Исследование режимных параметров поточного газогенератора при газификации твердого топлива Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 662.76

С. С. Тимофеева, Г. Р. Мингалеева ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОТОЧНОГО ГАЗОГЕНЕРАТОРА

ПРИ ГАЗИФИКАЦИИ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Ключевые слова: газификация, твердое топливо, поточный газогенератор.

Представлены результаты исследования процесса газификации твердого топлива в поточном газогенераторе. Определено влияние температуры и доли рециркуляции генераторного газа на геометрические размеры газогенератора и время проведения процесса.

Keyswords: gasification, solid fuel, line gasifier.

The research results of firm fuel gasification process in the line gasifier are presented. Influence of temperature and a recirculation share of generating gas for the geometrical sizes of a gasifier and the time of carrying out of gasification process is defined.

Одними из способов повышения эффективности использования ископаемого твердого топлива является создание и внедрение экологически чистых, многоцелевых технологий, в которых органическая и минеральная масса служат ценным природным сырьем для производства электроэнергии и тепла, а также других видов товарной продукции. Одной из таких технологий является газификация твердого топлива, цель которой состоит в превращении топлива в генераторный газ путем неполного окисления газифицирующим агентом (воздухом, кислородом, паром или смесью указанных веществ) и использовании газа в качестве источника энергии, либо в качестве химического сырья. В развитых странах технологии газификации различных топлив активно внедряются на энергетических и химических предприятиях [1-3]. Перспективным является направление применения технологии газификации в парогазовых циклах с получением тепловой и электрической энергии [4]. В России в настоящее время технологии газификации носят опытнопромышленный характер.

Существуют различные модификации промышленных процессов газификации углей, наиболее распространенными из которых являются следующие технологии: в стационарном слое - по методу Lurgi, в кипящем слое - по методу Winkler, в потоке - по методу Koppers-Totzek [5]. Данные способы отличаются по конструктивным особенностям применяемых аппаратов, требованиям к исходному топливу и окислителю, режимным параметрам процесса газификации, системам очистки получаемого газа. Наиболее перспективной, на наш взгляд, является технология газификации пылевидного топлива в потоке. Повышенное давление и высокие значения температуры процесса газификации в поточных газогенераторах наряду с использованием кислородного и парокислородного дутья (особенно для низкореакционных видов твердого топлива) обеспечивают высокую, по сравнению с другими аппаратами, производительность процесса. Поточные газогенераторы благодаря значительным перспективам в развитии и достигнутым к настоящему времени по мощности и качеству показателям являются наиболее приемлемыми как для тепловых электростанций, так и для предприятий химической отраслей. Недостатки связаны с высокими требованиями к материалам, из которых изготавливается газогенератор, и, соответственно, с большими капитальными затратами на систему подготовки топлива и окислителя. Несмотря на данные недостатки, поточный газогенератор легко может быть включен в технологическую схему с уже имеющейся системой топливоподачи и топливоприготовления, что снижает затраты на внедрение и обслуживание данной технологии.

Выбор той или иной технологии газификации твердого топлива для оценки возможности ее применения в условиях конкретной тепловой электростанции должен осуществляться на основании результатов конструкторских, термодинамических и технико-

экономических расчетов. Газификация твердого топлива представляет собой сложный комплекс физико-химических преобразований, которые представляют собой относительно независимые процессы: прогрев и подсушка топлива, деструкция веществ топлива с выделением летучих, реагирование летучих веществ и газификация коксового остатка. Эти стадии имеют разную скорость, продолжительность и степень влияния основных режимных параметров на их протекание. При расчете этих показателей необходимо учитывать не только характеристики топлива, но и внешние условия процесса, связанные с конкретной конструкцией газогенератора (слоевой или поточный аппарат), а также способ движения топлива (прямоток или противоток).

Несмотря на многочисленные работы в области газификации, как следует из анализа литературных данных [6, 7], в настоящее время не существует достаточно надежных инженерных методов расчета газогенераторов, основанных на математическом моделировании, а также отсутствует нормативная документация по газификации. Поэтому авторами предлагается математическая модель поточного газогенератора, работающего под давлением, которая позволяет определить конструктивные характеристики аппарата и эффективность процесса газификации в зависимости от исходных характеристик топлива, режимных параметров и физико-химических факторов.

