CC BY
186
УДК 620.9:662.92; 658.264
ДВУХЗОННЫЙ ГАЗОГЕНЕРАТОР НА ВОЗДУШНОМ ДУТЬЕ С ПСЕВДООЖИЖЕННЫМ СЛОЕМ
Дубинин Алексей Михайлович,
д-р техн. наук, профессор кафедры теплоэнергетики и теплотехники Уральского энергетического института ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б.Н. Ельцина», Россия, 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. E-mail: v.g.tuponogov@urfu.ru
Тупоногов Владимир Геннадьевич,
д-р техн. наук, профессор кафедры теплоэнергетики и теплотехники Уральского энергетического института ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б.Н. Ельцина», Россия, 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. E-mail: v.g.tuponogov@urfu.ru
Рыжков Александр Филиппович,
д-р техн. наук, профессор кафедры тепловых электрических станций Уральского энергетического института ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б.Н. Ельцина», Россия, 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. E-mail: af.ryzhkov@mail.ru
Каграманов Юрий Александрович,
аспирант кафедры теплоэнергетики и теплотехники Уральского энергетического института ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б.Н. Ельцина», Россия, 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19; инженер ОАО УралГИПРОМЕЗ, Россия, 620075, г. Екатеринбург, пр. Ленина, 60А.
E-mail: KagramanovYA@yandex.ru
Лабинцев Егор Сергеевич,
студент кафедры теплоэнергетики и теплотехники Уральского энергетического института ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б.Н. Ельцина», Россия, 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. E-mail: egor.labintsev@mail.ru
Показана актуальность развития технологий получения искусственного газа из твердых топлив для использования в энергетических установках, включая когенерационные. К наиболее перспективным относятся низкотемпературные технологии химико-термической переработки углей в псевдоожиженном слое. Проведена разработка конструкции, а также исследование работы двух-зонного реактора пузырькового псевдоожиженного слоя малой мощности для нужд локальной энергетики, например, в составе минитеплоэлектроцентрали (мини-ТЭЦ) с газо-поршневым приводом либо в гибридных паро-газовых установках (ПГУ). В реакторе осуществляется воздушная газификация угля с разделением зон подачи топлива и отвода получаемого бессмольного синтез-газа, часть которого сжигается в реакторе для поддержания автотермичности процесса. Предложена химико-кинетическая модель процесса газификации для расчета состава получаемого синтез-газа по высоте реакционной зоны и на выходе из реактора. Модель позволила произвести расчеты и выполнить оптимизацию процесса газификации по температуре в зоне газификации, соответствующей максимальному количеству выхода горючего компонента синтез-газа - оксида углерода. Приведены результаты экспериментальной проверки теоретических расчетов в газификаторе с псевдоожиженным слоем. Результатом работы стал расчёт оптимальной температуры процесса газификации - 820 °С и доли отводимого синтез-газа - 0,92для бородинских углей. Такой состав и теплота сгорания получаемого в реакторе синтез-газа позволяют использовать его в качестве низкокалорийного топлива в камерах сгорания газо-поршневых мини-ТЭЦ и гибридных ПГУ с двухступенчатым подогревом циклового воздуха, что требует дальнейшего изучения и развития технологии.
Ключевые слова:
Уголь, выход летучего вещества, воздух, тепло, продукты газификации, КПД, константа скорости, равновесие.
Введение
Многие современные технологии использования твердых топлив базируются на их термохимической переработке в искусственный газ, который затем может сжигаться в технологических и энер-
гетических установках, включая когенерационные, или преобразуется в жидкое топливо [1]. Одним из направлений развития таких технологий является снижение температуры в активной зоне термохимического реактора, поскольку при этом
уменьшается образование оксидов азота и серы, шлакование поверхностей реактора [2], расширяются возможности использования низкосортных топлив [3], и снижается капиталоемкость оборудования. Используются и продолжают исследоваться три основные низкотемпературные технологии: 1) низкотемпературная вихревая технология (НТВ), которая применяется для сжигания угольной пыли в энергетических котлах, как правило мощностью в сотни МВт, и позволяет снизить температуру в топке котла до 1100-1250 °С [4]; 2) низкотемпературная карбонизация углесодержащих топлив в потоке, успешно опробованная при подготовке угольной пыли перед вводом в топку парового котла мощностью 420 т/ч [5] и находящая применение в разрабатываемых схемах гибридных ПГУ [6]; 3) слоевые технологии газификации твердых топлив [7], включающие газификацию в плотном слое (по методу Lurgi) [8], газификаторы с пузырьковым кипящим слоем (по методу Winkler [9] и установки с форсированными режимами псевдоожижения (ЦКС - циркуляционный кипящий слой), имеющие большую производительность и используемые в основном в энергоблоках угольных ТЭС (тепло-электро станций) [10].
