CC BY
21
© С. С. Тимофеева, Ю.В. Караева УДК 620.92:662:73
ТЕРМОХИМИЧЕСКАЯ ПЕРЕРАБОТКА НИЗКОСОРТНОГО ТОРФА НА ОСНОВЕ
ГАЗИФИКАЦИИ
С.С. Тимофеева1, Ю.В. Караева2
'Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, 2ИЭПТ ФИЦ КазНЦ РАН
zvezdochka198512@mail.ru, julieenergy@list.ru
Резюме: ЦЕЛЬЮ работы является исследование процесса газификации торфа, характеризующегося низкими показателями качества, а также разработка технологической схемы автономного энергоснабжения с поточным газогенератором. ЗАДАЧИ. Исследовать основные физико-химические процессы, происходящие при газификации в поточном газогенераторе. Разработать методику расчета состава генераторного газа, получаемого из торфа. Выполнить расчет состава генераторного газа из низинного и верхового торфа на парокислородном дутье. Разработать технологическую схему автономного энергоснабжения на основе газификации низкосортного топлива в поточном газогенераторе. МЕТОДЫ. При решении поставленной задачи использовались балансовые уравнения, методы расчета концентраций продуктов химических реакций с учетом констант равновесия, а также основные принципы формирования технологических схем. РЕЗУЛЬТАТЫ. В статье исследован процесс термохимической переработки торфа на основе его газификации, а также рассматривается возможность автономного энергоснабжения с поточным газогенератором. Исследованы основные физико-химические процессы, происходящие в поточном газогенераторе вертикального типа. На основании разработанной методики рассчитан состав газов, полученных из низкосортных низинного и верхового торфа Владимирской области. Разработана технологическая схема автономного энергоснабжения с поточным газогенератором. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Результаты расчетов показали, что основными компонентами оксиводяного газа являются оксид, углерода и водород, также в небольшом количестве содержится метан. Инертные примеси в газе составляют от 0,18 до 0,24 % для низинного и верхового торфа. Средняя теплотворная способность полученных газов из торфа составила 10,2 МДж/кг. Сравнительный анализ показал, что полученные расчетные значения по составу и теплотворной способности хорошо согласуются с литературными данными. На основании полученных результатов была разработана технологическая схема автономного энергоснабжения с поточным газогенератором, которая может включаться в технологический цикл в местах непосредственной добычи торфа, поскольку энергоснабжение перерабатывающего комплекса будет осуществляться за счет собственных торфяных ресурсов и будет независимым от других источников.
Ключевые слова: газификация; торф; поточный газогенератор; технологическая схема; автономное энергоснабжение.
THERMOCHEMICAL PROCESSING OF LOW-GRADE PEAT BASED ON
GASIFICATION
SS. Timofeeva1, YV. Karaeva2
'Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia
2IPEAT FRC Kazan Scientific Center of RAS
zvezdochka198512@mail.ru, julieenergy@list.ru
Abstract: THE PURPOSE. The aim of the work is to study the process of gasification of peat, characterized by low quality indicators, as well as the development of the technological scheme of autonomous power supply with an in-line gasifier. RESEARCH OBJECTIVES. To investigate the main physical and chemical processes occurring during gasification in an in-line gasifier To develop a methodology for calculating the composition of the generator gas obtained from peat. To calculate the composition of generator gas from lowland and upland peat at steam-oxygen blowing. To work out the technological scheme of the autonomous energy supply on the basis of
gasification of low-grade fuel in an in-line gasifier. METHODS. The balance equations, methods of calculating the concentrations of chemical reactions products with the equilibrium constants as well as the basic principles of forming the technological schemes were used when solving the problem in question. RESULTS. The process of thermochemical processing of peat based on its gasification is investigated in the article, and the possibility of autonomous power supply with an in-line gasifier is considered. The basic physical and chemical processes taking place in an in-line gasifier of vertical type are investigated. On the basis of the developed methodology the composition of gases obtained from low-grade lowland and upland peat of the Vladimir region is calculated. Technological scheme of an autonomous power supply with an inline gas generator is developed. CONCLUSIONS. Results of calculations show that the main components of the oxyhydrogen gas are oxide, carbon and hydrogen, also in small amounts contain methane. Inert impurities in the gas are from 0,18 to 0,24 % for low- and high-moor peat. The average calorific value of the obtained peat gases was 10.2 MJ/kg. Comparative analysis showed that the obtained calculated values on the composition and calorific value are in good agreement with the literature data. On the basis of the obtained results the technological scheme of autonomous energy supply with in-line gasifier was developed, which can be included into the technological cycle in the places of direct peat extraction, as the energy supply of the processing complex will be carried out at the expense of its own peat resources and will be independent of other sources.
