CC BY
6
ТЕХНОСФЕРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
[МЖ^Н
УДК 662.76 DOI: 10.30724/1998-9903-2022-24-6-143-152
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРМИЧЕСКОЙ УТИЛИЗАЦИИ ОТХОДОВ С ВНЕШНИМ И ВНУТРЕННИМ ПОДВОДОМ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Демин А.В.1, Демина Г.В.2
казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия 2Казанский федеральный университет, г. Казань, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3658-7830, [email protected]
Резюме: ЦЕЛЬ. Выявление оптимальных режимов для автотермического и аллотермического способов газификации растительной биомассы с точки зрения энергетических параметров генераторных газов, а также определение экологических показателей при последующем сжигании генераторных газов для получения тепловой энергии. РЕЗУЛЬТАТЫ. При моделировании процессов газификации использована нестехиометрическая модель, основанная на предположении, что химически реагирующая многокомпонентная смесь находится в состоянии термодинамического и химического равновесия, которому соответствует минимальное значение изобарно-изотермического потенциала. При моделировании горения генераторного газа в смеси с воздухом использована кинетическая модель проточного реактора идеального смешения и учитывается детальный механизм химического взаимодействия для реагирующей системы C-H-O-N-S. Теплота сгорания генераторного газа, полученного при паровой газификации и внешнем подводе тепловой энергии существенно выше, чем теплота сгорания газа, полученного при внутреннем подводе тепловой энергии. Однако значения энергетического потенциала и термохимического КПД весьма близки для обоих типов газификации. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Для растительной биомассы, имеющей заданный осредненный элементный состав, определены условия газификации, способствующие повышению степени конверсии исходных материалов в генераторный газ. В частности, для автотермического способа газификации максимальные расчетные значения энергетического потенциала сухого обеззоленного генераторного газа и термохимического КПД получены при коэффициенте избытка воздуха а ~ 0,32. Для аллотермического способа газификации максимальным расчетным значениям энергетического потенциала генераторного газа и термохимического КПД соответствует диапазон температуры газификации T ~ 1050-1100 K и массовая доля подводимого пара gH2O ^ 0,217. Для обеспечения этих условий потребуется подвод тепловой энергии за счет сжигания ~ 37 масс. % генераторного газа. Генераторный газ, полученный аллотермическим способом, имеет более высокие энергетические показатели, а негативное воздействие на окружающую среду при его последующем сжигании характеризуются меньшими удельными выбросами CO и CO2 в пересчете на тонну условного топлива.
Ключевые слова: биомасса; газификация; генераторный газ; горение; моделирование; численные исследования.
Для цитирования: Демин А.В., Демина Г.В. Экологические характеристики термической утилизации отходов с внешним и внутренним подводом тепловой энергии // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2022. Т. 24, № 6. С.143-152. doi:10.30724/1998-9903-2022-24-6-143-152.
ENVIRONMENTAL CHARACTERISTICS OF THERMAL UTILIZATION OF WASTE WITH EXTERNAL AND INTERNAL SUPPLY OF THERMAL ENERGY
AV. Demin1, GV. Demina2
1Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia 2Kazan Federal University, Kazan, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3658-7830, [email protected]
Abstract: THE PURPOSE. Identification of optimal regimes for autothermal and allothermic methods of gasification ofplant biomass in terms of energy parameters of generator gases, as well as determination of environmental indicators during subsequent combustion of generator gases to obtain thermal energy. METHODS. When modeling gasification processes, a non-stoichiometric model was used, based on the assumption that a chemically reacting multicomponent mixture is in a state of thermodynamic and chemical equilibrium, which corresponds to the minimum value of the isobaric-isothermal potential. When modeling the combustion of generator gas in a mixture with air, a kinetic model of a perfectly mixed flow reactor was used and the detailed mechanism of chemical interaction for the C-H-O-N-S reacting system was taken into account. The calorific value of generator gas obtained by steam gasification and external supply of thermal energy is significantly higher than the calorific value of gas obtained by internal supply of thermal energy. However, the values of the energy potential and thermochemical efficiency are very close for both types of gasification. RESULTS. For plant biomass with a given averaged elemental composition, gasification conditions are determined that increase the degree of conversion of initial materials into generator gas. In particular, for the autothermal gasification method, the maximum calculated values of the energy potential of dry ash-free generator gas and thermochemical efficiency were obtained at an excess air coefficient a ~ 0.32. For the allothermic gasification method, the maximum calculated values of the energy potential of the generator gas and the thermochemical efficiency correspond to the gasification temperature range T ~ 1050-1100 K and the mass fraction of the supplied steam gH2O ~ 0.217. To ensure these conditions, it will be necessary to supply thermal energy through combustion of ~ 37 wt. % generator gas. Generator gas produced by the allothermic method has higher energy performance, and the negative impact on the environment during its subsequent combustion is characterized by lower specific CO and CO2 emissions in terms of a ton of reference fuel. Keywords: biomass; gasification; generator gas; combustion; modeling; numerical research.
