Расчет процесса газификации угля в неподвижном и псевдоожиженном слое Текст научной статьи по специальности «Промышленные биотехнологии»

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА

3_______________I

УДК 628.162.5

РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ В НЕПОДВИЖНОМ И ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ

Э.Р. ЗВЕРЕВА., Е.В. ШАРОНОВА, А.Г. ЛАПТЕВ Казанский государственный энергетический университет

Целью данной исследовательской работы является проблема развития современной технологии переработки твердого энергетического топлива. Авторами произведен расчет процесса газификации углей Кузнецкого и Подмосковного бассейнов на парокислородном дутье под давлением для равновесного состояния методом Дешалита по справочным данным. Исходными данными для расчета являлись состав и характеристика газифицируемого топлива, состав дутья и параметры процесса.

В связи со сложной экологической ситуацией современная технология ищет новые решения химических, энергетических проблем, проблем добычи природных ископаемых. Одним из таких технологических решений является широкомасштабная газификация твердого топлива. Научные прогнозы показывают, что реальных запасов нефти на Земле хватит на 40 - 50 лет, природного газа - на 30 - 40 лет, запасов же угля хватит на 200 - 250 лет. Прогнозные запасы угля, доступного к разработке, оцениваются в 2,5 - 3 трлн. тонн. Эти цифры находятся в полном соответствии с заключениями исследователей, считающих, что геологические запасы угля составляют 90 - 97 % от общих ресурсов горючих ископаемых планеты. На долю же нефти и газа приходится лишь 3 - 10 %. В России запасы угля составляют 90 % от запасов всего органического топлива страны и 53% от мировых запасов угля, т.е. они практически неисчерпаемы. Вот почему задачи роста добычи и переработки (газификации) твёрдого топлива в нашей стране приобретают исключительное народнохозяйственное значение [1].

К основным методам переработки твердого топлива относят процессы пиролиза, газификации и полукоксования.

Газификация - термохимический процесс взаимодействия топлива с газо-или парогазообразными реагентами, содержащими окислитель (обычно кислород), в целях получения горючих газов. При газификации практически вся органическая масса топлива превращается в газ, и лишь в отдельных случаях наблюдается образование небольших количеств смолопродуктов.

Химические реакции, протекающие в процессе газификации топлива, имеют окислительно-восстановительный характер.

Взаимодействие углерода с кислородом происходит по следующим итоговым изотермическим реакциям [2]:

С + О 2 = СО2 + 407 МДж/кмоль;

С +1/2 О 2 = СО +123 МДж/кмоль.

© Э.Р.Зверева, Е.В. Шаронова, А.Г.Лаптев Проблемы энергетики, 2005, № 5-6

При наличии в дутье водяного пара углерод реагирует с водяным паром по эндотермическим реакциям

С + Н2О = СО + Н2 -118,7 МДж/кмоль;

С + 2Н2О = СО + 2Н2 - 74,46 МДж/кмоль.

Так как протекающий при этом процесс идет с поглощением тепла, поддерживать его непрерывным можно лишь при соблюдении

термонейтральности реакций, т.е. когда суммарный тепловой эффект этих реакций равен нулю. В идеальном случае при парокислородном дутье газификация углерода протекает по следующим двум реакциям:

2С + О 2 = 2СО + 246 МДж/кмоль;

С + Н2О = СО + Н2 -118,7 МДж/кмоль.

При полном использовании тепла первой реакции суммарное уравнение газификации имеет вид

4,08С + О2 + 2,08Н2О = 4,08С0 + 2,08С0 + 2,08Н2О .

При высокой температуре (выше 1000°С) протекает гетерогенная реакция восстановления диоксида углерода на раскалённом углероде:

С + СО 2 = 2СО -161,5 МДж/кмоль.

На кинетику этой реакции, помимо концентрации реагирующих веществ, давления и температуры процесса, влияет состояние реагирующей поверхности углерода (пористость, степень совершенства кристаллической решётки), присутствие и состав примесей в углеродной массе, которые могут играть роль катализаторов процесса.