Keywords: gasification; peat; in-line gasifier; process flow diagram; autonomous power supply.
Введение
В настоящее время все большее внимание уделяется поиску возобновляемых источников энергии и экологически безопасных технологий в связи с постепенным истощением запасов традиционного топлива, увеличением энергопотребления и повышением стоимости природного газа. Актуальным становится применение местных возобновляемых источников энергии, которое позволило бы решить проблемы энергообеспечения предприятий и жилищно-коммунального хозяйства. Дефицит высококачественного промышленного топлива обращает внимание на использование широко распространенных и маловостребованных ископаемые виды топлива (горючих сланцев, торфа, бурого угля) и других видов сырья, ранее относимых к отходам [1, 2]. Использование различных видов бытовых отходов и биомассы в качестве топлива представляет собой еще один способ замены традиционных видов топлива [3, 4].
В регионах, в которых отсутствуют собственные запасы ценных жидких углеводородов и каменного угля или разработка таких месторождений невозможна в силу экономических и географических причин, энергообеспечение зависит полностью от привозного топлива, что напрямую оказывает влияние на коммунальные тарифы, топливная составляющая в которых составляет 75% от общей стоимости. Таким образом, в таких регионах актуальна разработка торфяных месторождений и вовлечение в энергетику также других местных возобновляемых энергетических биоресурсов, таких как древесина, отходы деревообработки и другая растительная биомасса [5]. Торфяные ресурсы являются наиболее калорийным видом природной биомассы, широко распространенной в мире. Торф наряду с бурым углем являются привлекательным энергоресурсом и его потенциал может быть полностью раскрыт только при наличии эффективной термохимической технологии переработки.
Целью работы является исследование процесса газификации торфа, характеризующегося низкими показателями качества, а также разработка технологической схемы автономного энергоснабжения с поточным газогенератором.
Литературный обзор
Торф представляет собой медленно возобновляемый ресурс. В настоящее время в России на долю торфа среди других топливных ресурсов приходится менее 0,1%. Для многих регионов России, использование торфа в качестве основного источника топлива является оправданным и перспективным [6]. Торф имеет существенные преимущества перед твердым и жидким топливом. Исследования, проведенные, в частности, в Финляндии и Швеции, показали, что торф в экологическом отношении предпочтительнее угля. По сравнению с газом торф существенно меньше выделяет СО2, но в отличие от газа выбрасывает золу. Однако зола, как считают специалисты, является прекрасным удобрением для растениеводства, к тому же утилизация торфяной золы отличается простотой по сравнению с утилизацией угольных шлаков.
В России по подсчетам экспертов сосредоточено от 40 до 60% мировых запасов торфа. В Томской области находятся 31,8% торфяных месторождений, в Вологодской -12,5%. Также большими запасами торфа обладают Центральные регионы - Рязанская, Московская и Владимирская области [7].
Основными сдерживающими факторами использования торфа в качестве топлива являются его невысокая теплотворная способность, сезонность, добычи и сложность транспортировки даже на небольшие расстояния, так как его перевозка на расстояния более чем 25-30 км экономически нецелесообразна. В связи с этим необходимо улучшение теплотехнических характеристик торфа и его использование около месторождений.