For citation: Demin AV, Demina GV. Environmental characteristics of thermal utilization of waste with external and internal supply of thermal energy. Power engineering: research, equipment, technology. 2022;24( 6 ):143-152. doi:10.30724/1998-9903-2022-24-6-143-152.
Введение. Литературный обзор
Биомасса считается возобновляемым источником энергии, нейтральным с точки зрения выбросов парниковых газов. Основными методами термохимической конверсии биомассы являются сжигание, пиролиз и газификация. Производство тепловой и электрической энергии за счет сжигания биомассы имеет невысокий коэффициент полезного действия (КПД). Пиролиз позволяет получать смесь высокомолекулярных углеводородов. Определенные ограничения на широкое использование технологий пиролиза накладывает сложность дальнейшей переработки получаемых жидких продуктов. Наиболее перспективными обоснованно считаются технологии газификации биомассы. В результате газификации образуется большое количество газообразных продуктов, содержащих горючие газы (H2, CO, CH4 и др.). На эффективность газификации влияют многие факторы, такие как вид газифицирующего агента, массовое соотношение газифицирующего агента и биомассы, начальная влажность биомассы, элементные составы органической и минеральной частей биомассы, конструкция газификатора, режимные характеристики (уровни температуры и давления, производительность) и т. д.
Актуальными научно-техническими задачами при модернизации существующих или создании новых газифицирующих установок являются повышение степени конверсии биомассы в генераторный газ, снижение затрат на осуществление процессов и уменьшение негативного воздействия на окружающую среду. Для решения такой комплексной задачи
необходимо применять теоретический анализ наряду с экспериментальными исследованиями. Известны затруднения, связанные с использованием результатов экспериментальных испытаний конкретных конструкций для создания других конструкций, отличающихся видом используемой биомассы и режимными характеристиками. Поэтому изучению процессов термической переработки биомассы и их математическому моделированию уделяется большое внимание [1-14]. Моделирование процессов проводят чаще всего с использованием равновесных или кинетических подходов [1, 5]. Наряду с равновесными и кинетическими моделями находят применение модели на основе методов CFD-моделирования и искусственных нейронных сетей [2, 4, 6, 7, 9, 10].
Газификация биомассы относится к числу перспективных технологий, как с точки зрения энергообеспечения, так и с точки зрения получения водорода и использованию генераторного газа как сырья в химических технологиях [3, 11]. Существенное практическое значение имеет исследование процессов, в целом характерных для пиролиза, газификации и сжигания [8, 12-14].
Следует отметить, что определение равновесного состава является частью многих задач высокотемпературной энергетики и характеризуется большим разнообразием методов расчета. Основы методов расчета термодинамического и химического равновесия представлены в работах А.П. Ваничева, В.П. Глушко, Я.Б. Зельдовича, А.В. Болгарского, В.Е. Алемасова, А.Ф. Дрегалина и др. Широкому применению равновесных моделей способствовали их основные преимущества: универсальность для различных видов исходных материалов и режимных параметров газификации; независимость от конструкции газификатора; возможность прогнозирования максимально достижимой степени конверсии биомассы.
В данной работе рассматриваются два способа организации процессов газификации биомассы. Первый способ основан на внутреннем подводе к реагирующей системе тепловой энергии, получаемой за счет сжигания части биомассы при значениях коэффициента избытка воздуха << 1 (далее тип газификации А). Газифицирующим агентом формально является воздух, но фактически - продукты неполного сгорания биомассы. Второй - на внешнем подводе тепловой энергии, получаемой при сжигании части генерируемого газа (далее тип газификации Б). Продукты сгорания горючего газа не смешиваются с продуктами газификации. Тепло, необходимое для газификации передается через внешнюю стенку реактора, а также идет на предварительный нагрев газифицирующего агента - водяного пара.
Основной целью работы является выявление оптимальных режимов для двух выбранных типов газификации с точки зрения энергетических параметров генераторных газов, а также определение экологических показателей при последующем сжигании генераторных газов для получения тепловой энергии.