Ценность генераторного газа возрастает при появлении в нём метана и его гомологов. Метан, будучи наиболее устойчивым соединением среди углеводородов, образуется в заметном количестве в условиях газификации под давлением в ходе следующих обратимых экзотермических реакций синтеза:

2СО + 2Н2 ~ СО2+СН2 ;

СО + 3Н2 ~ СН4+Н2О ;

СО2 +4Н2 ~ СН4 +2Н2О.

Наиболее активно эти реакции идут в присутствии катализаторов при температуре 900-1000°С, при этом синтез метана протекает преимущественно по второй реакции [2]. К настоящему времени освоены различные модификации промышленных процессов газификации углей, наиболее распространенными из

© Проблемы энергетики, 2005, № 5-6

которых являются технологии Лурги (стационарный слой кускового угля), Винклера (кипящий слой угольных частиц), Копперс-Тотцека (пылеугольный поток), Тексако (водноугольная суспензия) и их различные модификации.

В настоящее время эксплуатируется много газогенераторов, перерабатывающих кусковое топливо, что связано с малым уносом минеральных примесей в смолу. В качестве сырья для газификации может быть использовано любое твердое топливо - от древесной щепы и торфа до антрацита и кокса. Кусковое топливо обычно газифицируют в стационарном состоянии: слой топлива и газ движутся противотоком навстречу друг другу. Использование противотока создает благоприятные условия для увеличения полноты газификации, уменьшается опасность уноса угля из аппарата. Наиболее распространена в настоящее время газификация крупнозернистого топлива в плотном слое методом Ьи^1, осуществляемым при повышенном давлении.

По справочным данным [3,4] авторами произведен расчет процесса газификации твердого топлива на парокислородном дутье под давлением для равновесного состояния методом Дешалита. Исходными данными для расчета явились состав и характеристика газифицируемого топлива, состав дутья и параметры процесса (табл. 1, 2). Расчеты основаны на результатах, полученных при промышленных испытаниях газификаторов на различных видах топлива. Ниже приведены результаты расчета основных показателей газификации 15 марок углей Кузнецкого бассейна на парокислородном дутье при давлении 2МПа (табл. 3).

Таблица 1

Расчетный состав газа, получаемого при слоевой газификации твердого топлива на парокислородном дутье под давлением 2 МПа

Компонент Состав газа на рабочую массу, %

СО2 36,3

СО 15

СН4 5,75

N2 1,21

Н2 41,2

Таблица 2

Характеристики газифицируемого топлива и параметры процесса.

Наименование Обозначение Величина,“/)

Потеря рабочего топлива с уносом 8У 4

Доля углерода в сухом шлаке X 20

Выход смолы 8см 4

Выход газового бензина ётб 2

Содержание углерода в бензине Сгб 85

Проблемы энергетики, 2005, Ж» 5-6

©

Таблица 3

Расчет основных показателей слоевой газификации Кузнецких углей по методу Ьищ!

Марка угля Доля углеродаї), % Зольность топлива, АГ, % Уд. выход сухого газа, І С.І . нм3/кг Кол-во газифиц. углерода, Сгяз, % Выход неочшц. газа на 100кг раб. топл., 1 газ, м3 Хим. КПД газифик., ТЬ % Низшая теплота сгорания, ОІ'. кДж/кг топлива Расход топлива на газифик., В, кг/ч

исходное топливо, ( 1 твердый унос, Су шлак, с '-'ШЛ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ДР,ДСШ 56,4 2,256 3.816 15,9 2,20 45,43 148,50 84,67 21900 67,40