Газификация торфа является перспективным способом улучшения характеристик торфяного сырья в процессе его подготовки перед сжиганием [8-10]. В результате газификации твердого топлива происходит термохимическое разложение органической массы при недостатке кислорода в горючий газ (генераторный газ, синтез-газ) [7]. Он может заменить природный газ на котельных и ПГУ-ТЭС, при этом организация технологического процесса производства энергии будет состоять из следующих основных стадий [11-13]:
1) Подготовка твердого топлива к производству горючего газа. Эта стадия состоит из процессов сушки, измельчения и просеивания твердого топлива с его техническим анализом.
2) Газификация твердого топлива с получением горючего газа в газогенераторах. Газогенераторы могут работать при различных температурах и давлениях в зависимости от способа газификации. В качестве окислителей можно применяться кислородное, парокислородное, воздушное или паровоздушное дутье, а также смесь воздуха с углекислым газом [14].
3) Очистка горючего газа от твердых примесей и вредных газообразных компонентов.
4) Сжигание газа в камере сгорания ГТУ с производством электрической энергии.
5) Производство тепловой энергии с утилизацией теплоты уходящих газов из ГТУ
При работе ГТУ на искусственном газе большое влияние на стабильность ее работы
могут оказывать изменения состава и теплоты сгорания газообразного топлива. Основной проблемой при использовании горючего газа, полученного при газификации, является его более низкая теплота сгорания по сравнению с природным газом, а также нежелательные примеси, которые присутствуют в генераторном газе.
Материалы и методы
Объектами исследования являлись образцы торфа низинного и верхового типа Владимирской области (Россия), характеристики которых представлены в таблице 1, 2. Образцы исследуемых торфов были высушены в сушильном шкафу ШСЛ-43/250В до воздушно-сухого состояния при температуре 105°С, а также подвергнуты размолу в планетарной шаровой мельнице Активатор-25Х с отбором частиц не более 3 мм. Элементный анализ образцов торфа осуществлялся на СИ№ анализаторе ЕигоЕА3000 производства «Еигоуе^ог БрА» (Италия). Химический анализ минеральной части исследовался с помощью энергодисперсионного флуоресцентного рентгеновского спектрометра ЕПХ-800И82 производства «БМтайги» (Япония). Теплота сгорания исследуемых определялась в калориметре 1КА С200.
Таблица 1
_Теплотехнические характеристики торфа_
Характеристики Низинный торф Верховой торф
Влажность, % на рабочую массу 74 62
Влажность,% на воздушно-сухое 10 9
состояние
Зольность, % на рабочую массу 10 16
Низшая теплота сгорания, кДж/кг 16044 12524
на рабочую массу
Выход летучих, % 70 70
Насыпная плотность, кг/м3 559 550
Элементный состав на горючую
массу, %:
С 42,6 46,9
Н 5,45 5,9
N 1,49 0,42
О+Б 34,16 40,28
Анализ теплотехнических торфа показал, что исследуемые образцы торфы в сыром виде малопригодны для прямого сжигания из-за высоких значений влажности и содержания
оксидов СаО и SiO2 в зольном остатке (табл. 2). Прямое сжигание такого топлива будет сопровождаться дополнительными затратами на сушку и негативным влиянием на поверхности нагрева энергетических установок. Топливо, которое характеризуется высокими показателями влажности и зольности называют низкосортным или «некондиционным сырьем». В связи с этим использование исследованных низкосортных типов торфа в энергетических целях возможно путем его комплексной переработки с получением композиционных топлив и термохимической переработки с применением технологий пиролиза и газификации. В аппаратах термохимической переработки можно перерабатывать сырье любого состава и получать продукты с добавленной стоимостью, такие как синтез-газ, пиролизная жидкость, биоуголь и другие сопутствующие продукты.