Новизна результатов исследования заключается в том, что для типичного элементного состава растительной биомассы определены оптимальные режимные параметры газификации, а также проведена сравнительная оценка состава и количества выбросов загрязняющих веществ при сжигании генераторных газов, полученных двумя наиболее распространенными способами газификации. Принятый подход и полученные результаты имеют практическую значимость при создании или усовершенствовании установок для получения генераторных газов и их использовании в качестве топлива в тепловых энергоустановках.
Материалы и методы
Наиболее доступным ресурсом для производства генераторного газа из возобновляемых источников сырья является растительная биомасса (солома зерновых культур, лузга подсолнечника, древесные отходы, и др.), различные виды которой имеют примерно одинаковый элементный состав. При выполнении исследований принято, что условная биомасса представляет собой механическую смесь органической и минеральной частей с определенным влагосодержанием. Элементный состав условной биомассы был принят на основе анализа и обобщения известных данных [1, 2, 7, 10]. Состав органической части в сухом беззольном состоянии, масс. %: углерод 51,7065; водород 5,2531; кислород 41,8824; сера 0,124; азот 1,034. В составе минеральной части биомассы присутствуют соединения таких макрокомпонентов, как калий, кальций, кремний, магний. При выполнении расчетов учитывались следующие вещества, входящие в состав золы в мелкодисперсном конденсированном состоянии: K2O, CaO, SiO2, MgO. Состав золы, масс. %: калий 9,1251; кальций 24,2055; кремний 22,4723; магний 4,2557; кислород 39,9414. Массовая доля золы и влажность биомассы приняты равными 3 % и 8 %, соответственно. Низшая теплота сгорания биомассы определена по известной формуле Д.И. Менделеева
Qн = 16248 кДж/кг. Давление в реакционном объеме _р=0,101 МПа.
При моделировании процессов газификации использована нестехиометрическая модель, основанная на предположении, что химически реагирующая многокомпонентная смесь находится в состоянии термодинамического и химического равновесия, которому соответствует минимальное значение изобарно-изотермического потенциала. В конденсированной фазе находятся частицы золы, а также, в зависимости от условий организации процессов, может присутствовать часть углерода. Математическая модель газификации биомассы представлена системой уравнений, включающей нелинейные алгебраические уравнения в логарифмической форме: закон действующих масс (диссоциации); уравнения сохранения вещества; уравнение, устанавливающее равенство давления смеси и суммарного числа молей веществ; уравнение сохранения энергии [15].
При моделировании горения генераторного газа в смеси с воздухом использована кинетическая модель проточного реактора идеального смешения [16], согласно которой химическое взаимодействие в газовой фазе подчиняется основным положениям химической кинетики, в том числе закону действующих масс. Все химические превращения происходят в виде независимых друг от друга элементарных реакций, а механизм химического взаимодействия представлен совокупностью таких элементарных химических реакций. Для реагирующей многокомпонентной газовой смеси, состоящей из исходных реагентов, промежуточных и конечных продуктов сгорания (Ar, O, Н, N C, S, ТО, СО2, Н2, СН4, H2O,
н2s, к2, o2, с2н2, с2н4, с2н6, сн3, сн2, сн, с2н, C2H3, С2Н5, H2CO, HCO, HC2O, N2H2, КБ,
КН3, КН2, КБ, HNO, НСК CN, NCO, NO2, N2O, Ш, HO2, OH, NO, S2, SO, SO2, SO3), механизм химического взаимодействия включал 185 элементарных обратимых реакций. Сведения о химических реакциях были выбраны из базы данных [17].
Эффективность процессов газификации оценивалась с использованием следующих показателей:
Мпг - общая масса продуктов газификации, включающих газообразные вещества и
конденсированную фазу, кг;
М - масса сухого обеззоленного газа, получаемого при переработке 1 кг биомассы, кг/кг биомассы;
Ипг, Иб - удельные массовые энтальпии продуктов газификации при температуре газификации и биомассы при начальной температуре 293 К, кДж/кг, соответственно;
Н - низшая теплота сгорания сухого обеззоленного генераторного газа, кДж/кг;
т = Мпг (Ипг — Иб) / Яг - масса сухого обеззоленного газа, тепловая энергия
которого используется для осуществления процессов газификации 1 кг биомассы, кг/кг биомассы (для газификации типа А m = 0);
т20 - масса водяного пара, используемого при газификации 1 кг биомассы, кг/кг биомассы;
ёна = тно/(1 + тН0) - массовая доля водяного пара, используемого для газификации 1 кг биомассы;
0 = (М—т)-Н - энергетический потенциал сухого обеззоленного газа, полученного при переработке 1 кг биомассы, кДж;
П = Я- (М—т)-100/- термохимический КПД газификации биомассы, %.
