный циклон, предназначенный для полного сжигания газа, за счёт подачи вторичного воздуха. Воздух подаётся тангенциально, смешиваясь с генераторным газом, образует мощный, факел. Температура факела составляет 1100-1200ºС.
Основная камера сжигания имеет трехступенчатую конструкцию, а не обычную одноступенчатую. На первое ступени происходит термический молекулярный распад топлива при ограничение доступа кислорода, и образование высокотемпературного газа с высоким содержанием окиси углерода СО. На второй ступени происходит интенсивное сжигание горючих газов при контролируемом доступе кислорода. На третьей ступени происходит практически полное сжигание горючих частиц.
Вторичная камера сжигания (циклонного типа) имеет специальную конструкцию. Данная конструкция в сочетании со специальной системой подачи воздуха обеспечивает дожигание во вращающемся вихревом потоке температурой 1100 градусов. Такое вихревое дожигание позволяет предельно минимизировать содержание СО, летучей золы и твердых частиц в дымовом газе.
Рукавный фильтр . Рукавный фильтр является основным оборудованием в процессе пылеулавливания.
Компания «Балткотломаш» — производитель котлов, производитель котельных и котельного оборудования
Источник: www.bkm-spb.ru
Станьте первым!