CC BY
20УДК 621.4: 662.7
ПОДГОТОВКА И ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЁРДЫХ БЫТОВЫХ ОТХОДОВ В ДВУХЗОННЫХ ГАЗОГЕНЕРАТОРАХ ПРЯМОГО ПРОЦЕССА,
РАБОТАЮЩИХ В СОСТАВЕ МИНИ-ТЭЦ И КОМПЛЕКСОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СИНТЕТИЧЕСКИХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ
Р.Ш. Загрутдинов1, В.Н. Негуторов1, Д.Г. Малыхин2, П.К. Сеначин2,5, М.С. Никишанин3, С.А. Филипченко4
Рассмотрены проблемы энергетического использования твердых бытовых отходов, в том числе их подготовка и газификация в двухзонных газогенераторах прямого процесса с двойной зоной горения, для работы в составе мини-ТЭЦ. Приведены принципиальная схема и баланс энергетических потоков мини-ТЭЦ. Приведены описание и принципиальная схема комплекса по производству синтетического жидкого топлива из полученного генераторного газа и рассмотрены его состав и качество.
Ключевые слова: бытовые отходы, брикетирование, газификация, двухзонные газогенераторы, мини-ТЭЦ, синтетическое жидкое топливо.
Введение
Твердые бытовые отходы (ТБО) являются отходами непроизводственной сферы, образующимися в результате бытовой деятельности населения. Они состоят из изделий и материалов, непригодных для дальнейшего использования в быту. Это отходы накапливаемые в жилом фонде, учреждениях и предприятиях общественного назначения (школах, зрелищных и детских учреждениях, гостиницах, столовых и т.п.). К ТБО также относятся отходы, образующиеся в жилых зданиях (включая отходы от текущего ремонта квартир и отходы продуктов сгорания систем местного отопления), уличный смёт, опавшие листья, а также крупногабаритные предметы домашнего обихода. Состав и объем ТБО разнообразны (зависят от страны и местности, времени года и прочих факторов). Бумага и картон составляют наиболее значительную часть ТБО (до 40% в развитых странах). Далее по величине в России - это органические (в т.ч. пищевые) отходы; металл, стекло и пластик составляют по 7-9% от общего количества отходов. Примерно по 4% приходится на дерево, текстиль и резину. Количество ТБО в России увеличивается, а их состав (особенно в крупных городах) приближается к составу ТБО в западных странах с относительно большой долей бумажных отходов и пластика.
Основным способом термической переработки ТБО на сегодня является их прямое сжигание. Известны также технологии, основу которых составляют процессы газификации, пиролиза, сжигания в шлаковом расплаве и
т.д., в том числе с использованием плазма-тронов, но они имеются в незначительных количествах и практически не влияют на количественную утилизацию. В настоящее время в мире эксплуатируется более 2 тыс. установок, сжигающих ТБО на механических колосниковых решетках, около 200 топок для термической переработки отходов в кипящем слое, примерно 20 барабанных печей, где сжигают ТБО, а также единичные установки с использованием пиролиза и газификации.
Мусоросжигание (один из сложных и технологичных вариантов обращения с отходами) требует предварительной обработки ТБО (с получением так называемого извлеченного топлива). При разделении из ТБО удаляют крупные объекты и металлы (магнитные и немагнитные), а затем дополнительно измельчают. Для уменьшения вредных выбросов также извлекают батарейки и аккумуляторы, пластик и листья. Сжигание неразделенного потока отходов в настоящее время считается чрезвычайно опасным. Для установок массового сжигания (МСЗ) производительностью от 100 до 3000 тонн в сутки капитальные затраты в США колеблются от 80 до 100 тыс. долларов на единицу мощности (тонна сжигаемых отходов в сутки). В эту цену не входит цена устройств подготовки отходов. Эксплуатационные расходы составляют около 20 долларов за тонну ТБО. Следует также иметь в виду, что время, необходимое на проектирование и постройку МСЗ в США в среднем составляет 5-8 лет.
Известно [1], что особенностями установок, сжигающих ТБО, по сравнению с тради-
ционными котлами являются:
• необходимость сжигать их с большими избытками воздуха (а=1,8) из-за широкого диапазона изменения теплоты сгорания и состава компонентов ТБО;
• обязательная выдержка газообразных продуктов сгорания при температуре более 850 °С в течение 2 с и более для деструкции органических загрязнителей, в первую очередь, полихлорированных дибензодиоксинов и фуранов (ПХДД/ПХДФ);
• ограничение температуры дымовых газов на входе в конвективные поверхности (не более 750 °С) по условиям минимизации шлакования этих поверхностей;
• поддержание оптимальной для работы системы газоочистки температуры дымовых газов на выходе из котла (обычно 180...200 °С);
• применением многоступенчатой системы газоочистки.
Конкретных данных по теплоте сгорания ТБО в литературе и статьях представленных в интернете практически не имеется. Это, по-видимому, связано с неоднородностью их состава (по местным условиям, сезонности, также степени предварительной сортировки). Пока можно ориентироваться на принятую при проектировании московских спецзаводов по переработке ТБО в энерготехнологических установках теплоту сгорания 6280 кДж/кг (1500 ккал/кг) [1].
При этом следует учитывать и экологические воздействия МСЗ, которые в основном связаны с загрязнением воздуха мелкодисперсной пылью, оксидами серы и азота, фу-ранами и диоксинами. Серьезные проблемы возникают также с захоронением золы от му-соросжигания, которая по массе составляет до 30% от исходной массы ТБО и которая в силу своих физических и химических свойств не может быть захоронена на обычных свалках. Для безопасного захоронения золы применяются специальные хранилища с контролем и очисткой стоков.
Таким образом, мусоросжигание может быть только одним из компонентов комлекс-ной программы утилизации ТБО.
Более высокотехнологическим видом утилизации ТБО является их стадийное сжигание с газификацией при недостаточных избытках воздуха, с разделением потоков газообразных продуктов газификации на «чистый» и «грязный» газ. При этом «грязный» газ сжигается в топках котлов с выработкой тепловой и электрической энергии, а «чистый» газ направляется либо на производство бо-
лее ценных продуктов, например жидкого синтетического топлива (ЖСТ), других химических продуктов, либо на непосредственную выработку электроэнергии в ГПЭС или ГТУ.
Газификация ТБО, как и его сжигание позволяет примерно в 3 раза уменьшить массу отходов, устранить некоторые неприятные свойства (запах, выделение токсичных жидкостей, бактерий, привлекательность для птиц и грызунов) и получить дополнительную тепловую и электрическую энергию.
При этом предлагаемые схемы характеризуются большой гибкостью и маневренностью в энергообеспечении. Станции с несколькими газогенераторами и оборудованные также несколькими паровыми котлами и ГПЭС (или ГТУ) позволяют обеспечивать пиковые нагрузки и минимумы не только изменением мощности газогенераторов, но и быстрым включением и отключением отдельных электрогенераторов.