Потери тепловой энергии не учитывались. Таким образом, полученные оценки основных показателей близки к своим идеальным теоретически достижимым значениям.
Результаты и их обсуждение
Основные результаты прогнозирования состава и параметров генераторного газа при газификации типа А приведены в табл. 1. Состав, значения удельной теплоты сгорания и масса получаемого газа приведены для сухого обеззоленного состояния.
Изменение концентраций газообразных веществ и основных параметров генераторного газа соответствуют известным закономерностям, например, [1, 10].
Характерный максимум концентрации СО выявлен при а ~ 0,32. С увеличением коэффициента избытка окислителя концентрация Н2 снижается, а концентрация N повышается. Кроме того, при значениях а < 0,31 в продуктах газификации присутствует углерод в конденсированном состоянии; массовая доля твердого углерода при а = 0,31 составляет 3,7 %, а при а = 0,30 - 8,2 %. Максимальные значения энергетического потенциала сухого обеззоленного генераторного газа и термохимического КПД процессов
© Демин А.В., Демина Г.В. газификации наблюдаются при а = 0,32.
Таблица 1
Состав и параметры генераторного газа при различных значениях коэффициента избытка воздуха
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации Коэффициент избытка воздуха а
0,30 0,31 0,32 0,33 0,34
СО, об. % 25,2967 25,7151 26,0377 25,9304 25,7885
Н2, об. % 21,0331 20,6933 20,4186 20,2896 19,894
СН4, об. % 0,74615 0,6970 0,59852 0,29611 0,11829
Н^, об. % 0,0339 0,0331 0,0323 0,0318 0,0314
С02, об. % 10,0489 9,7049 9,4008 9,2654 9,1742
N2, об. % 42,5606 42,8697 43,2188 43,885 44,6824
Нг, кДж/кг 5335 5325 5295 5158 5020
М, кг/кг биомассы 2,4581 2,5257 2,5895 2,6345 2,6774
е, кдж 13115 13449 13711 13590 13442
п, % 80,71 82,77 84,39 83,64 82,73
При исследовании процессов газификации типа Б, на основании предварительных расчетов, были установлены температурные диапазоны (Т = 1000-1260 К) и количества водяного пара (§"Н20 = 0,195-0,314), при которых достигается достаточно высокая эффективность газификации, оцениваемая по наибольшим значениям энергетического потенциала генераторного газа и термохимического КПД. Основные результаты прогнозирования состава и параметров генераторного газа приведены в табл. 2 - 4. Данные показаны для трех различных значений массы пара, участвующего в реакциях газификации.
Таблица 2
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации при различных температурах газификации (тН20 = 0,24324 кг/кг биомассы)
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации Температура газификации Т, К
1000 1050 1100 1175 1260
СО, об. % 40,051 44,719 47,012 47,5005 47,8121
Н2, об. % 49,9576 49,5023 49,6238 50,2194 50,2963
СН4, об. % 2,1853 1,3865 0,7361 0,1709 0,0357
Н^, об. % 0,0510 0,0469 0,0448 0,0442 0,04419
С02, об. % 7,2679 3,897 2,1555 1,642 1,3895
N2, об. % 0,48629 0,44737 0,42704 0,4221 0,42153
Нг, кДж/кг 15812 16507 16858 16933 16981
т, кг/ кг биомассы 0,35272 0,38267 0,40457 0,42092 0,43459
М, кг/ кг биомассы 1,0735 1,1474 1,1855 1,1865 1,1848
е, кДж 11396 12624 13165 12963 12740
п, % 70,14 77,69 81,02 79,78 78,40
Таблица 3
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации при различных температурах газификации (тН20 = 0,27778 кг/кг биомассы)
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации Температура газификации Т, К
1000 1050 1100 1175 1260
СО, об. % 40,0671 44,7085 45,4774 46,0961 46,5584
Н2, об. % 49,9738 49,5431 50,4729 50,7838 50,7369
СН4, об. % 2,1834 1,3714 0,4875 0,1013 0,0206
Н^, об. % 0,0487 0,0448 0,0440 0,0437 0,0438
С02, об. % 7,2614 3,9037 3,0976 2,557 2,2217
об. % 0,4647 0,4276 0,4198 0,4173 0,4178
Нг, кДж/кг 15820 16511 16622 16715 16786
т, кг/кг биомассы 0,36747 0,39877 0,41457 0,42947 0,44271
М, кг/кг биомассы 1,1243 1,2005 1,2023 1,2003 1,1965
е, кДж 11974 13237 13093 12883 12653
п, % 73,69 81,47 80,58 79,29 77,88
Таблица 4
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации при различных температурах газификации (mH2o = 0,31429 кг/кг биомассы)