ГР, гмсш 60,1 3,32 4,056 16,9 2,37 54,41 177,88 84,52 23570 75,15

СС2СССШ 46,6 1,864 6,888 28,7 1,970 32,948 107,71 91,67 18090 54,66

СС1СССШ 54,3 2,172 2,448 10,2 2,087 44,78 146,39 83,73 20980 70,14

ТОМСТР 60,8 2,432 4,368 18,2 2,371 49,1 160,51 85,28 23400 67,70

Г, пром 66 2,64 3,96 16,5 2,534 54,5 178,16 84,21 25330 70,30

Г, ГР, шлам 70,2 2,808 3,504 14,6 2,662 58,988 192,83 89,20 25120 72,43

Г, шлам 45,2 1,808 9,48 39,5 2,008 29,012 94,84 95,41 17710 47,24

Г + Ж 49,5 1,98 8,136 33,9 2,110 34,484 112,73 93,41 19010 53,43

Г + К 68,8 2,752 3,888 16,2 2,627 57,26 187,18 91,53 24160 71,24

К, пром 48,3 1,932 4,128 17,2 1,938 37,34 122,06 90,62 18000 62,99

К, шлам 53,4 2,136 4,08 17 2,110 42,284 138,23 86,54 20520 65,52

К + КЖ, ш 44,5 1,78 4,824 20,1 1,831 32,996 107,86 94,40 16330 58,89

К + Ж 61,4 2,456 3,552 14,8 2,365 50,492 165,06 86,12 23110 69,80

КЖ, пром 48,2 1,928 3,216 13,4 1,905 38,156 124,73 95,71 16750 65,49

Примечание:

1) Доля углерода в смолоиродуктах, 2Ссм - 4,9%; 3) Содержание углерода в неочищенном газе, ЕСгаз - 30,59 кг;

2) Молекулярная масса углерода, Мс -12,011 кг; 4) Низшая теплота сгорания сухого газа, - 8416,6 кДж/м3

К недостаткам метода Lurgi относят: 1) жесткие ограничения по размерам частиц — не менее 5 мм (так как при большом содержании мелочи снижается производительность аппарата); 2) наряду с газификацией происходит термическое разложение топлива с образованием продуктов полукоксования, которые необходимо извлекать из газа и перерабатывать; 3) низкую степень разложения водяного пара (30—40%), вследствие чего остальное его количество при охлаждении газа конденсируется с образованием химически загрязненной воды, требующей тщательной очистки.

Как видно из табл. 3, низшая теплота сгорания газифицируемого топлива зависит от состава топлива - она резко увеличивается с ростом доли углерода и более спокойно растет с уменьшением зольности топлива; увеличение низшей теплоты сгорания приводит к снижению химического КПД газификации и повышенному расходу топлива.

Весьма эффективен способ газификации мелкозернистого (размер частиц до 10 мм) топлива в псевдоожиженном (кипящем) слое (метод Winkler). Метод имеет существенные достоинства: возможность непрерывной подачи топлива в

газогенератор; интенсивная теплопередача и хорошее перемешивание, обеспечивающее изотермический режим в реакционной зоне; простота регулирования температуры и высокая производительность аппарата (табл. 4). Наиболее предпочтительными топливами для газификации по этому методу являются высокореакционные и неспекающиеся угли, в основном бурые, например, угли Подмосковного бассейна (табл. 5).

Таблица 4

Показатели процесса газификации твёрдого топлива по методу Winkler

Показатель Газифицируемый слой

псевдоожиженный

Характер движения топлива по отношению к газу Прямоток, возвратно-поступательное движение частиц

Метод золошлакоудаления Сухой - 30%, через низ; с уносом 70%

Время пребывания в газогенераторе, сек: частиц топлива газа До 1200 3 - 5

Коэффициент использования углерода, % 85

Производительность современного газогенератора по сухому неочищенному газу, тыс. м3/ч по углю, т/ч до 100 до 70

Таблица 5

Требования к используемому топливу при газификации в псевдоожиженном слое

Крупность зерна 0 - 8 до 10

Ситовой состав 0,1 мм 15% 1 - 3 мм 25% 3 - 8 мм 60%

Спекаемость топлива Не должно спекаться

Поведение топлива при высокой температуре Не должно разрушаться

Температура плавления золы, С° Выше 1100

Предпочтительная влажность топлива, поступающего в генератор масс % 5 - 8; допустимо 10

Ниже приведены результаты расчёта основных показателей газификации 12 марок углей Подмосковного бассейна в псевдоожиженном слое на парокислородном дутье при давлении 2 МПа в аппарате Winkler (табл.6).