Наиболее существенным положительным моментом предлагаемого проекта является то, что в качестве топлива используются твёрдые бытовые отходы, количество которых уже невозможно утилизировать традиционным способом. Газификация является более высокотехнологическим видом утилизации твёрдых бытовых отходов (ТБО), по сравнению с распространённым в мире сжиганием их в мусоросжигательных печах.
Предлагаемый процесс утилизации сортированного ТБО (из которых предварительно отделены магнитный и немагнитный металл, стекло, бетонные и др. строительные включения, состоит из следующих этапов:
• предварительное измельчение ТБО до размеров 3-10 мм;
• торрефакция (или торрефакация от английского №п^асайоп, т.е. «поджаривание») измельчённого ТБО при температурах, при которых ещё не происходит термического разложения полиэтиленов, пластиков и другой органики;
• брикетирование торрефакцированного материала ТБО;
• газифицирование брикетов ТБО в двухзонном газогенераторе прямого процесса с отбором «чистого» газа на технологию (производство электроэнергии, ЖСТ, продуктов химии и пр.) и «грязного» газа на дожигание в паровых котлах с дальнейшим использованием пара для выработки электроэнергии.
Обработка и брикетирование ТБО
Бытовые отходы, которые накапливаются в быту и в учреждениях, все, что не отно-
сится к промышленным и канализационным отходам (мусор, пищевые отходы, макулатура, изношенная одежда, старая бытовая техника и др.). Количество ТБО неуклонно возрастает из-за увеличения численности городского населения и изменения образа жизни (связанного с использованием одноразовой посуды, различных емкостей, оберточных и упаковочных материалов и т.д.).
По экспертным данным состав городских бытовых отходов примерно таков: бумага -41%, пищевые отходы - 21%, стекло - 12%, железо и его сплавы - 10%, пластмассы - 5%, древесина - 5%, резина и кожа - 3%, текстиль - 2%, алюминий - 1%, другие металлы - 0,3 %. По другим оценкам состав современных ТБО несколько отличен и выглядит примерно следующим образом: бумага и картон - 41%, мусор - 17,9%, резина, кожа и древесина - 8,1%, пищевые отходы - 7,5%, металлы - 8,7 %, стекло - 8,2%, остальное - 8,6%. Различие состава связано с тем, что доля отдельных компонентов изменяется в зависимости от источника (город, село), уровня жизни, времени года и т.д. Город с населением в 1 млн. человек ежесуточно производит примерно 2 тыс. тонн ТБО.
Торрефакция ТБО представляет собой «мягкий» пиролиз (т.е. нагрев без доступа воздуха) биомассы, который протекает при температурах 200-320 °С и атмосферном давлении. Для сравнения характерная температура пиролиза, например, на заводах по утилизации бытовых отходов составляет 400600 °С. Скорость нагрева торрефакции обычно ниже 50 °С/мин, время процесса - 20-60 мин. Сырьё, подвергшееся подобной процедуре, обладает следующими преимуществами, по сравнению с исходным материалом:
• повышенная энергоёмкость по сравнению с традиционным сырьём за счёт уменьшения общей массы после испарения влаги и разложения некоторых негорючих веществ, например карбонатов;
• торрефакцированный материал более устойчив к поглощению влаги и его влажность сохраняется на уровне 2-3 %;
• происходит некоторое обугливание материала, но при этом соотношение прочности и хрупкости является более оптимальным, чем у исходного материала.
В процессе торрефакции из биомассы извлекается влага, капиллярная и гигроскопичная, а также летучие вещества, образующиеся в ходе частичного разложения цепочек полимеров - целлюлозы и лигнина. Это уменьшает массу материала на 20-30% и од-
новременно приводит к увеличению удельной теплоты сгорания.
Одним из наибольших преимуществ процесса торрефакции является превращение разнообразных материалов (как по влажности так и по размерам) в практически однообразное сырьё для изготовления брикетов. Брикеты, изготовленные из подобного сырья отличаются практически чёрным цветом, более высокой энергоемкостью, и более удобны в транспортировке и для газификации.
Существует два способа торрефакции: постоянный и метод «неподвижного слоя». В первом случае «обжаривание» происходит в процессе транспортировки сырья на транспортёре или шнеке, в этом случае сырьё должно быть предварительно высушено и иметь однообразную форму. Нагрев также может осуществляться от прямого контакта материала с поверхностью нагревательных элементов, также может использоваться косвенный нагрев от промежуточного теплоносителя.
Метод «неподвижного слоя» использует несколько другой подход. Процесс происходит при присутствии инертного газа, температура которого изменяется в течение процесса в соответствии с технологией процесса. В данном случае нагрев осуществляется методом конвекции, однако следует заметить, что процессы сушки и торрефакации должны быть разнесены во времени. С экономической точки зрения при использовании метода «неподвижного слоя» возможна экономия затрат на сушку сырья, так как процесс является замкнутым, а рекуперация водяного пара (что является непростым техническим решением даже не сегодняшний день) может принести дополнительный доход.
Предлагаемый процесс брикетирования торрефакцированного материала ТБО будет выглядеть следующим образом:
• Охрупченный торрефакцированный материал ТБО домалывается до фракции (размера) 3 мм с преимущественным содержанием частиц до 1 мм. Это может быть сделано молотковой дробилкой или вибромельницей, например, дробилкой Д-Ар - 55, производительностью до 15 т/ч и установленной мощностью 11 кВт. Возможно использование для домола механоактиваторов.
• Далее размолотый материал и связующий материал подаются в бункер оборудованный дозаторами с системой виброактивации для исключения зависания влажного, липкого материала.
Промышленно-выпускаемые такие уст-
ройства (дозаторы для материала высокой вязкости и адгезии) нам неизвестны, поэтому, скорее всего, их можно будет изготовить силами предприятия ООО «Брикетные технологии», такие проработки есть. Установленная мощность дозаторов ориентировочно составляет 3 кВт. Бункеры нестандартные.
• Вместе с исходным материалом ТБО и связующими материалами вся эта масса подаётся в общий шнек, который транспортирует всю массу в брикетный комплекс, при этом происходит предварительное перемешивание, усреднение массы. Конструкция шнека является оригинальной разработкой ООО «Брикетные технологии», изготавливается этим же предприятием. Установленная потребляемая мощность 5-7 кВт.
• Предварительно подготовленная масса, шихта равномерно подаётся в приёмное устройство брикетного комплекса. Комплекс оснащён смесителем, механоактиватором для дополнительной пластификации, смешивания шихты и прессуется, брикетируется в брикет заданного размера. Получаемый брикет разогревается до 85-90 °С, что способствует более интенсивному испарению
влаги и набиранию прочности брикета. Установленная мощность такого комплекса производительностью 2,5 т/ч составляет 55 кВт, 5 т/ч - 90 кВт.