Состав генераторного газа и показатели процесса газификации Температура газификации Г, К
1000 1050 1100 1175 1260
СО, об. % 40,0905 43,1176 43,9417 44,6903 45,3054
Н2, об. % 49,9905 50,5267 51,1778 51,2982 51,1669
СН4, об. % 2,1794 1,0374 0,347 0,0703 0,0141
Н^, об. % 0,0465 0,0439 0,0434 0,0433 0,0434
СО2, об. % 7,2484 4,8542 4,0755 3,4843 3,0552
Кг, об. % 0,44379 0,4193 0,41389 0,41299 0,41418
Нг, кДж/кг 15831 16269 16386 16498 16592
m, кг/кг биомассы 0,38326 0,40987 0,42402 0,43786 0,45105
M, кг/кг биомассы 1,1782 1,219 1,2184 1,2139 1,2084
Q, кДж 12585 13162 13016 12803 12565
п, % 77,45 81,01 80,11 78,80 77,33
Анализ полученных результатов позволил определить оптимальные режимы процессов паровой газификации, соответствующие максимальным расчетным значениям энергетического потенциала генераторного газа и термохимическому КПД (см. табл. 3): температурный диапазон T = 1050-1100 К; массовая доля подводимого пара £Н2О = 0,217.
При температурах газификации T < 1000 К в продуктах газификации отмечено наличие конденсированного углерода. Например, при температуре T = 1000 К массовые доли конденсированного углерода: gc = 4,8 % при gH2O = 0,195; gc = 3,2 % при gH2O = 0,217; gc = 1,6 % при gн2o = 0,314.
Из результатов расчетов следует, что теплота сгорания генераторного газа, полученного при паровой газификации и внешнем подводе тепловой энергии существенно выше, чем теплота сгорания газа, полученного при внутреннем подводе тепловой энергии. Однако значения энергетического потенциала и термохимического КПД весьма близки для обоих типов газификации.
Далее моделировались условия в камере сгорания при сжигании смеси воздуха и сухого генераторного газа, очищенного от конденсированной фазы, при различных коэффициентах избытка воздуха. Для вычислительных экспериментов были выбраны два варианта исходных данных по составу генераторных газов: 1 - генераторный газ, полученный при коэффициенте избытка окислителя а = 0,32 (см. табл. 1, тип генераторного газа А); 2 - генераторный газ, полученный при температуре T = 1050 К и массовой доле подводимого пара gH2O = 0,217 (см. табл. 3, тип генераторного газа Б).
Для двух типов генераторного газа в табл. 5, 6 приведены некоторые из результатов выполненных расчетов основных характеристик продуктов сгорания, включая выбросы таких загрязняющих веществ, как СО, СО2, КО2, SO2.
Таблица 5
Параметры продуктов сгорания при различных значениях
коэффициента избытка воздуха (тип генераторного газа А)_
Параметры Значения параметров
Коэффициент избытка воздуха а 1,0 1,2 1,4 1,6
Температура продуктов сгорания Г, К 1950 1858 1746 1644
Массовое соотношение воздуха и генераторного газа 1,3978 1,6773 1,9569 2,2364
Масса продуктов сгорания при сжигании одной тонны генераторного газа, т 2,3978 2,6773 2,9569 3,2364
Выбросы СО, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 22,351 5,5452 2,1778 1,3799
Выбросы СО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 620,7 647,69 652,87 653,78
Выбросы КЫО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 0,383 0,316 0,138 0,074
Выбросы БО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 0,856 0,857 0,857 0,857
Таблица 6
Параметры продуктов сгорания при различных значениях коэффициента избытка воздуха _(тип генераторного газа Б)_
Параметры Значения параметров
Коэффициент избытка воздуха а 1,0 1,2 1,4 1,6
Температура продуктов сгорания Г, К 2323 2202 2050 1900
Массовое соотношение воздуха и генераторного газа 4,4206 5,3047 6,1889 7,073
Продолжение таблицы 6
Масса продуктов сгорания при сжигании одной тонны генераторного газа, т 5,4206 6,3047 7,1889 8,073
Выбросы СО, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 87,359 13,889 2,262 1,139
Выбросы СО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 1266,7 1386 1406,3 1403,2
Выбросы ЫО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 21,975 20,687 6,854 1,615
Выбросы БО2, кг на 1 т сжигаемого генераторного газа 1,834 1,839 1,841 1,835
Изменение массовых долей указанных веществ в продуктах сгорания в зависимости от коэффициента избытка воздуха приведено на рис. 1, 2.