Таблица 2
Химический состав золы
Материал Компоненты золы, %
СаО Fe2O3 SiO2 SO3 A2O3 K2O MgO P2O5 TiO2 Прочие
Низинный 30,28 26,17 20,32 9,72 6,4 2 1,6 1,29 1,07 1,15
торф
Верховой 18,11 9,2 41,82 14,39 10,11 2,27 - 1,68 1,75 0,67
торф
Физико-химические процессы в поточном газогенераторе
Для изучения физико-химических процессов преобразования твердого топлива в соответствие с методологией приближенного моделирования и конструирования физико-химических систем рассматривается процесс газификации торфа в поточном газогенераторе вертикального типа, который представлен на рисунке 1. В таком газогенераторе процесс газообразования может происходить как при атмосферном, так и при повышенном давлении.
Рис. 1. Поточный газогенератор
Fig. 1. Flow gas generator
Процесс газификации в поточном газогенераторе разбивается на несколько зон в соответствии с происходящими в них основными этапами преобразования топлива: прогрев частицы топлива с испарением влаги (I зона), выделение летучих (II зона), газификация топлива (III зона). Рассмотрим более подробно процессы, происходящие в каждой зоне газогенератора. Первые две зоны представляют собой подготовку топлива к газификации или так называемый пиролиз. Сушка торфа в I зоне состоит из процессов испарения механически связанной влаги с поверхности образцов торфа и химически связанной влаги. Данные процессы сопровождаются поглощением тепловой энергии. Физико-химически связанная влага удерживается на внутренней поверхности пор адсорбционными силами. Химически связанная вода представляет собой воду гидратации активных групп
высокомолекулярных соединений и составляет менее 10 % всей воды, содержащейся в торфе.
Во II зоне с ростом температуры внутри частиц торфяной пыли начинают протекать реакции выделения летучих компонентов. Сначала испаряются легкие летучие компоненты торфа, а менее летучие соединения начинают конденсироваться, образуя ароматические структуры [15]. В процессе деструкции угольного вещества происходит выделение газообразных компонентов СО2, СО, Н2, Н2Б, N и СН4. Теоретически могут образовываться смола и некоторые углеводороды, в частности этан, но в незначительных количествах, поэтому при расчетах ими обычно пренебрегают. В результате процессов, происходящих в I и II зонах, происходит значительное изменение внешней и внутренней его структур, характеризующееся образованием трещин, пор в частицах торфа, в результате чего формируется коксовый остаток.
В III зоне газогенератора под действием высокой температуры выше 1000°С происходят процессы газификации коксового остатка с протеканием гомогенных и гетерогенных реакций образования газообразных соединений и взаимодействия коксового остатка и летучих с окислителем. В результате процесса газификации в зависимости от типа применяемого дутья образуется воздушный или оксиводяной генераторный газ.
Методика расчета состава генераторного газа
В данной работе был проведен расчет состава генераторного газа с использованием зависимостей ранее разработанной методики [7]. При расчете компонентов газа составляются балансовые уравнения элементов топлива с учетом характеристик дутья, определяются основные реакции газификации с определением констант равновесия. Расчет ведется в соответствии со схемой процесса газификации в 3 этапа: рассчитывается изменение массы топлива с учетом процессов, происходящих в каждой зоне, и на основании реакций газификации определяются основные компоненты генераторного газа (рис. 2).
Зопя Газ
Рис. 2. Схема процесса поточной газификации Fig. 2. Flow-through gasification process diagram
Основные зависимости методики расчета представлены в следующем виде. Зольность пыли определяется следующим образом:
П _ АР 100П
А _А 100-Гр
где АП - зольность пыли, %; АР - зольность рабочей массы топлива, %; Расход пыли определяется по следующей формуле:
£П _ gр ■ Ар • 0,01,
(1)
(2)
где ^ - расход пыли, кг.