В итоге среднее удельное потребление электроэнергии составляет до 30 кВт на тон-
ну получаемого брикета. Весь комплекс может работать в автоматическом режиме.
Газифицируются цилиндрические брикеты кольцевого типа с наружным диаметром 40 мм и внутренним диаметром канала 10-15 мм. Длина брикета - 50-60 мм.
Некоторые сведения о газификации ТБО
Опыт газификации ТБО в России, как впрочем, и в мире крайне незначителен. В России это установка в г. Черноголовка. В Институте проблем химической физики РАН разработан метод термической переработки горючих отходов, основанный на использовании физического явления - фильтрационного горения в сверхадиабатических режимах, при которых температура в зоне реакции существенно превышает адиабатическую температуру горения.
Эта технология термической переработки основана на двухстадийной схеме (Рисунок 1). На первой стадии перерабатываемый материал подвергается паровоздушной газификации в сверхадиабатическом режиме горения. Получаемый при этом энергетический продукт-газ (содержащий водород Н2, окись углерода СО и в ряде случаев углеводороды или другие органические соединения) сжигается на второй стадии в обычных устройствах (например, паровых или водогрейных котлах) с получением тепловой и электрической энергии.
Рисунок 1 - Схема процесса термической переработки горючих отходов с получением тепловой и электрической энергии
Газификацию осуществляют в реакторе-газификаторе шахтного типа при реализации сверхадиабатического режима горения в «плотном» слое. Специфической особенностью данного процесса является такая его
организация, что выделяющееся при горении тепло не выводится из реактора (твердые и газообразные продукты выходят из реактора при относительно низких температурах), а концентрируется в зоне газификации и ис-
пользуется на получение водорода из воды и частично окиси углерода из углеродосодер-жащих соединений.
Перерабатываемое сырье загружается в реактор сверху через шлюзовую камеру. Снизу подаются воздух и водяной пар. Отбор продукт-газа происходит в верхней части реактора, а выгрузка зольного остатка - в нижней. Продвижение рабочей массы в реакторе происходит под действием собственного веса. По высоте газификатора располагается несколько характерных зон. В самых верхних слоях температура держится в пределах 100-200°С. Здесь происходит подсушка вновь поступившего сырья, продуваемого продукт-газом. В результате продукт-газ до некоторой степени насыщается водяным паром. Ниже располагается зона, где преобладают процессы пиролиза и возгонки.
В бескислородной среде происходит термическое разложение и коксование органической массы. Здесь продукт-газ обогащается летучими продуктами пиролиза.
В средней части реактора располагается зона газификации, где при температурах 1000-1200°С происходит реакция коксового остатка с кислородом, парами воды и двуокисью углерода с образованием СО и Н2. Некоторая часть углерода сгорает полностью с образованием углекислого газа СО2, за счет чего в зоне газификации поддерживается необходимая температура. Ниже находится зона, где твердый остаток, состоящий в основном из минеральных соединений, постепенно охлаждается в потоке газифицирующего агента, богатого кислородом. Здесь догорают остатки органических соединений и углерода, и горючие материалы полностью превращаются в золу. В самой нижней части реактора лежит зона окончательного охлаждения твердого остатка до температуры около 100°С.
Однако, реальность не такая уж радужная. Газ, получаемый из газогенератора, является сильно засмоленным и без серьёзной очистки он не может быть использован напрямую для производства электроэнергии. То есть в данной установке мы имеем все проблемы сопутствующие газогенераторам прямого процесса. Установка газогенератора непосредственно у котла позволяет организовать сжигание в топке котла «грязного» засмоленного газа. При этом в газоотводящей линии идёт постоянное выделение смол из газа и полимеризация той части смол, которые имеют относительно высокие температуры кипения и конденсации. Кроме того, орга-
низация экологически чистого сжигания низкотемпературного влажного засмоленного газа в топке котлов не простая задача.
Использование газогенераторов с двойным отбором газа
Конструкция газогенераторов типа EPIC с двойным отбором газа уходит корнями к двухзонным китайским газогенераторам, скопированным в СССР. Основной их особенностью является разделение реактора на зоны подготовки топлива (зона пиролиза) и газификации. Так как реактор полностью заполняется газифицируемым топливом, система уплотнений нижней части газогенератора должна обеспечивать соответствующее давление газов в нижней части реактора (Рисунок 2).
Рисунок 2 -Схема газогенератора с двойным отбором газа
По мощности, в зависимости от состава газифицируемого топлива газогенераторы с двойным отбором газа и диаметром реактора 3600 мм может достигать 25,0 Гкал/ч (по суммарной теплоте сгорания вырабатываемого газа). Газогенераторы с меньшим диаметром реактора 3000 мм, соответственно, могут достигать по мощности 17-18 Гкал/ч.
При этом низшая теплота сгорания генераторного газа Qгi, которая прежде всего, зависит от состава газифицируемого топлива, в целом, составляет 1300-1700 ккал/нм3.
Сравнение газогенераторов прямого процесса, классического с верхним отбором газа и с двойным отбором с одинаковым 3-х метровым реактором показывает следующее: • производительность газогенератора с двойным отбором по газу выше примерно на 40-43% (11400 против 7000 нм3/ч);
• теплота сгорания газа выше на 30-35% (до 1700 против 1250 ккал/нм3);
• тепловая мощность по газу выше примерно в 2 раза.
Как известно из основ газогенераторного процесса производительность газогенератора зависит от многих факторов. Она определяется качеством топлива и его фракционным составом, количеством подаваемого га-зификационного агента (воздуха), конструкцией газогенератора и его отдельных элементов.
Основными отличиями газогенератора с двойным отбором газа, влияющими на его производительность являются:
• разделение газогенератора на зоны подготовки топлива и его газификации с двумя отборами газа - газификации подвергается топливо постоянной влажности;
• повышенное давление газификации за счет сухого золоудаления и отказа от чаши гидрозатвора - возможность ведения процесса при повышенном давлении и при более высоком слое топлива;
• использование теплоизоляционного и огнеупорного материала для внутренних газоходов и как следствие возможность ведения процесса при максимально высоких температурах, которые могут позволить плавко-стные и шлакующиеся характеристики газифицируемого топлива;
• возможность утилизация генераторной смолы и фуссов в газогенераторе.
Выбору топлива для газификации всегда уделялось немаловажное значение. Рассматривая конструкцию газогенератора с двойным отбором газа, можно видеть его разделение на зону пиролиза, представляющей по сути дела швель-шахту, и зону газификации уже подготовленного полукокса (реактора). В швель-шахте созданы условия для подготовки топлива - сушка и возгонка легкой смолы. В реактор подается топливо уже усредненного состава по влажности и содержанию летучих. Работа газогенератора в этих условиях становится более стабильной.