Рис. 1. Массовые доли загрязняющих веществ в продуктах сгорания генераторного газа (тип А) в зависимости от коэффициента избытка воздуха
Fig. 1. Mass fractions of pollutants in the combustion products of generator gas (type A) depending on the coefficient of excess air
10'
10
10
со
! ! 1
so, о/
—1—■]--- NO -—^
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
Коэффициент избытка воздуха
1.6
Рис. 2. Массовые доли загрязняющих веществ в продуктах сгорания генераторного газа (тип Б) в зависимости от коэффициента избытка воздуха
Fig. 2. Mass fractions of pollutants in the combustion products of generator gas (type B) depending on the coefficient of excess air
Из приведенных результатов видно, что для сжигания генераторного газа типа Б требуется большее количество воздуха, чем для сжигания генераторного газа типа А, поэтому и удельные показатели выбросов в пересчете на одну тонну сжигаемых газов выше для газа типа Б, по сравнению с такими же показателями для газа типа А. Однако сравнение экологических показателей продуктов сгорания для двух исследуемых типов генераторного газа наиболее целесообразно проводить по удельным показателям выбросов в пересчете на одну тонну условного топлива (табл. 7).
Таблица 7
Удельные выбросы загрязняющих веществ_
Тип генераторного газа Вещество Массовый выброс вещества, кг/т у. т., при различных значениях коэффициента избытка воздуха а
а =1,0 а =1,2 а =1,4 а =1,6
А NO, 2,118 1 ,748 0,766 0 ,411
SO2 4,741 4,745 4,745 4,742
CO 123,68 30,684 12,051 7,636
CO2 3434,6 3584 3612,6 3617,6
Б NO, 48,64 45,789 15,172 3,575
SO2 4,059 4,071 4,0767 4,063
CO 193,37 30,744 5,007 2,523
CO2 2803,8 3067,8 3112,7 3105,9
В камерах сгорания тепловых энергоустановок сжигание горючих газов, как правило, осуществляется при коэффициентах избытка воздуха а = 1,2-1,4. В таких условиях более высокий уровень температур характерен для горения генераторного газа типа Б, следствием этого являются и более высокие концентрации оксидов азота. Для их снижения разработаны и успешно применяются соответствующие способы организации рабочих процессов, например, ступенчатый подвод воздуха, нестехиометрическое сжигание и оптимизация времени пребывания реагирующей смеси в камере сгорания.
Из анализа приведенных в табл. 7 расчетных данных следует, что с точки зрения выбросов CO и CO2 практическое использование для получения тепловой энергии генераторного газа типа Б будет оказывать меньшее негативное воздействие на окружающую среду, чем использование генераторного газа типа А.
Заключение
Выполнены численные исследования процессов газификации растительной биомассы при внутреннем и внешнем подводе тепловой энергии и разных типах газифицирующих агентов.
Для растительной биомассы, имеющей заданный осредненный элементный состав, определены условия газификации, способствующие повышению степени конверсии исходных материалов в генераторный газ.
В частности, для автотермического способа газификации максимальные расчетные значения энергетического потенциала сухого обеззоленного генераторного газа и термохимического КПД получены при коэффициенте избытка воздуха а ~ 0,32.
Для аллотермического способа газификации максимальным расчетным значениям энергетического потенциала генераторного газа и термохимического КПД соответствует диапазон температуры газификации T ~ 1050-1100 K и массовая доля подводимого пара gH2O = 0,217. Для обеспечения этих условий потребуется подвод тепловой энергии за счет сжигания ~ 37 масс. % генераторного газа.
Генераторный газ, полученный аллотермическим способом, имеет более высокие энергетические показатели, а негативное воздействие на окружающую среду при его последующем сжигании характеризуются меньшими удельными выбросами CO и CO2 в пересчете на тонну условного топлива.