Масса топлива после испарения влаги в 1 зоне определяется следующим образом:
gт,C _ gт - gвл , (3)
где gTIC - расход подсушенного топлива, кг; gт - расход исходного топлива, кг; gвл -расход влаги, кг.
Масса горючей части топлива gTГ , кг, определяется следующим образом:
ёт,г = ёт-(gw + ёп) ' (4)
Рассчитываются массы горючих элементов, исходя из содержания каждого элемента в горючей массе топлива:
тхг = ёт,г • Хг • 0,01, (5)
где Хг - содержание элемента в горючей массе топлива, %. Состав горючей массы торфа представлен С, Н, О, N.
Определяются массы летучих и нелетучих компонентов топлива. Масса летучих определяется следующим образом:
Шт,л = Шт,г •у7 • 0,01, (6)
где Vг- выход летучих, %.
Масса коксового остатка:
ёт,к = ёт,г — ёт,л , (7)
где ёт к - расход коксового остатка, кг.
Масса нелетучих элементов в коксовом остатке:
Шхк = Шт,к • ХК • 0,01, (8)
где ХК - содержание элементов в коксовом остатке, %. Масса летучих элементов:
Шхл = Шт,л • хЛ •0,01' (9)
Расчет компонентов генераторного газа ведется с учетом элементного состава компонентов коксового остатка (Ск, Нк, Ок, 8к), которые вступают в III зоне в реакции газификации. Также в реакциях газификации участвую газы, которые выделились во II зоне в результате выделения летучих.
Баланс углерода составляется следующим образом. Углерод топлива расходуется на образование оксида углерода, водорода и метана:
ёх • ск
—М-= + Ос02 + Осн4 , (10)
где Ск - содержание углерода в коксовом остатке, доли; Мс - молекулярная масса
углерода, кг/моль; Ос0, Ос02, Осн4 - содержание оксида углерода, диоксида углерода и
метана соответственно, моль.
Баланс водорода представляется в следующем виде:
ш Н к
±хк_-= зн + О + 2Осн , (11)
Мя Мн2о н2 н20 4
где Нк - содержание водорода в коксовом остатке, доли; МН - молекулярная масса
водорода, кг/моль; Он2, Он20 - содержание водорода, водяного пара соответственно, моль.
В балансе кислорода учитывается О2, входящий в состав коксового остатка, влаги топлива и дутье:
ёК + + -°2СО+0СО +0Н 0 (12)
М02 Мн20 М02 СО С°2 "2°
где Ок - содержание кислорода в коксовом остатке, доли; Овл - содержание кислорода во влаге топлива, кг; Мщ0 - молекулярная масса водяного пара, кг/моль; О2п - расход
кислорода в дутье (пар); 02 - расход кислорода в дутье. Баланс азота выглядит следующим образом:
ё Хк
Мк
= ^N2 (13)
1 N
где Nк - содержание азота в коксовом остатке, доли; М1 - молекулярная масса азота, кг/моль; - содержание азота, моли.
Баланс серы представляется в следующем виде:
• ^
М,
где 5 - содержание серы в коксовом остатке, доли; М5 - молекулярная масса серы, кг/моль; - содержание сероводорода в газе, моли.
При расчете компонентов газа при газификации с использованием парокислородного дутья наиболее важными являются химические реакции, протекающие в зоне восстановления:
С+О2=СО2. (15)
СО+Н2О=СО2+Н2. (16)
С+2Н2=СН4. (17)
В соответствии с основными реакциями газификации определяются константы равновесия в зависимости от температуры и давления:
О2
к — со
к О
КР2 =Ос
со2
Осо • О
н2о
•Он
°сн.
Крз = О
(18)
(19)
(20)
Н2
В формулах (18)-(20) К, , К, , К,, - ]
- константы равновесия.