Суммарный расход генераторного газа: V = 3000*23,75 = 71250 м3/ч, где 3000 м3/ч - производительность газогенератора на 1 м2 сечения шахты;

F = ж/4 • D2 = 3,14 (5,5)2/4 = 23,75 м2 - площадь сечения шахты газогенератора, где D - диаметр шахты газогенератора, м.

Как показали расчеты, повышение степени углефикации твердого топлива влияет на его теплоту сгорания (повышает); с повышением тепловой ценности топлива увеличивается выход сухого газа и уменьшается расход топлива.

У способа Winkler есть следующие недостатки: большой унос с газом непрореагировавшего топлива, которое трудно возвратить на газификацию, так как оно выделяется в выносном мультициклоне вместе с большим количеством золы; пониженные температуры в зоне реакции, лимитируемые выводом золы в сухом виде.

В настоящее время большие надежды связываются с развитием ПГУ с газификацией угля, которые успешно осваиваются в Европе и в США [6]. Эта технология позволяет достичь КПД более 50 %, тогда как угольные паровые энергоблоки при традиционном сжигании имеют КПД до 44 %. Она позволяет также значительно снизить эмиссию SO2, NOx и твердых частиц. Развитие технологий с газификацией твердого топлива может получить сильный импульс при повышении цен на газ. Тепловая экономичность ПГУ существенно выше, чем обычных ТЭС и отдельных ГТУ. Парогазовые установки в России и в странах СНГ еще не получили широкого применения (ПГУ внедрены в Невиномысской и Молдавской ГРЭС, Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга).

Выводы

Применение газификации твёрдого топлива на электростанциях позволяет решить несколько задач, главными из которых являются:

- получение экологически чистого энергетического топлива - газа, сжигание которого практически исключает загрязнение атмосферы, почвы и водоёмов вредными выбросами, снижает выброс диоксида углерода - основного парникового газа;

- возможность значительно (до 50% и больше) увеличить энергетический КПД ТЭС за счет включения в её тепловую схему парогазовых установок, работающих на очищенном генераторном газе;

- расширение диапазона и масштабов использования на ТЭС низкосортных топлив, по запасам которых Россия занимает первое место в мире.

При газификации твёрдого топлива зола практически не поступает в котёл, что повышает надёжность его работы; в то же время, не будучи окисленной, зола сохраняет свои вяжущие свойства и может квалифицированно использоваться в строительной отрасли, например, в качестве активной добавки к цементу, для изготовления шлакоблоков повышенной прочности и т.п.

При организации газификации топлива в кипящем слое упрощается подготовка топлива на ТЭС, так как отпадает необходимость пылеприготовления, исключается очистка дымовых газов от летучей золы, вместо которой очищается генераторный газ, объём которого в 10 и более раз меньше, чем объём дымовых

© Проблемы энергетики, 2005, N° 5-6

Таблица 6

Расчет основных показателей газификации углей Подмосковного бассейна в псевдоожиженном слое по методу Winkler

Марка угля Доля углеродаї), % Зольность топлива, АГ, % Уд. выход сухого газа, Fc.r , нм3/кг Кол-во газифиц. углерода, Сгш, % Выход неочищ. газа на 100кг раб. топл., 1 1 ам3 Хим. КПД газифик., Лх, % Низшая теплота сгорания , ОІ'. кДж/кг топлива Расход топлива на газифик., Д кг/ч