При газификации топлив с малым содержанием летучих, на первый план выходит вопрос температуры уходящего генераторного газа. В конструкции газогенераторов приходится применять жаропрочные стали или предусматривать их термозащиту. Велики потери физического тепла газа. В газогенераторе данного типа горячий генераторый газ движется вверх по вертикальным каналам из огнеупорного материала, охлаждаемым подающимся сырым углем. Таким образом, фи-
зическое тепло генераторного газа используется для сушки топлива и возгонки летучих веществ.
Следующим фактором, определяющим повышенную производительность газогенератора с двойным отбором газа, является повышенное давление газификации определяемое большим расходом воздушного дутья относительно равномерно распределённой по сечению колосниковой решетки. Так как, сопротивление слоя топлива растет пропорционально квадрату скорости газовой смеси в нём, то эта величина определялась сопротивлением гидрозатвора, применяемого на классических газогенераторах прямого процесса, который и являлся лимитирующим фактором в производительности агрегата. Кроме того, на сопротивления слоя топлива оказывает влияние его фракционный состав. В этом смысле использование брикетов с заранее заданными геометрическими размерами позволяет прогнозировано уменьшить сопротивление слоя.
Кроме того, при высоте гидрозатвора более 500 мм применяют ковшовые элеваторы, что усложняет установку и увеличивает трудозатраты. Отказ от гидрозатворов и переход на систему сухих уплотнений позволяет не ограничивать давление под колосниковой решеткой. При этом усложняется система подачи топлива в газогенератор и вывод шлака - применяется шлюзование. Высокий слой топлива генерирует газ более высокой теплотворной способности. Что видно из практических данных: на ГГС «Алтрак» - 1250 ккал/нм3; на газогенераторах с двойным отбором газа (по данным EPIC) - 1700 ккал/нм3. Разница в теплотворной способности составляет - 36%.
Генераторная смола на советских газогенераторных станциях, несмотря на свою высокую энергетическую ценность, всегда являлась отходом производства и подвергалась утилизации вне генераторного процесса, а часто, просто захоранивалась в шламона-копителях. Схемы совместной газификации смолы с углем имели место на некоторых ГГС, но экономический эффект от них был незначительный ввиду низкой стоимости твердого топлива и отсутствия природоохранных штрафов. Поэтому такие схемы не получили широкого распространения. А между тем, для большинства каменных углей потеря тепла в смоле обычно составляет от 6 до 10% теплотворной способности сухого угля. Возврат на повторную газификацию смол и фуссов (непосредственно вместе с топли-
вом, либо с использованием их при брикетировании шламов и угольной пыли) повышает химический КПД процесса.
Можно отметить ещё один момент. Использование однородного топлива, каковым являются брикеты, с заранее заданными свойствами, значительно облегчает эксплуатацию газогенераторов и контроль самого процесса газификации.
Все, выше перечисленные особенности вносят различный вклад в повышение производительности газогенератора. Но главным из них является переход на сухую систему герметизации низа реактора. За первой составляющей следует и вторая - возможность поддержания высоких температур генераторного газа, которая предопределяет меры по защите внутренних поверхностей газогенератора. Немаловажный вклад вносит и утилизация генераторной смолы, как в повышение производительности, так и в борьбу с промышленными отходами. Последний фактор практически исчезает при реализации схемы сжигания верхнего «грязного» газа в горячем виде непосредственно в топках котлов.
Что касается выбора типоразмера газогенератора с диаметрами реактора 3000 мм и 3600 мм, то, наверное, для данного проекта более предпочтительным будет выбор с меньшим диаметром - 3000 мм.
При этом, в отличие от газогенераторов Лурги работающих под давлением, для атмосферных газогенераторов диаметром реактора 3000 мм и более целесообразней использование схемы двухзонного дутья - отдельными каналами подача паровоздушного дутья в центральную часть колосниковой решётки и в периферийную часть.
Конструкция типа SWM 1-3^. Предлагаемый к внедрению двухзонный газогенератор (Рисунок 3) сформирован из карбони-затора (зона пиролиза) и испарителя (зона газификации).
Уголь попадает из бункера в топку через две группы подающих клапанов. В карбониза-торном отделе полностью высушивается и продолжительное время карбонизируется при низкой температуре, постепенно преобразуясь в полукокс, откуда попадает в зону газификации, где полукокс при t=600-1000 °С реагирует с подаваемым через колосниковую решётку паровоздушной смесью. Пройдя через окислительную и восстановительную зоны внутри реактора, полукокс преобразовывается в золу, и автоматически удаляется запускающейся колосниковой решеткой через зольный поддон. Во время низкотемператур-
ной карбонизации выделяется пиролизный газ (газ карбонизации). Формирующийся в верхней части двухзонного реактора газ занимающий около 40% от общего количества газа имеет калорийность (1600 ккал/нм3) и температуру около 120 °С с большим количеством смолы. Этот вид смолы продукт низкотемпературной карбонизации, имеет хорошую текучесть, может улавливаться в электростатическом пылеуловителе и может быть использован в качестве химического сырья и топлива.
В зоне газификации горячий полукокс и паровоздушная дутьевая смесь посредством регенерации, окисления и прочих химических реакций преобразуется в газ, генераторный газ не содержащий продуктов пиролиза.
Образовавшийся в нижней части двух-зонного реактора газ составляет примерно 60% от общего количества, имеет теплоту сгорания (1200 ккал/нм3) и температуру около 450 °С. Так как топливо карбонизируется в зоне пиролиза при низкой температуре достаточное время, то поступая в зону газификации уже в виде полукокса, поэтому образовавшийся генераторный газ не содержит смолы, и в силу его близости с колосниковой решеткой и зольной подушкой содержит некоторое количество летучей золы. Поэтому нижний генераторный газ достаточно только пропустить через циклон и охладитель и можно использовать в технологиях производства ЖСТ или непосредственно на электрогенераторы.
На на рисунке 4 представлена технологическая схема двухзонного газогенератора. Топливо подается в бункер ленточным транспортером, откуда забрасывается в реактор газогенератора, где уголь карбонизируется, после чего в полузакоксованом виде вступает в реакцию с паровоздушной смесью в зоне газификации. Полученный газ разделяется на две части, одна часть удаляется из двухзонного реактора через нижний газовый выход и циклон, а другая часть подается в центральный газопровод, где смешивается с карбонизированным угольным газом и выходит через верхний газовый выход. Газ из нижней части реактора в циклоне очищается от пыли и частично охлаждается. Далее он подается в камеру охлаждения для дальнейшего охлаждения. Газ из верхнего выхода подается в смо-лоуловитель (удаления смолы), а затем в камеру охлаждения и смешивается с газом из нижнего отдела. После смешивания и охлаждения газ попадает в газойлеуловитель (улавливание газойля).