Состав генераторного газа определяется путем расчета по зависимостям (1)-(14), составления основных реакций газификации в зависимости от типа применяемого окислителя (15)-(17) и определения констант равновесия (18)-(20) по справочным данным в зависимости от температуры и давления.
Результаты
Основные режимные параметры процесса газификации, принятые при расчете, представлены в таблице 3.
Таблица 3
Режимные параметры процесса газификации
Режимные параметры Значение
Организация процесса Прямая, поточная
Дутье парокислородное
Температура, С 1000
Давление, атм 1
Размер частиц пыли, мкм 1000
Влажность пыли, % 12
Доля рециркуляции, % 0,05
Соотношение кислорода к пару 11/88
Расход дутья, кг/кг 2,21
Выход генераторного газа, нм3/кг 1,79
При расчете задается средний состав кокса для торфа: Ск=97,8%, Нк=0,6%, N"=1,9%, Ок=7,3%, 8к=0,2% [17]. В результате проведенных расчетов был проведен пересчет массы топлива на различные состояния в процессе газификации, был определен состав летучих компонентов газа и коксового остатка, а также рассчитан состав генераторного газа из торфа, полученного при газификации на парокислородном дутье (табл. 4).
Таблица 4
_Состав генераторного газа из торфа_
Образец Компоненты генераторного газа, мас. %
СО СО2 Н2 СН4 N2 н2б
Низинный 25,7 12,46 59,7 1,9 0,11 0,13
торф
Верховой 27,72 15,6 54,8 1,7 0,07 0,11
торф
Результаты расчетов показали, что основными компонентами оксиводяного газа являются оксид, углерода и водород, также в небольшом количестве содержится метан. Инертные примеси в газе составляют от 0,18 до 0,24 % для 2 типов торфа, которые значения связаны с содержанием серы и азота в исходном составе торфа. Среднее значение
теплотворной способности для газа из низинного и верхового торфа составило 10,2 МДж/нм3 (для низинного 10,4 МДж/нм3, для верхового - 10 МДж/нм3). Таким образом, полученный в результате расчетов состав генераторного газа соответствует газу со средней теплотой сгорания (от 8 до 20 МДж/ нм3) [11]. На основании проведенных расчетов получен состав генераторного газа, который может служить альтернативой природному газу, а также использоваться в качестве топлива для энергетических установок.
На основании проведенных исследований была разработана технологическая схема автономного энергоснабжения на основе газификации низкосортного топлива в поточном газогенераторе (рис. 3). Такая схема предусматривает комплексную переработку торфа, в том числе низкосортного, с производством не только тепловой и электрической энергии, но и получением других товарных продуктов.
Рассмотрим принцип работы технологической схемы производства энергии на основе газификации торфа. Технологическая схема состоит из двух частей: термохимической переработки торфа на основе газификации и энергетической частью, в которой происходит сжигание генераторного газа с получением тепловой и электрической энергии.
В первую очередь, в схеме осуществляется подготовка торфа, которая включает в себя процессы сушки, измельчения и просеивания. Для подбора сушильно-мельничного оборудования определяются теплотехнические свойства исходного сырья. Одним из важных параметров для выбора оборудования является влажность исходного сырья. В качестве сушильного агента может применяться горячий воздух, либо азот, полученный в системе воздухоразделения.
Оборудование системы подготовки окислителя компонуется на основании выбора окислителя. Поскольку в настоящей работе рассматривается процесс газификации торфа на парокислородном дутье, то основным оборудованием является воздухоразделительная установка. В воздухоразделительной установке происходит разделение воздуха с получением кислорода для газификации и азота, который может направляться в систему подготовки торфа, либо на сжигание в камеру сгорания в энергетической части схемы. Вспомогательное оборудование системы подготовки окислителя включает в себя смесители и теплообменники. Водяной пар для парокислородного дуться отбирается из общего количества выработанного в системе производства энергии пара. При использовании паровоздушного дутья компоновка системы подготовки окислителя упрощается и включает в себя вентиляторы, смесители и теплообменное оборудование.