исходное топливо, сг твердый унос, Су шлак, Сщл

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Щекинская шахта

Б2Р 1,164 29,1 6,225 25,94 1,188 21,711 70,742 97,04 10380 59,97

Б2МСШ 1,088 27,2 6,247 26,03 1,125 19,865 64,727 95,77 9960 63,3

Б20МСШ 1,14 28,5 6,206 25,86 1,168 21,154 68,927 95,4 10380 61

Смирновская шахта

Б2Р 32,42 1,297 5,314 22,144 1,271 25,809 84,095 90,6 11890 56,05

Б2МСШ 31,249 1,249 5,5 22,941 1,238 24,5 79,83 91,04 11530 57,55

Красноармейская шахта

Б2Р 31,297 1,251 5,418 22,576 1,237 24,628 80,247 92,82 57,599 11300

Б2МСШ 32,777 1,311 4,146 17,278 1,245 27,32 89,01 90,61 11650 57,228

Бородинская шахта

Б2Р 27,87 1,114 6,172 25,72 1,145 20,584 67,07 97,86 9920 62,227

Б2МСШ 27,15 1,086 6,41 26,71 1,128 19,654 64,04 99,31 9630 63,164

Разрезы

Кимовский, Б2Р 29,741 1,189 4,586 19,11 1,157 23,966 78,09 90,41 10850 61,581

Ушаковский, Б2Р 28,744 1,149 5,586 23,275 1,156 22,009 71,71 94,79 10340 61,581

Богородицкий, Б2Р 26,65 1,066 5,772 24,05 1,091 19,812 64,55 97,37 9500 65,307

Примечание:

1) Потеря рабочего топлива с уносом, gv - 4%; 3) Содержание углерода в неочищенном газе, 2Сгаз " 30,69 кг;

3

2) Доля углевода в сухом шлаке, х - 20%: 4) Низшая теплота сгопания сухого газа. (>,. - 8478.97 кДж/м

газов. Наконец, может быть снижена высота дымовых труб при организации эффективного подавления образования оксидов азота в топке. Всё это позволяет не только компенсировать затраты на газификацию, но и получить определённый экономический эффект помимо эффекта экологического.

Summary

The purpose of the given research work is the problem of development of modern technology of processing offirm power fuel. Authors had been made calculation of process of gasification fuels Kuznetsk and Situated near Moscow pools on pair-oxygen blasting under pressure for an equilibrium condition method Deshalit’s on the help data. The initial data for calculation are the structure and the characteristic gasification fuel, structure of blasting and parameters of process.

Литература

1. Лисиенко В.Г., Щелоков Я.М., Ладыгичев М.Г. Хрестоматия энергосбережения.- М.: Теплоэнергетик, 2003.

2. Химическая технология твердых горючих ископаемых: Учеб. для вузов /Под ред. Г.Н.Макарова и Г.Д. Харламповича.-М.: Химия, 1986.

3. Степанов С.Г. Тенденции развития и новые инженерные решения в газификации угля.- М.: Уголь, 2002.- №11.

4. Теплотехнические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Под. ред. А.В. Клименко, В.М. Зорина.- М.: Изд-во МЭИ, 2003.

5. Белосельский Б.С. Технология топлива и энергетических масел.- М.: Изд-во МЭИ, 2003.

6. Винтовкин А. А., Ладыгичев М.Г., Голдобин Ю.М., Ясников Г.П. Технологическое сжигание и использование топлива.- М.: Металлургия, 1998.

7. Абрамов А.И., Елизаров Д.П., Ремезов А.Н., Седлов А.С., Стерман Л.С. Шищенко В.В. Повышение экологической безопасности ТЭС.- М.: МЭИ, 2002.

8. Зверева Э.Р., Шаронова Е.В. Газификация твердого топлива: Сборник трудов V Международного симпозиума «Ресурсоэффективность и энергосбережение».-Казань.- 2004.

9. Зверева Э.Р., Шаронова Е.В. Проблемы газификации углей Кузнецкого бассейна: Сборник материалов Межвузовской научно-практической

конференции, посвященной 25-летию Камского государственного

политехнического института.- Ч.1.-Набережные Челны.- 2005.- С.169-171.

Поступила 30.05.2005