Рисунок 3 -
Схема газогенератора с двойным отбором газа типа SWM 1-3^:
1- шиберный затвор;
2- бункер топлива;
3- двухкорпусное загрузочное устройство;
4- клапан выброса верхнего газа в атмосферу;
5- -линия отвода верхнего газа;
6- колосниковая решётка;
7- охлаждаемая часть реактора;
7- чаша гидрозатвора;
8- выгребной нож;
9- шариковая опора;
10- линия подвода паровоздушного дутья
Рисунок 4 - Технологическая схема получения генераторного газа (при газификации угля)
Модернизированный двухзонный газогенератор конструкции «НЭТ». Опыт авторов по исследованию и разработке технологии газификации углей [2-4], а также освоению способов брикетирования различных материалов с созданием соответствующего оборудования [5], позволяет предложить новую конструкцию двухзонного атмосферного газогенератора [6]. Разработанный в Инженерном центра «Новые Энергетические Технологии» (ООО «НЭТ») газогенератор, является моделью с диаметром реактора 30003200 мм. ООО «НЭТ» готово в течение полугода разработать рабочую документацию и наладить производство газогенераторов.
Особенностями газогенераторов конструкции ООО «НЭТ» являются:
• Отработанная на практике шлюзовая система загрузки топлива в реактор (барабанного питателя, порционера и шлюза), исключает проскок газов в топливный бункер и поддерживает давление в реакторе.
• Гидравлическое управление всеми приводами (вращения колосниковых решёток, барабанных питателей, порционеров и управления клапанами и пр.) всех механизмов производится от одной маслостанции.
• Оригинальная конструкция уплотнений нижней части газогенератора позволяющая поддерживать требуемое давление в нижней части реактора разработки ООО «НЭТ».
• В конструкции схемы отбора нижнего газа в качестве материала используется «карбид кремния».
В процессе более чем пятидесятилетней эксплуатации атмосферных газогенераторов с диаметром реактора 3000 мм на ГГС «Ал-трака» были апробированы три типа колосниковых решёток. Наиболее хорошо себя показали колосниковые решётки Корелли, представляющие собой эксцентричную конструкцию в виде вытянутого лепестка, поэтому газогенераторы «НЭТ» оборудуются ими. Газогенераторы с двойным отбором газа в технологической схеме ТЭЦ
На на рисунке 5 приведена принципиальная схема мини-ТЭЦ электрической мощностью N^=16 МВт и тепловой мощностью ^епл=72 Гкал/ч (5500 кВт), в том числе в виде перегретого (до 225 °С) пара - 49,5 Гкал/ч и горячей сетевой воды - 22,6 Гкал/ч.
Показатели технологической схемы газификации брикетов ТБО следующие: зольность брикетов - 19%; влага - 40 %; теплота сгорания - 1880 ккал/кг; калорийность газа -1200-1300 ккал/нм3 ; КПД газификации (отношение теплотворной способности газа и исходных брикетов) - 0,85; выход газа из 1 кг брикетов - 1,25 нм3/кг; удельный расход воздуха на газификацию 1 кг топлива - 1,0 нм3/кг; расход топлива - 28000 кг/ч; интенсивность газификации - 600 кг/(м2*ч); диаметр реактора - 3,20 м; КПД газового котла- 0,9; мощность (отпускная) газового котла - 49,48 Гкал/ч (57,55 МВт); КПД ГТУ - 0,30; мощность ГТУ эл. - 15700 кВт; мощность утилизатора ГТУ - 26160 кВт; число часов работы в год -8000.
Рисунок 5 - Принципиальная схема мини-ТЭЦ: 1-4- оборудование системы подготовки топлива; 5- газогенераторы; 6- паросборник газогенератора; 7 - паровой котёл; 8 - циклон, 9 - пароперегреватель, 10 - воздухоподогреватель, 12 - водяной холодильник, 13 - скруббер сероочистки, 14 - газотурбинная установка, 15 - сетевой теплообменник
Следует отметить, что представленная схема является укрупнённой и не показывает всех нюансов тепловых связей внутри мини-ТЭЦ. В целом, если рассматривать всё тепломеханическое оборудование ТЭЦ, то её можно разделить на следующие части:
• приём и хранение ТБО, топливоприго-товление и топливоподача;
• газогенераторная часть;
• система очистки нижнего газа и утилизации его физического теплая паровой котёл с его вспомогательным оборудованием;
• газотурбинная установка с компрессорным оборудованием и системой утилизации физического тепла выхлопных газов.
В тепловой схеме предлагаются следующие решения:
• В зависимости от диаметра реактора 3200 мм или 3600 мм количество газогенераторов, соответственно 13 или 10-11 шт. Но лучше ориентироваться на газогенераторы с диаметром реактора 3200 мм, так как они лучше отработаны в практическом смысле. Особенно в конструкции оптимальной формы колосниковой решётки, представляющей колосниковую решётку Корелли, в виде эксцентричной конструкции в форме вытянутого лепестка.
• Газ из верхнего отбора представляющая собой смесь пиролизного газа (газа карбонизации) и части газа из зоны газификации (из нижней части реактора) направляется без очистки в горячем виде в паровые котлы. При этом схема позволяет количественно варьировать соотношение верхнего и нижнего газов таким образом, чтобы постоянно поддерживать выработку пара в требуемом диапазоне. Принятая температура этой газовой смеси равная 300-450 °С превышает температуру верхнего газа, которая будет находиться в диапазоне 200-270 °С, за счёт подачи в котлы части более горячего нижнего газа.
• Газ нижнего отбора, представляющий собой относительно чистый, бессмольный газ из зоны газификации, имеет более высокую температуру. Его температура будет сильно зависеть от температурных характеристик дутьевой смеси и плавкостных и шлакующих характеристик минеральной части газифицируемых брикетов. Кроме того, эта температура в какой-то степени может лимитироваться огнеупорностью материалов газоходов до первой ступени охлаждения газа.
В любом случае, чем выше нам удастся держать температуру в зоне газификации,
исключая режимы зашлаковки, тем выше будет качество газа.
• Выбранное соотношение верхнего и нижнего газов (55 % против 45% соответственно), определяемое режимом выработки тепловой энергии в виде пара, скорее всего позволит эффективно работать в схеме охлаждения нижнего газа только воздухоподогревателю. Основной подогреватель питательной воды (водяной экономайзер) для паровых котлов придётся ставить в схеме утилизации тепла выхлопных газов ГТУ. Однако, ступень водяного экономайзера в схеме охлаждения нижнего генераторного газа должна быть на случай незапланированных или плановых остановов ГТУ.
• В тепловой схеме теплоэлектростанции будет в наличии физическое тепло выхлопных газов ГТУ, утилизация которого здесь практически не рассматривается, за исключением снятия около 10 Гкал тепла на подогрев питательной воды. Вообще, при проектировании вопросы максимально полного и оптимального утилизирования всех отходящих тепловых потоков должны быть отображены достойным образом.