Технологии псевдоожижения относятся к наиболее перспективным и непрерывно совершенствуются. Компанией Foster Wheeler разработаны схемы ПГУ, использующие карбонизатор твердого топлива под давлением с пузырьковым псевдоожи-женным слоем - topping cycle [11] и с ЦКС под давлением - схема HIPPS (high integrity pressure protection system) [10]. В обоих случаях продуктами карбонизации (частичной газификации) при температурах 850-930 °С являются газ для газотурбинной установки (ГТУ) и полукокс для парового котла ЦКС. Низкий уровень температур позволяет об-ессмоливать получаемый газ и после циклонной пылеочистки подавать в камеру сгорания ГТУ. Японскими энергетическими центрами разработан цикл ПГУ с внутрицикловой паровой газификацией угля повышенной эффективности (advanced cycle A-IGCC (advanced integrated gasification combined cycle)) [12] c КПД нетто 53-57 %. В цикле пар после паровой турбины нагревается до 700 °С газами, выходящими из газовой турбины, и подается в газификатор с псевдоожиженным слоем, работающий в интервале температур 700-1000 °С. В США исследуется цикл ПГУ с «мягкой» частичной газификацией угля (mild gasification cycle - IMGCC) в реакторе с пузырьковым псевдоожиженным слоем [13]. Основным элементом цикла является разработанная система высокотемпературной газоочистки (при температурах больше 500 °С), позволяющая избегать потерь энергии синтез-газа при термическом разложении тяжелых летучих на легкие компоненты (CO, H2, CH4).
В данной работе предложена конструкция и исследуется работа реактора пузырькового псевдоо-жиженного слоя малой мощности для нужд локальной энергетики, например в составе мини-
ТЭЦ с газо-поршневым приводом либо в гибридных ПГУ. В нашем случае требуется получение чистого газа, поскольку присутствие углеводородов способствует образованию высокотоксичных оксидов азота в процессе сжигания газа [14], а для удаления смоляных включений требуется создание дорогостоящих очистных блоков [15]. В целях снижения капиталоемкости оборудования и упрощения условий эксплуатации использован метод ав-тотермичной воздушной газификации с комбинированной схемой движения дисперсных и газовых потоков.
Схема газогенератора
Принципиальная схема двухзонного газогенератора показана на рис. 1. В газогенераторе выделяется камера сгорания при помощи центральной трубы - 2. В камеру сгорания подводится дробленый и отгрохоченный уголь.
Через газораспределительную решетку вводится воздух. Для поддержания оптимальной температуры в псевдоожиженном слое в кольцевой зазор между обмуровкой газогенератора и центральной трубой вводится дополнительный воздух, необходимый для сгорания летучих, выходящих из угля, и части продуктов газификации, входящих в кольцевой зазор. Дополнительная теплота, образующаяся в камере сгорания, переносится в реакционный объем посредством циркуляции дисперсных частиц кокса, золы и шлака. Продукты сгорания летучих и части продуктов газификации отводятся отдельно от полезного продукта, что дает возможность избавиться от смолы, уксусной кислоты, скипидаров, фенолов и упростить конструктивные решения газоочистных устройств.
В реакционный объем поступает практически чистый углерод кокса [16]. Поэтому горючий газ образуется в соответствии с обобщающей реакцией
С+0,5(О2+3,76Ы2)СО+1,88М2, которая из-за существенной разности скоростей реакции горения углерода с кислородом воздуха с образованием С02 и реакции восстановления С02 углеродом топлива до СО, разделяется в пространстве и во времени на две: очень быстро протекающую экзотермическую реакцию (1) горения углерода с кислородом воздуха
С+0,5(О2+3,76М2) 0,5(СО2+С)+1,88Ы2, (1) с теплотой дх=16419 кДж на 1 кг исходного углерода и медле1нную эндотермическую реакцию (2) восстановления СО2 до СО углеродом топлива
0,5(СО2+С)+1,88М2СО+1,88Ы2, (2) с теплотой дх =7136 кДж на 1 кг исходного углерода. и - константы скорости реакции м3/(м2с). В камере сгорания окисляется часть продуктов газификации по реакции
СО+1,88М2+0,5(О2+3,76Ы2)СО2+3,76М2 с экзотермическим тепловым эффектом дх=23596 кДж на 1 кг исходного углерода. Летучие при сгорании с воздухом дают теплоту сгорания дл=12863 кДж на 1 кг исходного углерода.