Физико-химические основы процесса газификации твердого топлива в поточном газогенераторе

В данной работе рассматривается процесс газификации твердого топлива в поточном газогенераторе вертикального типа, который представлен на рис. 1. В качестве топлива используется уголь. Для повышения эффективности процесса газификации предлагается нагревать частицы топлива, поступающего в газогенератор, горячими газами, отбираемыми в зоне реагирования. Рассмотрим более подробно процессы, происходящие в каждой зоне газогенератора.

Рис. 1 - Поточный газогенератор: I - зона подсушки угля; II - зона выделения летучих компонентов; III - зона газификации угля

Подготовленное топливо из системы сушки и пылеприготовления поступает в горелочные устройства поточного газогенератора, куда также направляются газы

рециркуляции, отбираемые на выходе из зоны газификации III. В I зоне происходит подсушка топлива за счет подвода тепла рециркулирующего генераторного газа. Подсушка топлива предполагает собой выделение физически связанной влаги и нагрев до температуры около 343К, и описывается следующим образом:

W0фсв ^ ^фсв, (1)

где W0фсв - исходное содержание физически связанной влаги в топливе, кг/кг исходного

топлива; ^фсв - количество испарившейся влаги в газовом объеме, кг/кг. Здесь и ниже все величины в уравнениях приведены к килограмму исходного топлива.

В зоне II происходит процесс термической деструкции вещества угольной частицы с выделением летучих веществ и образованием коксового остатка. Данный процесс осуществляется до температуры около 973К. В качестве летучих веществ предполагается выделение пирогенетической влаги, СО2, СО, Н2, Н2Э, N2 и СН4. Теоретически могут образовываться смола и некоторые углеводороды, в частности этан, но в незначительных количествах, поэтому при расчетах ими можно пренебречь. Выделение летучих веществ можно описать следующим образом:

чг ^ Чет, (2)

где члет - исходное содержание летучих веществ 1-го компонента, кг/кг; ет - содержание

летучих веществ 1-го компонента на выходе из зоны II, кг/кг.

В зоне III осуществляется подвод окислителя для осуществления процесса газификации, который протекает при высокой температуре порядка 1773 К и давлении, выше атмосферного. В качестве окислителя используется кислород либо его смесь с паром. Процессы, происходящие в зоне III, представляет собой газификацию коксового остатка и реагирование летучих, выделившихся в зоне II, диффундирующих к поверхности частицы. Процессы, происходящие в зоне III, описываются следующими уравнениями:

1) горение летучих компонентов: аг • Чг + ьг • °2Г - Сг • Хг; (3)

2) газификация коксового остатка: ай • Сй + Ьй • О2й - Сй • Хй, (4)

ау • Су + Ьу • Н2О - Су • Ху, (5)

а2 • с2 + Ь2 • Х2 - с2 • Х2; (6)

3) горение продуктов неполного окисления:

а 1 Х + ЬГ • °2Г - С • ХГ ; (7)

4) газификация продуктов полного и неполного окисления:

а| • Хт + Ь1 • Хг - С1 • ХИ (8)

где с - содержание углерода в топливе, кг/кг; О2 и Н2О - содержание кислорода и водяного пара в окислителе, кг/кг; Х - содержание продуктов полного и неполного окисления, кг/кг; г, Ь, у, 2, 1 I - номер реакции; а, Ь - стехиометрические коэффициенты.

В качестве основных реакций газификации коксового остатка выступают следующие уравнения:

С + О2 ^ СО2, (9)

2С + О2 ^ 2С, (10)

С + Н2О ^ СО + Н2, (11)

С + 2Н2О ^ СО2 + 2Н2, (12)

2СО + О2 ^ 2СО2, (13)

СО + Н2О ^ СО2 + Н2, (14)

С + СО2 ^ 2СО, (15)

Н2 + СО2 ^ СО + Н2О, (16)

С + Н2 ^ СН4, (17)

СО2 + 4Н2 ^ СН4 + 2Н2О, (18)

2СО + 2Н2 ^ СН4 + СО2, (19)

Н2 + О2 ^ Н2О . (20)

Уравнения (9)-(20) описывают с достаточной полнотой образование газообразных компонентов из угля. Образование смол и высших углеводородов не учитывается вследствие высокой температуры проведения процесса газификации. В зоне III образуются генераторный газ, зола и пыль, которые поступают в систему пыле- и газоочистки.