Рис. 3. Технологическая схема автономного энергоснабжения с газификацией торфа
Fig. 3. Technological scheme of autonomous power supply with peat gasification
Система газификация торфа включает в себя газогенератор, газоохладитель и оборудование газоочистки (циклоны, фильтры), а также система сероочистки. Основным аппаратом системы газификации является поточный газогенератор.
В оборудовании для газоочистки охлажденный генераторный газ очищается от пыли и примесей. Обеспыленный газ поступают в оборудование сухой сероочистки, где очищается от сероводорода с получением товарного продукта - комковой серы. Для сероочистки может быть применен адсорбционный метод с применением доступного
активированного угля. В качества эффективного сорбента также может быть использована железомарганцевая руда [18]. В связи с высокой температурой процесса газификации для удаления твердых отходов может быть организовано жидкое шлакоудаление. В системе пылегазоочистки может быть применено традиционное оборудование - циклоны, фильтры и др. Зола может быть утилизирована в производстве строительных материалов.
Полученный в системе газификации генераторный газ после охлаждения и пыле- и газоочистки направляется на сжигание в камеру сгорания газотурбинного оборудования с получением электрической энергии в генераторе. Для утилизации теплоты дымовых газов целесообразно устанавливать котел-утилизатор, в котором вырабатывается пар, который можно использовать на собственные нужды газификационной части схемы или на другие цели технологического комплекса по переработке торфа.
Обсуждение
Средние значения полученных результатов сравнивались с расчетными и экспериментальными данными по газификации торфа, без учета азота и сероводорода (табл. 5). Сравнительный анализ показал, что полученные расчетные значения по составу и теплотворной способности хорошо согласуются с литературными данными. Разница в значениях объясняется влиянием режимных параметров процесса газификации (давление, температура процесса, состав окислителя).
Таблица 5
Сравнительный анализ полученных результатов_
Условия процесса Компоненты генераторного газа, % Теплота Источник
СО СО2 Н2 Н2О СН4 сгорания, МДж/кг
Парокислородное 25,7 12,46 59,7 - 1,9 10,4 авторы
дутье, атмосферное 27,72 15,6 54,8 1,7 10
давление
Парокислородное 23,78 22,57 42,82 10,84 - 7,6 [19]
дутье, давление
3МПа
Паровоздушное 28 8 15 - 3 6,2 [20]
дутье, атмосферное
давление
Газификация в 44 8 43 - 4 11,6 [21]
плазменном потоке
азота и пара
Паровоздушное 14,3 33,5 33,7 - 6,9 7,9 [22]
дутье 13,1 32,6 35,9 6,3 7,8
При переводе ГТУ на искусственный газ со средней теплотой сгорания (от 8 до 20 МДж/м3) возможна небольшая модернизация топливной системы и камеры сгорания. Конструкция газовой турбины остается неизменной [11, 23].
Схема с газификацией в поточных газогенераторах может включаться в технологический цикл в местах непосредственной добычи торфа, поскольку энергоснабжение перерабатывающего комплекса будет осуществляться за счет собственных торфяных ресурсов и будет независимым от других источников. Такими технологическими циклами могут выступать перерабатывающие комплексы по производству композиционного топлива из торфа, гранул либо пеллет. Таким образом, применение газификации торфа в местах добычи торфа позволит перерабатывать сырье с низкими показателями качества с получением электроэнергии, тепла и других товарных продуктов.