1111 \IV л
Рис. 1. Принципиальная схема двухзонного газогенератора для воздушной газификации углей. I - подвод воздуха; II - ввод угля; III - отвод продуктов газификации;
IV - отвод продуктов сгорания; V - отвод золы; VI - ввод инерта. 1 - псевдоожиженный слой; 2 - труба для отвода полезного продукта; 3 - зонтик для перемешивания продуктов газификации с воздухом; 4 - регулятор равенства давлений в камерах; 5 -во-доохлаждаемые циклоны; 6 - регулирующий клапан
Fig. 1. Flow-sheet of two-zone gas generator for coal air gasification. I - air supply; II - coal input; III - gasification product output; IV - combustion product output;
V - ash output; VI - inert gas input. 1 - fluidized bed; 2 - tube for useful product output; 3 - umbrella for mixing gasification products with air; 4 - controller of pressure balance in chambers; 5 - water-cooling cyclones; 6 - control valve
Над кипящим слоем в камеру сгорания вводится дополнительный расход воздуха для дожигания CO, выходящего из кипящего слоя углерода в небольших количествах.
Состав продуктов газификации и их теплота сгорания определяются месторождением угля [17], высотой и температурой псевдоожиженного слоя. Так, при температуре 650 °C в равновесных продуктах воздушной газификации углерода содержится 17 % CO, а теплота сгорания такой смеси составит 2149 кДж/м3; при температуре 1000 °C продукты газификации содержат 34,5 % CO, а их теплота сгорания в два раза выше - 4298 кДж/м3.
Моделирование процесса газификации
Для определения оптимальной доли х продуктов газификации углерода топлива, отводимых для полезного использования, составляется система уравнений, включающих в себя:
1) уравнение теплового баланса газогенератора
[(1 - х)+ qл\ц + Чу + Чву + ЯВ1 + ЧВ2(1 - х) + qBi = = qx2 ( 1 - ^ + [ Сп. г х + Сп. с . (1 - х) + Сп. ё ]/ + ^; (3)
2) уравнения материального баланса [18]: для кислорода на выходе из пузырей
( $к?к\
= 0,21exp i -
га
(4)
для диоксида углерода на выходе из пузырей
0,21k,
( sk2h) exP i I
^ wh )
( sklh exP i —^ I
^ wh )
для оксида углерода на выходе из пузырей 0,21 - i- - (1 -f) rCO2
rh =•
(5)
(6)
f + 0,21 + 0,5 • 0,79
Концентрацию азота находим из балансового уравнения
(7)
N2 = 1 - (< + rCO + rCo),
к - высота псевдоожиженного слоя, м.
В уравнениях (3)-(7): qу, qBу, дВ2, дВз теплота, вносимая с сухим углем, с влагой угля, первичным воздухом, подаваемым под газораспределительную решетку, идущим на горение части продуктов газификации и, наконец, на сгорание летучих (их значения для экспериментального газогенератора соответственно равны 27; 66; 116; 227 и 375 кДж на 1 кг исходного углерода); qн - теплота, затраченная на нагрев до температуры кипения, испарение и нагрев пара, образовавшегося из влаги угля, равная 1230 кДж на 1 кг исходного углерода; СП Г., СП.С., СП.Л. - удельные теплоемкости продуктов газификации, продуктов сгорания и продуктов сгорания летучих (равные соответственно 9,68; 19,2; и 25 кДж/К на 1 кг исходного углерода; £ - температура псевдоожиженного слоя, ц - КПД камеры сгорания; ц=1-(qз+q4+q5+q6), где qз; q5; q6 - потери теплоты с химическим и механическим недо-жогами, потери теплоты в окружающую среду через обмуровку и с золой, ц=0,8; -С02 - концентрация С02 на выходе из псевдоожиженного слоя; 0,21 - начальная концентрация С02; сомножитель
Г
CO2
учитывает неполноту расходования те-
О I1 0,2^
плоты на эндотермическую реакцию (2). 1-х - доля продуктов газификации, отводимых на сжигание для увеличения температуры в псевдоожижен-ном слое (при х=1 температура в слое равна 760 °С); удельная площадь поверхности угольных частиц в псевдоожиженном слое определяется по следующему выражению [19]
r
o
rL =
CO
6Р(1 ~ет/ ) 2
5 =---,