Математическая модель поточного газогенератора

Взаимосвязь протекающих при газификации процессов определяет специфику их расчетов, состоящую в том, что одинаково важное значение имеют уравнения материального, теплового балансов и уравнения гидродинамики и теплообмена, которые определяются, прежде всего, химическими превращениями между твердыми частицами топлива и газовой фазой окислителя, а также взаимодействием продуктов газификации.

На входе в газогенератор поступают потоки сплошной среды - частицы угля и газифицирующие агенты, которые характеризуются вектором входных переменных, к которым можно отнести:

- для частиц угля - расход, состав угля, размер, плотность, температура, скорость, теплоемкость и др.

- для окислителя - расход, состав окислителя, температура, давление, плотность, скорость, вязкость, теплопроводность, энтальпия, энтропия и др.

- для газа рециркуляции - расход, температура, давление, состав газа, плотность, скорость, вязкость, теплоемкость, теплопроводность, энтальпия, энтропия и др.

Расчет газогенератора проводится по зонам. Для зоны I справедлива следующая система уравнений:

ГЭуо + дрго - 9у, + 9вл,+ 9р,

Чуо + ^рго - Чу, + Чвл, + Чрг, + Чп,,

= _к (Уо - и,), (21)

ат, ;

с1у; * с1т;

т;^-1 = 1 Р|,+ у,—^

О Т\ |-1 О Т\

где дуо и Чуо - расход и теплота угля, поступающего в I зону газогенератора, кг/кг исходного

топлива и кДж/кг; дрго и Чрго - расход и теплота газа рециркуляции, поступающего в I зону

газогенератора, кг/кг и кДж/кг; ду, и Чу, - расход и теплота угля на выходе из I зоны, кг/кг и

кДж/кг; двл, и Чвл, - расход и теплота испарившейся влаги на выходе из I зоны, кг/кг и

кДж/кг; дрг, и Чрг, - расход и теплота газа рециркуляции на выходе из I зоны, кг/кг и кДж/кг;

Чп, - тепловые потери в I зоне; ио, и, - начальное и конечное содержание влаги, кг/кг; ки, -

константа скорости испарения влаги из угля, 1/с; т - время, сек; т - масса частицы, кг; V -

к

скорость частицы, м/с; I Р| - силы, действующие на частицу угля, Н; !=1,...к - количество

1-1

сил, действующих на частицу.

Система (21) включает в себя уравнения материального и теплового баланса, испарения влаги [8], движения частицы переменной массы. Неизвестными величинами в системе уравнений (21) являются количество теплоты и время, требуемые для испарения влаги из угля, скорость газового потока и частицы на выходе из I зоны. На основании этих данных определяется длина I зоны.

Скорости реакций выделения летучих компонентов и газификации определяются с использованием кинетической модели [9]. Скорость частицы на выходе из I зоны определяется на основании движения выгорающей частицы в газовом потоке [10]. Совокупность сил, действующих на частицу, движущуюся в потоке горячего газа, может быть ограничена следующими силами: силой тяжести, силой лобового сопротивления и подъемной силой. Сила лобового сопротивления вычисляется по выражению [10]:

1

Рлс -- с^Рг ^ - V, (22)

2

где Рлс - сила лобового сопротивления, Н; с - коэффициент сопротивления шара; ^ - площадь миделева сечения частицы, ^ - п82 / 4, м2; 8 - диаметр частицы, м; рг - плотность газа,

кг/м3; w - скорость газового потока, м/с; V - скорость частицы, м/с.

Коэффициент с в уравнении (22) определяется по методике, представленной в [10].