Состав верхнего и нижнего газа
Точный состав верхнего газа спрогнозировать по имеющимся данным пока невозможно. Более-менее можно определить состав лабораторным путём в процессе исследований уже полученных брикетов, которые мы будем иметь только после определения оптимальной технологии брикетирования и оптимального состава связующих материалов.
Нижний газ - это отводимый из активной зоны (зоны газификации полукокса) газ практически не содержащий смольных компонентов и метана. Весь метан, высвободившийся в процессе пиролиза топлива, уходит в верхнем газе. Ожидаемый расчётный состав нижнего газа являются следующим: СО - 29-31 %; Н2 - 15-17 %; СО2 - 2-3 %; N - 47-49 %; СпНт - 0 %; О2 - 0-0,4 %. Теплота сгорания -1300 ккал/нм3.
Охрана окружающей среды Выбросы из газогенераторной части
• В рабочем режиме выбросы в атмосферу отсутствуют.
• Жидкие отходы - отсутствуют.
• Твердые отходы газификации (очаговые остатки - зола, шлак) в количестве примерно 25 т/ч.
Выбросы из системы очистки нижнего газа
• Выбросы в атмосферу отсутствуют.
• Жидкие отходы - отсутствуют.
• Твердые отходы - отсутствуют.
Выбросы из паровых котлов
Каждая энерготехнологическая установка предназначенная для непосредственного сжигания ТБО, кроме топки, включает в себя расположенные за ней последовательно по ходу газов котел-утилизатор, циклон, абсорбер, в котором распыливают известковое молоко, узел подачи реагентов для улавливания ПХДД/ПХДФ и ртути, рукавный фильтр и дымосос. В [1] было отмечено, что в процессе испытаний были измерены также концентрации некоторых компонентов вредных веществ в неочищенном газе (после котла), образующиеся при сжигании ТБО, которые затем сравнивались с характерными величинами, полученными на подобных зарубежных установках. Было установлено, что высокая температура и избыток окислителя в котле обеспечивают достаточно полное преобразование утилизируемых ТБО в устойчивые продукты окисления; концентрация регламентируемых вредных веществ в неочищенных газах находится на уровне зарубежных аналогов, а по HCl, HF и S02 даже несколько ниже. Таким образом, выбранные в процессе наладочных испытаний режимы термической переработки ТБО позволяют обеспечить после дополнительной газоочистки экологически приемлемые выбросы вредных веществ в атмосферу, соответствующие нормативным значениям, установленным Директивой ЕС по сжиганию отходов [7].
В целом, выбросы в атмосферу из паровых котлов при сжигании генераторного топлива будут рассчитаны в томе ОВОСа при проектировании. Однако, учитывая, что основным топливом сжигаемым в паровых котлах будет низкокалорийный генераторный газ, то можно уверенно сказать, что по таким компонентам, как NOx и твёрдые вещества выбросы в атмосферу будут значительно ниже регламентируемые ГОСТом [8].
Выбросы из ГТУ
Согласно данным завода-изготовителя ОАО «Мотор Сич» содержание оксидов азота N0x и окиси углерода СО в отработанных газах газотурбинной трёхвальной электростанции, работающей на магистральном газе при нагрузке от 0,5 до 1,0 номинальной (при объемной концентрации 02=15%) находятся в пределах 150-300 мг/м3.
Установка по производству СЖТ из продуктов газификации твердого топлива Кратко о технологии GTL
Ресурсы низкосортного твёрдого топлива можно перерабатывать, используя газохимические технологии GTL (международное обозначение «Gas to Liquids» - газ в жидкость) в «синтетическую нефть» и жидкое синтетическое моторное топливо стандарта Евро-4 и Евро-5.
В настоящее время технологии GTL стремительно развиваются за рубежом. К 2015 г. корпорация «Shell» прогнозирует увеличение доли синтетического моторного топлива до 15% от его мирового производства. В 2006 г. создана ассоциация «ASFE», объединяющая автопроизводителей «DAIMLERCHRYSLER», «RENAULT», «VOLKSWAGEN» и нефтегазовые корпорации «SHELL» «CHEVR0N-SАS0L» с целью широкомасштабного внедрения синтетического моторного топлива на автомобильном транспорте. Ведут испытания и сертификацию авиационной техники гражданского и военного назначения на синтетическом авиационном керосине компании «AIRBUS», «BOEING» и ВВС США, компания «SASOL» заправляет сертифицированным полусинтетическим (с 50% содержанием синтетического керосина) авиационным керосином воздушные суда в пределах ЮАР.
Однако газохимические технологии компаний «Shell», «Shevron», «Sasol» и др. зарубежных компаний неприемлемы для России, так как предусматривают капитальное строительство заводов с высокой стоимостью и окупаемостью свыше 10 лет.
Известно, что основными компонентами участвующими в синтезе синтетической нефти в реакторе Фишера-Тропша (ФТ) с жидкими катализаторами (slurry process) являются водород и монооксид углерода. Все остальные компоненты синтез-газа в реакциях не участвуют и в газообразном виде покидают реактор. При этом первым этапом является получение компонентов СО и Н2, который может быть различным - паровой риформинг попутных нефтяных газов или просто природного газа, газификация практически всех видов твёрдого топлива и пр.
Трехфазный процесс синтеза ФТ (слар-ри-процесс), обладает следующими достоинствами:
1) великолепный отвод тепла из реактора;
2) возможность переработки синтез-газа с высоким содержанием СО.
Примерный состав синтез-газа (нехватку водорода можно заменить паром и тогда синтез пойдет по методу Кельбела-Энгельгардта) следующий:
- соотношения СО:Н2 - 1:1; 2:1; 1,24:1.
3) устойчивость процесса к реакции Будуара;
4) возможность использования низкокалорийного синтез-газа;
5) простота изготовления реакторов, выполненных из обычной углеродистой стали;
6) технологическая гибкость и быстрая переналаживаемость производства;
7) возможность совмещения синтеза с процессом гидрокрекинга;
8) возможность непрерывной замены катализатора с его регенерацией.
Реакции синтеза:
- синтез парафиновых углеводородов
ПСО+(2П+1)Н2 ^ СпН2п+2 +пН20 (ДН500 = -165 кДж/моль СО); 2ПСО+(П+1)Н2 ^ СпН2п+2+ ПС02 (ДН500 = -155 кДж/моль СО);
- синтез олефиновых углеводородов
ПСО+2ПН2п ^ СпН2п +ПН20 (АН500 = -165 кДж/моль СО); 2ПСО+ПН2 ^ СпН2п+ ПС02 (АН500 = -155 кДж/моль СО);
- сопутствующая реакция
со+н2о -> со2+н2
(АН500 = -40кДж/моль СО); - реакция Будуара (пиролиза СО)
2СО ^ С+СО2
(ДН500 = -67кДж/моль СО).