¿кРк
где р=р„(1-2*)+рк2*- средняя плотность псевдоо-жиженного слоя; рп и рк - плотности инертного материала (золы и шлака) и кокса, равные соответственно 3760 и 1650 кг/м3; г" - концентрация кокса в слое, кг на 1 кг смеси; - порозность псевдо-ожиженного слоя при минимальной скорости псевдоожижения [20]; - размер частиц кокса, м. Скорость продуктов газификации увеличивается в 1,21 раза с уменьшением концентрации СО2 от 0,21 до 0 и описывается зависимостью
взаимодействии с углеродом твердого топлива в псевдоожиженном слое
7 * 1 k2 = 1-
dK s :
— + —— + —
k2 Sh • D p
где p - интегральный коэффициент массоотдачи: h 6K(wp - Wf)
P { db (Wp - 0,9wmf + 0J14K) где диаметр пузыря, м
dn = 0,53(wp - Wff )0,4h0'7,
dh,
1 + rC
а средняя скорость продуктов газификации
i-
J 1-
0 dr
* с "'co,
W
W = -
0,21
■ = 0,9 w
где - скорость на выходе из газогенератора в расчете на пустое сечение при нормальных условиях. Скорость при рабочих параметрах t и р
,(273 + Г) р0
wp = 0,9 w
273 p
где р0, р - атмосферное давление и давление в газогенераторе, МПа. Скорость подъема пузырей
(™р - )(1 -атГ)
t + 273
и CO2 с углеродом того же угля
k2 = 35 -103exp
17621
t + 273
k* =
1 dK s'
— + —— + —
k1 Sh • D p
а = 0,53(wp - ^
Критерий Шервуда, определяющий массопере-нос реагента из плотной фазы через пограничный слой в облако пузыря,
8И = 0,24Лг°'333'
11)
где ар и ет1 - порозности псевдоожиженного слоя при рабочей скорости и минимальной скорости псевдоожижения, м3/м3 [5]. к1", к2* - эффективные константы скорости взаимодействия О2 и СО2 с углеродом топлива, рассчитываются по методике [19] на основании известных констант скоростей, м3/(м2с) для плотного слоя при реагировании: кислорода с углеродом бородинского угля [21]
. 3 3 Г 11065
к1 = 3- 103ехр
Эффективная константа скорости расходования О2 при взаимодействии с углеродом твердого топлива в псевдоожиженном слое:
1
где 5 - эффективный коэффициент молекулярной диффузии реагирующего газа, м2/с [22]. Эффективная константа скорости расходования СО2 при
Аг - критерий Архимеда рассчитывается по методике [20]; и йи - диаметры частиц кокса и инертного материала (золы и шлака), м.
Усреднение концентрации О2 и СО2 на выходе из псевдоожиженного слоя производилось на основании двухфазной модели псевдоожиженного слоя. На выходе из плотной фазы продукты имеют равновесный состав (табл. 1), а на выходе из пузырей рассчитываются по уравнениям (4), (5).
W
r о, = -
mf 'O.
< + (wp - wmf )r0
h
mf >'oz
r CO? —
Wp
Wmf • rC02 + (Wp - Wmf )rC02 Wp
В уравнение (6) подставляются средние концентрации и rCOj, и получают среднюю -CO на выходе из газогенератора. Здесь гОг и rgOj - равновесные концентрации O2 и CO2 на выходе из плотной фазы (табл. 1).
Таблица 1. Равновесный состав воздушной газификации углерода в зависимости от температуры (давление 0,1МПа, коэффициент расхода воздуха 0,5) [23] Table 1. Equilibrium composition of carbon gasification depending on temperature (pressure 0,1MPa, air flow coefficient 0,5) [23]
t, °C Состав, % об./Composition, % vol.
CO CO-2 N2
650 17 11 72
750 27 5 68
800 32 2 66
850 33 1,55 65,45
900 33,5 1,1 65,4
950 34 0,65 65,35
1000 3,5 0,2 65,3
*
w
Wb =
Моделирование оптимальных параметров
При моделировании процесса оптимизации параметров газификации задавался ряд температур в диапазоне 760-1000 °С с интервалом 50 °С, для каждой температуры из уравнений (4)-(7) рассчитывался полный состав продуктов газификации на выходе, а из уравнения теплового баланса определялась доля полезно отводимого продукта х.
_ r co2 ^
i _ 02lj
+ (Спс + + дн _ « _
_qBV _ ?„ _ ?„ _ ?„ _ q + qJn
емых продуктов газификации определяли на хроматографе. Результаты экспериментов представлены на рис. 2.