Сила тяжести определяется следующим образом:

Рт - д(тч -тг), (23)

где Рт - сила тяжести, Н; д - ускорение свободного падения, м/с2; тч - масса частицы, для

шара тч - п8ъ рч /6, кг; рч - плотность частицы, кг/м3; тг- масса вытесненного частицей

газа, тг - тг82 рг /6, кг; рг - плотность газового потока, кг/м3.

Подъемная сила определяется по следующему выражению:

Рп -РгдЧч, (24)

где рг - плотность газа, кг/м3; Чч - объем частицы, м3.

Для зоны II справедлива следующая система уравнений:

ду, + двл, + дрг, - ду , , + дрг, , + длет,^

Чу ; + Чвл, + Чрг ; - Чу ; ; ^ Чрг ; ; ^ Члет ; ; ^ ЧТС ; ; ^ Ч ^

Н\/ т в

ОТ=-е <25>

0 т\; П=1 ]=1

Су, , * От, ,

т; ,^ = 1 Р| ,+ V ^ -Ст|, 1=1 С Т1,

где длет, , и Члет, , - расход и теплота летучих компонентов, выделившихся из топлива в II зоне,

кг/кг и кДж/кг; Чтс, , - теплотворная способность летучих компонентов, кДж/кг; Чп , - тепловые

потери во II зоне, кДж/кг; V - концентрация летучего компонента в газовой фазе, кг/кг; П=1,...т - количество учитываемых парогазовых компонентов; ]=1,...в - количество стадий выделения П-го компонента; 1=1,.к - количество сил, действующих на частицу.

Неизвестными величинами в системе уравнений (25) являются количество летучих компонентов, которые определяются на основании расчета, время пребывания частиц во II зоне, скорость газового потока и частицы на выходе из II зоны. На основании этих величин определяется длина II зоны.

Для зоны III справедлива следующая система уравнений:

9уи + Эрг,, + 9лети + 9ок = 9з1И + 9г

ЧУ|| + 9рг, I + 9лети + Чок + Чтси + Чтси Чзш + Чггш + 9тсггш + 9пи|

-с Г к у 0 2

-Г1 = “Г£^,га^агг02г +Хкс,уаусЭуН2О у +Укс,а,санО2- + Хкс,2а2с2*ХЬг + (26)

а Г, І г=і у=і -=1 и=1

+ У кр,а, Х а-02- +Е кр,а,Х'ХЬ

Г=1 1=1

т = ур + у Нтш

||| ^ _ ^Г1|И + '/і , >

Огт і=1 ОГм|

где док и Чок - расход и теплота окислителя, поступающего в III зону, кг/кг и кДж/кг; д и

4 - расход и теплота золы, образовавшейся при газификации в III зоне, кг/кг и кДж/кг; Ч -

теплота генераторного газа, кДж/кг; Чтсгг, , , - теплота сгорания генераторного газа, кДж/кг; Чп , , ,

- тепловые потери в III зоне, кДж/кг, О2 и Н2О - концентрация кислорода и водяного пара, кг/кг; с - концентрация углерода, кг/кг; Г=1,...К - число учитываемых парогазовых компонентов; у=1,...У, 0=1,...й - число реакций, описывающих процесс газификации кокса; 2=1,...2 - число реакций, составляющих процесс газификации нелетучего остатка; f=1,...F -число реакций, составляющих горения продуктов неполного окисления; 1=1,... Ь - число реакций, составляющих процесс образования продуктов газификации; 1,...к - количество сил, действующих на частицу.

Неизвестными величинами в системе уравнений (26) являются количество генераторного газа, концентрация основных компонентов газа, время газификации в III зоне, скорость газового потока на выходе из III зоны. В результате определения данных параметров рассчитывается длина III зоны и всего газогенератора.