Специалистами ведущих профильных НИИ России и группы компаний «Ренфорс-НТ» разработаны технологии, отработаны на опытной установке режимы производства «синтетической нефти» из синтез-газа и разгонки её в жидкое синтетическое моторное топливо (СЖТ) в относительно небольших блочно-модульных комплексах. При этом относительно малая стоимость оборудования и небольшие сроки его окупаемости должны привлечь в эту отрасль предприятия малого и среднего бизнеса.
Процесс конверсии твёрдого топлива в жидкое проводится на паровоздушном дутье, без использования станции разделения воздуха, что существенно удешевляет проект. Потребности в паре практически полностью покрываются «собственным» паром - из топлива.
Установка по производству СЖТ
На рисунке 6 представлена схема производства СЖТ из синтез-газа выработанного в трёхзонных газогенераторах обращённого процесса работающих на рядовом каменном угле марки Г Дальне-Буланашского месторождения.
Рисунок 6 - Схема производства СЖТ из рядового каменного угля
Энергетическая часть показанной схемы товых машинах (ПВМ) 500 кВт электроэнер-не оборудована дополнительным паровым гии будут полностью использоваться на соб-котлом, поэтому вырабатываемые в паровин- ственные нужды завода, покрывая их на 80-
100%. Основным энергопотребителем Установки является газовый компрессор.
Краткое описание процесса
Исходный синтетический газ, охлажденный и очищенный от серы, сжимается компрессорами до давления 14,5 кг/см2(бар) и подается в реактор синтеза, представляющий собой вертикальную барботажную колонну с и- образным теплообменником (Рисунок 6).
Процесс синтеза происходит на суспензированном железном катализаторе при давлении 12 кг/см2 и температуре 270 °С.
Средняя линейная скорость суспензии в реакторе 0,5 м/с.
Энергетическая часть показанной схемы не оборудована дополнительным паровым котлом, поэтому вырабатываемые в паровин-товых машинах (ПВМ) 500 кВт электроэнергии будут полностью использоваться на собственные нужды завода, покрывая их на 80100%. Основным энергопотребителем Установки является газовый компрессор.
Удельная площадь поверхности теплообмена реактора 50 м2/1000м3 синтез-газа*ч.
В качестве катализатора используется более дешёвый осажденный железный катализатор с промоторами, восстановленный непосредственно в реакторе в токе синтез-
газа с концентрацией железа 78-82 г/л в пересчете на активный металл. Срок службы катализатора до регенерации - 2000 ч, его потери при регенерации составляют примерно 10 %. Таким образом, можно считать, что полная замена катализатора в объёме оборотной суспензии (реакторного раствора) происходит через 20000 часов эксплуатации реактора. Примерная стоимость катализатора на рынке составляет 20 долларов США за 1 кг. При объёме суспензии 20 м3, количество катализатора единовременно находящегося в обороте составляет примерно 1600 кг.
При начальных пусковых работах в качестве оборотного раствора используется турбинное масло, затем по мере эксплуатации оно начинает вытесняться, постепенно заменяя весь объём, парафином, Объём отбираемого парафина из оборота составляет примерно 2 % объёма выдаваемой конечной продукции. При мощности Установки 5 тыс. тонн СЖТ в год ежегодное производство парафина составит 100 т.
Паропроизводительность катализатора по синтез-газу - 5,3 м3/1 к^е*ч.
Рисунок 7 - Принципиальная конструкция барботажного реактора
Далее продукты реакции разделяется в сепараторе от остатков катализаторной суспензии и направляются в теплообменник.
Охлажденные продукты разделяются в трехфазном сепараторе на отправляемую на факел газовую фазу (N2, С02, СН4), жидкую углеводородную фазу (дизельно-керосино-вые фракции) и воду.
Фракции С2О и выше, имеющие более высокую температуру выкипания, удаляются
вместе с катализатором из колонны и разделяются в центрифуге.
Катализатор возвращается в колонну (реактор), а продукты накапливаются в емкостях.
Данная схема позволяет:
- исключить из процесса водоподготовку;
- не допустить возникновения реакции «Будуара» (образование кристаллического углерода-сажи на поверхности катализатора
при повышенном содержании СО в смеси синтетического газа);
- позволяет вести регенерацию катализатора в процессе работы реактора.
В процессе реакции выделяется избыточное тепло равное 25% от теплотворной способности общего количества участвующего в реакции газа.
Очистка синтез-газа от сернистых соединений
Наиболее важным компонентом очистки генераторного синтез-газа является его полная очистка от сернистых соединений, в основном от сероводорода. Катализаторы процесса очень чувствительны даже к мини-мальнейшему содержанию серы, поэтому, в отличие от генераторного газа для ГПЭС, где допускается содержание сероводорода до 200 мг/нм3, синтез-газ должен иметь нулевое серосодержание.
При содержании Н2S на выходе более 200 мг/нм3 Установка оборудуется двухступенчатой системой сероочистки:
• блоком первичной очистки газа от сернистых соединений с содержанием Н2S на выходе <0,02 г/нм3.
• блоком тонкой очистки газа от сернистых соединений с содержанием Н25 и меркаптанов на выходе - 0 г/нм3.
В качестве абсорбента на установке очистки газа используется водный раствор моноэтаноламина с массовым содержанием 17 %. Для приготовления рабочего раствора используется технический моноэтаноламин и пароконденсат. Показатели качества моно-этаноламина в соответствии с ТУ 6-02-91584.
Качество синтетического жидкого моторного топлива
Полученная из синтез-газа на лабораторной установке «Ренфорс-НТ» синтетическая нефть была исследована в институте «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ». На рисунках 8 и 9 представлены хромотограмма синтетического топлива и кривая его разгонки.
Массовые проценты
- выход олефинов
Рисунок 8 - Кривая разгонки синтетической нефти
: ПИД-1, МВ г 2800
ИшИ II 1А( II ||
'ММУУшУУ!