Таблица2. Сравнение расчета по модели с экспериментом Table 2. Comparison of model calculation with the experiment
(СПС - СпгК - ?в2
При уменьшении доли х (увеличении 1-х) температура в псевдоожиженном слое увеличивается, что приводит к повышению концентрации СО в продуктах газификации и их теплоты сгорания. Произведение хгСО возрастает, достигает максимального значения, затем убывает.
Максимальному значению произведения хгСО соответствует оптимальная температура процесса газификации. При этом углерод не тратится на перегрев продуктов газификации. Остается больше углерода на газификацию диоксидом углерода для получения СО.
В результате расчетов было установлено, что максимальная концентрация СО при минимальном расходе топлива на нагрев продуктов газификации (1-х^цг) соответствует значению х=0,92, при этом оптимальная температура в слое равна 820 °С, а продукты газификации имеют теплоту сгорания 3680 кДж/м3.
Эксперимент
Для проверки модели были проведены опыты на экспериментальном газогенераторе с внутренним диаметром 0,2 м. Инертным заполнителем служили частицы электрокорунда размером 0,5 мм, топливом - частицы бородинского угля средним размером 0,32 мм. Характеристика топлива (марка 2Б, класса Р), (% по массе): Wг=33; Аг=7,4; Сг=46,6; Нг=3; №=0,6; Ог=13,2; У"=47; Qгi=15280 кДж/кг. Концентрация кокса в слое 2*=0,1 кг на 1 кг смеси, ^=0,32-10_3м, £„,7=0,218 м3/м3, удельная площадь поверхности угольных частиц в слое й«700 м2/м3. Высота слоя Л=1 м. Расход угля 25,4 кг/ч, общий расход воздуха 105 м3/ч, в том числе под газораспределительную решетку 50 м3/ч, на сжигание части продуктов газификации и летучих 13-55 м3/ч, температура в слое 820 °С. Потеря углерода с уходящей золой 2 %.
Сравнение расчетов с экспериментом представлено в табл. 2.
Доли продуктов газификации х и 1-х изменяли варьированием диаметра внутренней трубы для отвода полезного продукта.
Скорость на пустое сечение газогенератора при нормальных условиях м*=0,56 м/с. Состав получа-
Данные/Data Концентрация компонентов в продуктах воздушной газификации, % об. Component concentration in air gasification products, % vol.
rCO2 ro2 rN2 to RCH4 RH2
Экспериментальные Experimental 7,7 3,1 61,7 19,5 1,2 6,8
Расчетные по модели Calculated by the model 11,3 3,0 64,9 20,8 0 0
Рис. 2. Зависимость температуры, состава продуктов воздушной газификации ирша-бородинского угля, теплоты сгорания газа и мощность газогенератора от х
Fig. 2. Dependence of temperature, composition of air gasification products in irsha-borodinsky coal, gas heat value and gasifier capacity on х
При уменьшении доли х с 1 до 0,65 удалось повысить температуру с 760 до 1000 °С, концентрацию СО с 14 до 26 %, теплоту сгорания Qнс с 2400 до 4100 кДж/м3, которую рассчитывали по уравнению Д.И. Менделеева по составу продуктов газификации. На рис. 2 приведены результаты оптимизации мощности газогенератора N=BxQ°, где B - объемная производительность газогенератора на все сечение, м3/с, при нормальных условиях. Максимальное значение N приходится на x=0,92, N=47 кВт.
Выход сухих продуктов газификации на 1 кг рабочего угля « 2,0 м3. Химический КПД газогенератора, %,
Пх =
2,0• Qi • x-100 _ 2,0• 3680• 0.92-100
Qi
15280
= 44.
Заключение
1. Конструкция двухзонного газогенератора обеспечивает получение бессмольных низкокалорийных продуктов газификации твердого топлива, пригодных для сжигания в когенераци-онных установках малой мощности.
2. Предложенная кинетическая модель процесса газификации позволяет рассчитывать состав продуктов газификации и проводить оптимизацию процесса по температуре слоя. Для бородинских углей оптимальная температура 830 °С
(при этом доля отводимых продуктов газификации х=0,92), теплота сгорания продуктов газификации составляет 3860 КДж/м3. 3. Согласно литературным источникам получаемый низкокалорийный газ может сжигаться в камерах сгорания газопоршневых мини-ТЭЦ и в гибридных ПГУ с двухступенчатым подогревом циклового воздуха.