Основные результаты

На основании полученной модели были проведены расчеты для определения времени газификации и длины газогенератора при поточной газификации на парокислородном дутье. Расчет проводился для березовского бурого угля с размером частиц пыли около 500 мкм. При расчетах предполагалось, что прогрев частиц топлива в газогенераторе происходит за счет теплообмена между топливом и потоком рециркулирующих горячих газов, которые с помощью конструктивных мероприятий возвращаются в газогенератор для увеличения подвода тепла и улучшения условий газификации. Подвод окислителя осуществляется непосредственно в зону газификации. Расчеты были проведены в диапазоне температур газификации 1173-1773К и различной долей рециркуляции от 1 до 10 %. Результаты расчета времени газификации и длины газогенератора представлены на рис. 2, 3. Из представленных графиков можно сделать следующие выводы. При изменении доли рециркуляции генераторного газа и температуры газификации, последняя, в свою очередь, мало влияет на изменение длины газогенератора, однако при этом меняется время газификации. Оптимальными условиями проведения газификации, на наш взгляд, являются температура газификации от 1100 до 1573 К, а доля рециркуляции генераторного газа должна составлять от

5 % до 10 %. В результате прогрева частиц топлива улучшается процесс выхода летучих, что способствует существенной интенсификации процесса газификации в целом. В случае прогрева топлива окислителем, подаваемым непосредственно в зону подготовки топлива к газификации, данные процессы замедляются, и поэтому целесообразнее было бы его подавать

III

в зону газификации, тем самым обеспечивая наиболее полную газификацию коксового остатка.

Рис. 2 - Зависимость длины газогенератора от доли рециркуляции генераторного газа при температуры газификации 1373 К

Рис. 3 - Зависимость времени газификации от доли рециркуляции генераторного газа при различных температурах газификации

Выводы

Разработана математическая модель поточного газогенератора, позволяющая определить конструктивные характеристики аппарата, показатели процесса газификации в

зависимости от исходных характеристик топлива, режимных параметров, физико-химической стороны протекания процесса. Проведенные исследования процесса газификации угля в поточном газогенераторе, работающим под давлением, показывают, что для обеспечения оптимальных условий проведения процесса необходимо поддерживать температуру газификации на достаточно высоком уровне. Эффективным мероприятием является подвод рециркуляции генераторного газа, которое, в свою очередь, способствует снижению затрат на подогрев окислителя.

Литература

1. Шестаков, Н.С. Современные тенденции развития систем газификации угля / Н.С. Шестаков, А.Э. Лейкам, Д.Ф. Серант, Е.Е. Русских // Промышленная теплоэнергетика. - 2009. - №2. - С. 2-9.

2. Саламов, А.А. Парогазовые установки с газификацией топлива / А.А. Саламов // Теплоэнергетика. - 2002. - №6. - С. 74-77.

3. Ольховский, Г.Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 2003. - № 9. - С. 7-18.

4. Шабанов, В.Ф. Фундаментальные основы комплексной переработки углей КАТЭКа для получения энергии, синтез-газа и новых материалов с заданными свойствами / В.Ф. Шабанов, Б.Н. Кузнецов, М.Л. Щипко, Т.Г. Волова, В.Ф. Павлов. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - 219 с.

5. Химические вещества из угля / Под ред. И.В. Калечица. - М.: Химия, 1980. - 616 с.

6. Канторович, Б.В. Основы теории горения и газификации твердого топлива / Б.В. Канторович. - М.: Издательство АН СССР, 1958. - 598 с.

7. Вандышева, С. С. Исследование термодинамических параметров процесса газификации под давлением в поточном газогенераторе / С.С. Вандышева, Г.Р. Мингалеева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №2. - С.171-176.

8. Бойко, Е.А. Исследование процесса испарения влаги канско-ачинских углей при термообработке / Е.А. Бойко // Журнал прикладной химии. - 1998. - Вып.10. - С. 1736-1741.

9. Пятыгина, М.В. Определение скоростей реакции при термохимическом разложении органической массы угля / М.В. Пятыгина, Г.Р. Мингалеева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №2. - С.191-195.

10. Померанцев, В.В. Основы практической теории горения / В.В. Померанцев, К.М. Арефьев, Д.Б. Ахмедов - Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 312 с.

© С. С. Тимофеева - лаб. моделирования систем производства энергии, Исследовательский центр проблем энергетики Казанского научного центра РАН, асп. каф. оборудования пищевых производств КНИТУ zvezdochka198512@mail.ru; Г. Р. Мингалеева - д-р техн. наук, зав. лаб. моделирования систем производства энергии, Исследовательский центр проблем энергетики Учреждения Российской академии наук КазНЦ РАН, mingaleeva-gr@mail.ru.