Литература
1. Puig-Arnavat M., Bruno J. C., Coronas A. Review and analysis of biomass gasification models // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2010. V. 14. pp. 2841-2851. doi: 10.1016/j.rser.2010.07.030.
2. Dipal Baruah, Baruah D.C. Modeling of biomass gasification: a review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2014. V. 39. pp. 806 - 815. doi: 10.1016/j.rser.2014.07.129.
3. Farzad S., Mandegari M., Gorgens J. A Critical review on biomass gasification, co-gasification, and their environmental assessments // Biofuel Research Journal. 2016. V. 3(4). pp. 483 - 495. doi: 10.18331/BRJ2016.3.4.3.
4. Aydinli B., Caglar A., Pekol S., et al. The prediction of potential energy and matter production from biomass pyrolysis with artificial neural network // Energy Exploration & Exploitation. 2017. V. 35(6). pp. 698 712. doi: 10.1177%2F0144598717716282.
5. Safarian S., Unn^orsson R., Richter C. A review of biomass gasification modelling // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019. V. 110. pp. 378 - 391. doi: 10.1016/j.rser.2019.05.003.
6. Ramos A., Monteiro E., Rouboa A. Numerical approaches and comprehensive models for gasification process: a review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019. V. 110. pp. 188 - 206. doi: 10.1016/j.rser.2019.04.048.
7. Mazaheri N., Akbarzadeh A.H., Madadian E., et al. Systematic review of research guidelines for numerical simulation of biomass gasification for bioenergy production // Energy Conversion and Management. 2019. V. 183. pp. 671 - 688. doi: 10.1016/j.enconman.2018.12.097.
8. Perera S., Wickramasinghe C., Samarasiri B., et al. Modeling of thermochemical conversion of waste biomass - a comprehensive review // Biofuel Research Journal. 2021. V. 8(4). pp. 1481 - 1528. doi: 10.18331/BRJ2021.8.4.3.
9. Kushwah A., Reina T.R., Short M. Modelling approaches for biomass gasifiers: a comprehensive overview // Science of the Total Environment. 2022. V. 834. pp. 155243. doi: 10.1016/j.scitotenv.2022.155243.
10. Ajorloo M., Ghodrat M., Scott J., et al. Recent advances in thermodynamic analysis of biomass gasification: a review on numerical modelling and simulation // Journal of the Energy Institute. 2022. V. 102. pp. 395 - 419. doi: 10.1016/j.joei.2022.05.003.
11. Tezer Ö., Karabag N., Öngen A., et al. Biomass gasification for sustainable energy production: a review / // International Journal of Hydrogen Energy. 2022. V. 47. Is. 34. P. 15419-15433. doi: 10.1016/j.ijhydene.2022.02.158
12. Павлов Г.И., Ахметшина А.И., Сабирзянов А.Н., и др. Разработка расчетной схемы камеры сгорания для сжигания щепы старых шпал // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 1-2. С. 3-13.
13. Таймаров М.А., Чикляев Е.Г. Разработка прямоточной пиролизной установки для пирогенетического разложения древесины // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2020. Т. 22. № 6. С. 68-78. doi:10.30724/1998-9903-2020-22-6-68-78.
14. Донской И.Г. Математическое моделирование газификации древесины с разложением смолистых продуктов на частицах активных компонентов // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 11-12. С. 107-117. doi:10.30724/1998-9903-2018-20-11-12-107-117.
15. Демин А.В. Оценка экологичности и эффективности процессов газификации биомассы // Вопросы современной науки и практики. Университет им. ВИ Вернадского. 2021. №. 1. С. 40-50. doi:10.17277/voprosy.2021.01.pp.040-050.
16. Naoumov V. I., Krioukov V.G., Abdullin A.L., et al. Chemical kinetics in combustion and reactive flows: modeling tools and applications. - Cambridge University Press, 2019. doi:10.1017/9781108581714
17. NIST Chemical Kinetics Database / J.A. Manion, R.E. Huie, R. D. Levin et al // NIST Standard Reference Database 17, Version 7.0 (Web Version), Release 1.6.8, Data version 2022. -Gaithersburg, Maryland : National Institute of Standards and Technology, 2022. Доступно по: http://kinetics.nist.gov. Ссылка активна на 10 июня 2022.
Авторы публикации
Демин Алексей Владимирович - профессор кафедры «Инженерная экология и безопасность труда», Казанский государственный энергетический университет.
Демина Галина Владимировна - доцент кафедры «Ботаника и физиология растений», Казанский федеральный университет.