Исследование выполнено в Уральском федеральном университете за счет гранта Российского научного фонда (проект № 14-19-00524).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Корчевой Ю.П., Майстренко А.Ю., Топал А.И. Экологически чистые угольные энерготехнологии. - Киев: Научная мысль, 2004. - 187 с.
2. Кубин М. Сжигание твердого топлива в кипящем слое / пер. с чешск. - М.: Энергоиздат, 1987. - 112 с.
3. Табакаев Р.Б., Казаков А.В., Заворин А.С. Перспективность низкосортных топлив Томской области для теплотехнического использования // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 323. - № 4. - С. 41-46.
4. Рундыгин Ю.А., Григорьев К.А., Скудицкий В.Е. Низкотемпературная вихревая технология сжигания твердых топлив: опыт внедрения, перспективы использования // Новые технологии сжигания твердого топлива: их текущее состояние и использование в будущем: Матер. Всеросс. науч.-техн. семинара. - М., 2001. - М.: ВТИ, 2001. - С. 286-295.
5. Шульман В.Л., Зайцев А.В., Богатова Т.Ф. Развитие угольных парогазовых технологий // Технологии эффективного и экологически чистого использования угля: Сб. докл. конф. - М.: ВТИ, 2009. - С. 246-251.
6. О предпроектной проработке гибридной угольной ПГУ с воздухонагревателем / С.И. Гордеев, Н.В. Вальцев, Т.Ф. Богатова, Е.И. Левин, В.Л. Шульман, А.Ф. Рыжков, Н.А. Абаимов // Электрические станции. - 2012. - № 10. - С. 17-21.
7. Инновационные технологии в энергетике // под общ. ред. Н.В. Крючковой. - Иваново: Научная мысль, 2011. - 228 с.
8. Шиллинг Г-Д., Бонн Б., Краус У. Газификация угля. - М.: Недра, 1986. - 175 с.
9. Yates J.G. Fundamentals of fluidized chemical processes. - London: Butterworts, 1983. - 222 p.
10. Rao A.D. Combined cycle systems for nearzero emission power // Woodhead Publishing Series in Energy. - 2012. - № 32. - 357 p.
11. Increased efficiency of Topping cycle PCFB power plants / A. Robertson, W. Domeracki, D. Horazak, R. Newby, A. Rehmat // American Power Conference. - Chicago, Illinois, 1996. -P. 17-25.
12. System modeling of energy recuperated IGCC system with pre-and post-combustion CO2 capture / M. Kawabata, O. Kurata,
N. Iki, A. Tsutsumi // Applied Thermal Engineering. - 2013. -№54. - P. 310-318.
13. Khan J., Wang T. Implementation of demoisturization and devo-latilization model in multi-phase simulation of hybrid entrained and fluidized bed mild gasifier // International Journal of Clean Coal and Energy. - 2013. - № 2. - P. 35-53.
14. Hasegawa T. Gas Turbine Combustion and Ammonia Removal Technology of Gasified Fuels // Energies. - 2010. - № 3. -P. 335-449
15. Загрутдинов Р.Ш., Нагорнов А.Н., Сенчин П.К. Наладочные испытания газогенератров Lurgi и перспективы газогенераторных технологий // Ползуновский вестник. - 2007. - № 3. -С. 40-47.
16. Осипов П.В., Чернявский Н.В., Рыжков А.Ф. Изучение характера выгорания волчанского бурого угля в условиях кипящего слоя // Теплофизика и теплоэнергетика: сб. науч. статей. -Магнитогорск: МаГУ, 2010. - С. 96-99.
17. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Распопов И.В. Котлы и топки с кипящим слоем. - М.: Энергоатомиздат, 1996. - 352 с.
18. Дубинин А.М., Кагарманов Г.Р., Обожин О.А. Минитепло-электроцентраль на твердом топливе // Энергетик. - 2010. -№3. - C. 33-35.
19. Мунц В.А., Баскаков А.П., Ашихмин А.А. Расчет газообразования при горении твердого топлива в кипящем слое // ИФЖ. - 1988. - № 3. - С. 432-438.
20. Тодес О.М., Цитович О.Б. Аппараты с кипящим зернистым слоем: гидравлические и тепловые основы работы. - Л.: Химия, 1981. - 296 с.
21. Виленский Т.В., Хзмалян Д.М. Динамика горения пылевидного топлива. - М.: Энергия, 1978. - 498 c.
22. Эккерт Э.Р., Дрейк Р.М. Теория тепло- и массообмена / пер. с англ. под ред. А.В. Лыкова. - М.; Л.: Госэнергоиздат, 1961. -680 с.