Рисунок 9 - Хроматограмма синтетического топлива в сравнении с зимним дизельным топливом (красные штрихи - «синтетическая нефть», черные - дизельное зимнее топливо)
Рисунок 10 - Схема теплового и массового баланса
Таблица 1 - Технические характеристики и сводный тепловой баланс комплекса
Наименование Единица измер. Величина
Газ нм3/ч 8500
Коэфф. использования оборудования - 0,85
Выход газа нм3/кг 2,75
Расход угля кг/ч (т/сут) м3/сут т/год 3091 (74,2) 124 23015
Теплота сгорания угля ккал/кг 5501
Расход воздуха нм3/ч нм3/мин 5111 85,2
СО % 27,0
Н2 % 15,0
СО2 % 7,8
СН4 % 2,5
N2 % 47,5
С+ % 0,2
Итого % 100,0
Плотность газа кг/нм3 1,118
Теплота сгорания газа ккал/нмЗ 1436
Добавка водяного пара г/нм3 50
Выход СЖТ % 80,1
Количество СЖТ кг/ч кг/сут т/год 681 16340 5070
Удельный расход угля кг/кг СЖТ 4,54
Зольность % 21,0
Выход шлака с горючими 20 % кг/ч т/сут 811 19,5
Сводный тепловой баланс
Приход
Уголь Гкал/ч 17,003
Дутье горячее Гкал/ч 0,575
Итого Гкал/ч 17,578
Расход
Теплота шлака Гкал/ч 0,170
Дутье горячее Гкал/ч 0,575
Теплота с охл. водой Х-1 Гкал/ч 2,905
Теплота с охл. водой Гкал/ч 0,511
Х-2
Теплота реакции син- Гкал/ч 6,128
теза
Теплота СЖТ Гкал/ч 6,060
Теплота на подогрев Гкал/ч 0,055
угля
Потери Гкал/ч 0,085
Итого Гкал/ч 16,488
Дебаланс Гкал/ч % 1,089 6,2
Был выполнен комплекс исследований, на основании которых были сделаны следующие выводы:
• Полученное синтетическое топливо содержит 20 % бензиновых фракций с пределом выкипания до 180°С (которые включают в себя 8 % легких а-олефиновых фракций с октановым числом более 90.
Поэтому, можно предположить, что общее октановое число бензиновых фракций будет не менее 80.
• Дизельные фракции с пределом выкипания от 180 до 350 °С составляют 70 % и обладают цетановым числом выше 55. Поскольку данная фракция не содержит серы ее можно отнести к топливу класса ЕВРО4-ЕВРО5.
• Оставшееся 10% синтетическое топливо с пределом выкипания выше 350 °С является синтетическим маслом.
Экология производства ЖСТ Выбросы из газогенераторной части
• В рабочем режиме выбросы в атмосферу отсутствуют. При пусках газогенератора, до достижения газа требуемой кондиции, газ направляется в топку котла, где дожигается вместе с углем.
• Жидкие отходы - отсутствуют.
• Твердые отходы газификации - очаговые остатки (зола, шлак). Количество отходов - зольная часть газифицируемого угля в количестве 700-800 кг/ч.
Выбросы из системы очистки
• Выбросы в атмосферу отсутствуют.
• Принимаем, что жидкие отходы - отсутствуют. Используемая щелочная вода в системе сероочистки является оборотной. Периодически удаляемый осадок твёрдых веществ из бака высушивается и сжигается в котле вместе с углем.
• Твердые отходы - отсутствуют. Золь-но-пылевой унос из газогенераторов улавливаемый в прямоточном циклоне и газоохладителе дожигается вместе с углем в котле.
Выбросы из модуля производства ЖСТ
• На данном этапе принимаем, что выбросы в атмосферу отсутствуют. Хотя фактически определённые выбросы будут существовать, в основном удаляемый из синтез газа (из трёхфазного сепаратора) - азот. Выделяющаяся газовая смесь (Ы2, СО2, СН4), направляется на факел для отдельного дожигания - оптимальное решение принимается при проектировании.
• Жидкие отходы - отсутствуют. Отделяемая из трёхфазного сепаратора вода представляет собой дистиллат, который используется в Установке для подпитки пароводяного контура «газогенераторы-котёл».
• Твердые отходы - отсутствуют. Возможные периодически удаляемые осадки твёрдых веществ из сосудов должны подсушиваться и сжигаться в котле вместе с углем.
Тепловой и массовый баланс комплекса по производству СЖТ
Схема теплового и массового баланса предлагаемого комплекса по производству СЖТ приведена на рисунке 10, а в таблице 1 приведены его основные технические характеристики и сводный тепловой баланс. Поскольку эти расчеты носят предварительный характер, то точность сводного баланса не слишком велика около 6 %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тугов А.Н. Опыт ВТИ по сжиганию твёрдых бытовых отходов в слоевых топках / А.Н. Тугов, А.Г. Тумановский, В.Ф. Москвичёв // Материалы VII Всероссийской конференции с международным участием «Горение твёрдого топлива». Новосибирск. 2012. С. 98.1-98.8.
2. Загрутдинов Р.Ш., Нагорнов А.Н., Сеначин П.К. Наладочные испытания газогенераторов Пурги и перспективы газогенераторных технологий // Ползуновский вестник.- 2007.- № 3.- С. 40-47.
3. Загрутдинов Р.Ш., Нагорнов А.Н., Сеначин П.К., Шитова С.Н. Показатели работы газогенератора Пурги при парокислородном и паровоздушном дутье // Ползуновский вестник.- 2008.- № 4.-С. 28-33.
4. Загрутдинов Р.Ш., Малыхин Д.Г., Сеначин П.К. Дозирование паровоздушного и парокисло-родного дутья в газогенераторах плотного слоя // Ползуновский вестник.- 2012.- № 3/1.- С. 34-39.
5. Никишанин М.С., Сеначин П.К. Углеродо-содержащие брикеты на разных связующих веществах, их теплофизические характеристики и использование в газогенераторах // Ползуновский вестник.- 2009.- № 1-2.- С. 305-311.
6. Загрутдинов Р.Ш. Подготовка твердых бытовых отходов и их газификация в двухзонных газогенераторах прямого процесса / Р.Ш. Загрутдинов, В.Н. Негуторов, Д.Г. Малыхин, М.С. Никишанин, П.К. Сеначин, С.А. Филипченко // Теплофизика и энергетика: Конференция с международным участием «VIII Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» (Екатеринбург, 12-14 ноября 2013 г.) / Сборник докладов (681 с.)- Екатеринбург, УрФУ, 2013.- С. 249-256.
7. Directive 2000/76/ЕС of the European Parliament and of the Council of 4 December 2000 on incineration of waste // Official Journal of European Communities, 28.12.2000.- P. 332/91-332/111.
8. ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования. Госстандарт России. М.:, 1996.
Загрутдинов Р.Ш.1, к.т.н., главный инженер,
e-mail: ravzag@yandex. ru,
Негуторов В.Н.1, ведущий инженер,
Малыхин Д.Г.2, аспирант,
Сеначин П.К.2'5, д.т.н., проф.,
профессор каф. ДВС,
ведущий научный сотрудник,
e-mail: senachinpk@.mail. ru,
Никишанин М.С.3, главный конструктор,
Филипченко С.А.4, главный конструктор;
1ООО «НЭТ», Рязань,
2Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова, Барнаул ООО «(Брикетные технологии», Барнаул, 4ЗАО «Ренформс-НТ», Самара, 5Институт теплофизики им. С.С. Кутателадзе СО РАН, Новосибирск.