References
1. Puig-Arnavat M., Bruno J. C., Coronas A. Review and analysis of biomass gasification models. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2010;14:2841-2851. doi: 10.1016/j.rser.2010.07.030.
2. Dipal Baruah, Baruah D.C. Modeling of biomass gasification: a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2014;39:806-815. doi: 10.1016/j.rser.2014.07.129.
3. Farzad S, Mandegari M, Görgens JA Critical review on biomass gasification, co-gasification, and their environmental assessments. Biofuel Research Journal. 2016;3(4):483-495. doi: 10.18331/BRJ2016.3.4.3.
4. Aydinli B, Caglar A, Pekol S, et al. The prediction of potential energy and matter production from biomass pyrolysis with artificial neural network. Energy Exploration & Exploitation. 2017;35(6):698-712. doi: 10.1177%2F0144598717716282.
5. Safarian S, Unn^orsson R, Richter C. A review of biomass gasification modelling. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019;110:378-391. doi: 10.1016/j.rser.2019.05.003.
6. Ramos A, Monteiro E, Rouboa A. Numerical approaches and comprehensive models for gasification process: a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019;110:188-206. doi: 10.1016/j.rser.2019.04.048.
7. Mazaheri N, Akbarzadeh AH, Madadian E, et al. Systematic review of research guidelines for numerical simulation of biomass gasification for bioenergy production. Energy Conversion and Management. 2019;183:671-688. doi: 10.1016/j.enconman.2018.12.097.
8. Perera S, Wickramasinghe C, Samarasiri B, et al. Modeling of thermochemical conversion of waste biomass - a comprehensive review. Biofuel Research Journal. 2021;8(4):1481-1528. doi: 10.18331/BRJ2021.8.4.3.
9. Kushwah A, Reina TR, Short M. Modelling approaches for biomass gasifiers: a comprehensive overview. Science of the Total Environment. 2022;834:155243. doi: 10.1016/j.scitotenv. 2022.155243.
10. Ajorloo M, Ghodrat M, Scott J, et al. Recent advances in thermodynamic analysis of biomass gasification: a review on numerical modelling and simulation. Journal of the Energy
Institute. 2022;102:395-419. doi: 10.1016/j.joei.2022.05.003.
11. Tezer O, Karabag N, Ongen A, et al. Biomass gasification for sustainable energy production: a review. International Journal of Hydrogen Energy. 2022;47(34):15419-15433. doi: 10.1016/j.ijhydene.2022.02.158
12. Pavlov GI, Akhmetshina AI, Sabirzyanov AN, et al. Development of the design scheme of the combustion chamber for burning of wood chips the old sleepers. Power engineering: research, equipment, technology. 2018;20(1-2):3-13. https://doi.org/10.30724/1998-9903-2018-20-1-2-3-13.
13. Taimarov MA, Chiklyaev EG. Development of a direct flow pyrolysis plant for pyrogenetic decomposition of wood. Power engineering: research, equipment, technology. 2020;22(6):68-78. doi:10.30724/1998-9903-2020-22-6-68-78.
14. Donskoy IG. Mathematical modelling of wood gasification with tarry products decomposition on active material particles. Proceedings of the higher educational institutions. ENERGY SECTOR PROBLEMS 2018;20(11-12):107-117. doI:10.30724/1998-9903-2018-20-11-12-107-117.
15. Demin AV. Evaluation of environmental friendliness and efficiency of biomass gasification processes. Problems of contemporary science and practice. Vernadsky university. 2021;1(79):40-50. doi:10.17277/voprosy.2021.01.pp.040-050.
16. Naoumov VI, Krioukov VG, Abdullin AL, et al. Chemical kinetics in combustion and reactive flows: modeling tools and applications. Cambridge University Press, 2019. doi:10.1017/9781108581714.
17. Manion JA, Huie RE, Levin RD.et al. NIST Chemical Kinetics Database. NIST Standard Reference Database 17, Version 7.0 (Web Version), Release 1.6.8, Data version 2022. Gaithersburg, Maryland: National Institute of Standards and Technology, 2022. Available at: http://kinetics.nist.gov. Accessed: 10 Jun 2022.
Authors of the publication
Alexey V. Demin - Professor of the Department «Engineering ecology and labor safety» of Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia.
Galina V. Demina - Associate Professor of the Department «Botany and Plant Physiology» of Kazan Federal University, Kazan, Russia.
Получено 22.11.2022г.
Отредактировано 28.11.2022г.
Принято 02.12.2022г.