23. Жоров Ю.М. Термодинамика химических процессов. Нефтехимический синтез, переработка нефти и природного газа. -М.: Химия, 1985. - 464 с.
Поступила 21.07.2014 г.
UDC 620.9:662.92; 658.264
TWO-ZONE AIR BLOW GAS GENERATOR WITH FLUIDIZED BED
Aleksey A. Dubinin,
Dr. Sc., Ural Federal University, 19, Mira street, Yekaterinburg, 620002, Russia.
Email: v.g.tuponogov@urfu.ru
Vladimir G. Tuponogov,
Dr. Sc., Ural Federal University, 19, Mira street, Yekaterinburg, 620002, Russia.
Email: v.g.tuponogov@urfu.ru
Aleksey F. Ryzhkov,
Dr. Sc., Ural Federal University, 19, Mira street, Yekaterinburg, 620002, Russia.
Email: af.ryzhkov@mail.ru
Yuriy A. Kagramanov,
Ural Federal University, 19, Mira street, Yekaterinburg, 620002, Russia.
Email: KagramanovYA@yandex.ru
Egor S. Labintsev,
Ural Federal University, 19, Mira street, Yekaterinburg, 620002, Russia.
Email: egor.labintsev@mail.ru
This paper considers the topicality of developing techniques for gas generation from solid fuels and its application in power installations, including cogeneration. Low temperature technologies with thermo-chemical coal conversion in fluidized bed reactors are the most perspective ones. The authors have developed the construction of two zone gas reactor with fluidized bed and studied its operation in set of electrical power station with gas pump engine cycles, or in combined cycles. The reactor works with air coal gasification. Zones of fuel input and product (clean synth-gas without resin) output the part of which is combusting in reactor for autothermal process running are separated. The authors propose the chemical-kinetic model of gasification to calculate the output synth-gas composition along the reaction zone height and at outlet from the reactor. The gasification process optimization along the temperature in gasification zone was done according to this model. The optimal temperature of the process corresponds to maximum output of synth-gas. The paper introduces the experimental data of theoretical calculations in gas reactor with fluidized bed. As a result, the optimal temperature value was determined as 820 °C, the output synth-gas part was 0,92 for Borodinsky coal. The output synth-gas with its composition and combustion heat values can be used as a low-cal fuel in combustion cameras of electrical power stations with gas pump engines and in combined cycles with two step air heating, that requires more researches and development of this technology
Key words:
Coal, volatile content, air, heat, gasification products, chemical efficiency factor, velocity constant, equilibrium.
The research was carried out at the Ural Federal University and financially supported by the Russian Scientific Fund (project number 14-19-00524).
REFERENCES
1. Korchevoy Yu.P., Maystrenko A.Yu., Topal A.I. Ekologicheski chistye ugolnye energotekhnologii [Clean coal technologies]. Kiev, Nauchnaya mysl Publ., 2004. 187 p.
2. Kubin M. Szhiganie tverdogo topliva v kipyashchem sloe [Coal combustion in fluidized bed]. Translated from Czech. Moscow, Energoizdat Publ., 1987. 112 p.
3. Tabakaev R.B., Kazakov A.V., Zavorin A.S. Perspektivnost niz-kosortnykh topliv Tomskoy oblasti dlya teplotekhnicheskogo is-polzovaniya [Prospects of low-grade fuels of Tomsk region for power needs]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 323, no. 4, pp. 41-46.
4. Rundygin Yu.A., Grigorev K.A., Skuditskiy V.E. Nizkotempera-turnaya vikhrevaya tekhnologiya szhiganiya tverdykh topliv: opyt vnedreniya, perspektivy ispolzovaniya [Low temperature vortex technology of solid fuel combustion: experience in introduction, prospects of application]. Vserossiysky nauchno-tekhnichesky seminar «Novye tekhnologii szhiganiya tverdogo topliva: ikh tekushchee sostoyanie i ispolzovanie v buduyushchem» [Russian scientific seminar. New technologies of coal combu-
stion: its current statement and future application]. Moscow, 23-24 Jan. 2001. pp. 286-295.
5. Shulman V.L., Zaytsev A.V., Bogatova T.F. Razvitie ugolnykh parogazovykh tekhnologiy [Coal IGCC technology development]. Sbornik dokladov konferentsii. Tekhnologii effektivnogo i ekolo-gicheski chistogo ispolzovaniya uglya [Collection of reports of the conference. Technologies of efficient and ecologically clean coal use]. Moscow, 2009. pp. 246-251.
6. Gordeev S.I., Valzev N.V., Bogatova T.F., Levin E.I., Shul-man V.L., Ryzhkov A.F., Abaimov N.A. O predproektnoy prora-botke gibridnoy ugolnoy PGU s vozdukhonagrevatelem [Hybrid coal IGCC with air heater design]. Elektricheskie stantsii - Electrical stations, 2012, no. 10, pp. 17-21.
7. Innovatsionnye tekhnologii v energetike [Innovative technologies in power engineering]. Ed. by N.V. Kryuchkova. Ivanovo, Nauchnaya mysl Publ., 2011. 228 p.
8. Shilling G-D., Bonn B., Kraus U. Gazifikatsiya uglya [Coal gasification]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 175 p.
9. Yates J.G. Fundamentals of liquidized chemical processes. London, Butterworts, 1983. 222 p.
10. Rao A.D. Combined cycle systems for nearzero emission power. Woodhead Publishing Series in Energy, 2012, no. 32, 357 p.
11. Robertson A., Domeracki W., Horazak D., Newby R., Rehmat A. Increased efficiency of Topping cycle PCFB power plant. Proc. of American Power Conference. Chicago, Illinois, April 9-11, 1996. pp. 17-25.
12. Kawabata M., Kurata O., Iki N., Tsutsumi A. System modeling of energy recuperated IGCC system with post-combustion CO2 capture. Applied Thermal Engineering, 2013, no. 54, pp. 310-318.
13. Khan J., Wang T. Implementation of demoisturization and devo-litilization model in multi-phase simulation of hybrid entrained and fluidized bed mild gasifier. International Journal of Clean Coal and Energy, 2013, no. 2, pp. 35-53.
14. Hasegawa T. Gas turbine combustion and Ammonia Removal Technology of Gasified Fuels. Energies, 2010, no. 3, pp. 335-449.
15. Zagrudtinov R.Sh., Nagornov A.N., Senchin P.K. Naladochnye ispytaniya gazogeneratorov Lurgi i perspektivy gazogenerator-nykh tekhnologiy [Adjustment tests of Lurgi gas reactors and gasgeneration technologies prospects]. Polzunovskiy vestnik, 2007, no. 3, pp. 40-47.
16. Osipov P.V., Chernyavskiy N.V., Ryzhkov A.F. Izuchenie kha-raktera vygoraniya volchanskogo burogo uglya v usloviyakh ki-pyashchego sloya [Studying the nature of volchansk coal combustion in fluidized bed]. Sbornik nauchnykh statey. Teplofizika i te-ploenergetika [Collection of reports of the conference. Heat power physics and thermal power engineering]. Magnitogorsk, 2010. pp. 96-99.
17. Baskakov A.P., Matsnev V.V., Raspopov I.V. Kotly i topki s kipy-ashchim sloem [Boilers and furnaces with fluidized beds]. Moscow, Energoatomizdat, 1996. 352 p.
18. Dubinin A.M., Kagarmanov G.R., Obozhin O.A. Miniteploelek-trotsentral na tverdom toplive [Mini power station on solid fuel]. Energetik, 2010, no. 3, pp. 33-35.
19. Munts V.A., Baskakov A.P., Ashikhmin A.A. Rasschet gazoobra-zovaniya pri gorenii tverdogo topliva v kipyashchem sloe [Calculation of gas generation from solid fuel in the fluidized bed]. IFZH, 1988, no. 3, pp. 432-438.
20. Todes O.M., Tsitovich O.B. Apparaty s kipyashchim zernistym slo-em: gidravlicheskie i teplovye osnovy raboty [Installations with fluidized beds: hydraulic and main bases of operation]. Leningrad, Khimiya Publ., 1981. 296 p.
21. Vilenskiy T.V., Khzmalyan D.M. Dinamika goreniyapylevidnogo topliva [Dust fuel combustion dynamics]. Moscow, Energiya Publ., 1978. 498 p.
22. Ekkert E.R., Dreik R.M. Teoriya teplo- i massoobmena [Thermo-mass transition theory]. Translated from English and ed. by A.V. Lykova. Leningrad, Gosenergoizdat Publ., 1961. 680 p.
23. Zhorov Yu.M. Termodinamika khimicheskikh protsessov. Nef-tekhimicheskiy sintez, pererabotka nefti i prirodnogo gasa [Thermodynamics of chemical processes. Oil synthesis, oil and natural gas processing]. Moscow, Khimiya Publ., 1985. 464 p.
Received: 21 July 2014.