Выводы
Исследован процесс термохимической переработки торфа на основе его газификации. Процесс газификации в поточном газогенераторе осуществляется в 3 последовательных этапа преобразования топлива: прогрев частицы топлива с испарением влаги, выделение летучих и газификация коксового остатка. На основании разработанной методики рассчитан состав генераторных газов, полученных при газификации низкосортного низинного и верхового торфа. Результаты расчетов показали, что основными компонентами оксиводяного газа являются оксид, углерода и водород, также в небольшом количестве содержится метан. Инертные примеси в газе составляют от 0,18 до 0,24 % для низинного и верхового торфа. Средняя теплотворная способность полученных газов составила 10,2 МДж/кг. На основании полученных результатов была разработана технологическая
схема автономного энергоснабжения, которая состоит из 2 частей: газификационной, в которой происходит получение горючего газа, и энергетической с производством электрической энергии и пара. Разработанная схема может включаться в технологический цикл в местах непосредственной добычи торфа, поскольку энергоснабжение перерабатывающего комплекса будет осуществляться за счет собственных торфяных ресурсов и будет независимым от других источников.
Литература
1. Toftegaard M.B., Brix J., Jensen P.A., et al. Oxy-fuel combustion of solid fuels. Prog. Energy Combust. Sci. 2010. 36. pp. 581-625.
2. Toporov D., Abraham R. Gasification of low-rank coal in the High-Temperature Winkler (HTW) process. J. S. Afr. Inst. Min. Metall. 2015. 115. pp. 589-597.
3. Tchapda A.H., Pisupati S.V. A review of thermal co-conversion of coal and biomass/waste. Energies. 2014. № 7. pp. 1098-1148.
4. Ni M., Leung D.Y.C., Leung M.K.H., et al. An overview of hydrogen production from biomass. Fuel Proc. Technol. 2006. № 87. pp. 461-472.
5. Ibraeva K.J., Manaev Y.O., Tabakaev R.B., et al. Research of characteristics and mineral composition of peat of the Tomsk region relating to energy use. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Engineering. 2019. V. 330. 1a. pp. 191-200. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/1/69.
6. Кузьмин В.А., Заграй И.А., Десятков И.А. Актуальность использования торфа в теплоэнергетике Кировской области. Сборник статей 18 Всероссийской научно-практической конференции: в 3 томах. Вятский государственный университет. 2018. С. 1211-1218.
7. Тимофеева С.С., Мингалеева Г.Р. Перспективы использования торфа в региональной энергетике // Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 325. №4. С. 46-55.
8. Zaitsev A.S., Taburchinov R.I., Ozerova I.P., et al. Allothermal Gasification of Peat and Lignite by a Focused Light Flow. Appl. Sci. 2020. 10 (2640). https://doi.org/10.3390/app10082640.
9. Li T., Yan Y., Ren Z. Study on gasification of peat and its kinetic behavior. Fuel Science and Technology International. 1996. 14(7). pp. 879896. https://doi.org/10.1080/08843759608947618.
10. Kurilla P., Jasminska N., Horbaj P. Opportunities and Limitations of Gasification of Peat in Plasma Reactor. Acta Mechanica Slovaca 2012. 16(3). pp. 20-25. https://doi.org/10.21496/ams.2012.026
11. Клер А.М., Маринченко А.Ю., Потанина Ю.М. Оптимизационные исследования парогазовой установки с газификацией угля и высокотемпературным подогревом дутьевого воздуха. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 3. 7-17. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/3/159.13.
12. Pereira C.F., Piqueras O.F. By-products from the integrated gas combined cycle in IGCC systems. Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Technologies. 2017. pp. 465-494. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-100167-7.00014-7.
13. Кислов В.М., Глазов С.В., Салганский Е.А., и др. Газификация угля смесью воздуха и углекислого газа в режиме фильтрационного горения. Физика горения и взрыва. 2016. T. 52. №3. C. 72-78.
14. Ermolaev D.V., Timofeeva S.S., Islamova S.I., et al. A comprehensive study of thermotechnical and thermogravimetric properties of peat for power generation. Biomass Conversion and Biorefinery. 2019. V. 9. pp.767-774. https://doi.org/10.1007/s13399-019-00472-8.
15. Тимофеева С.С., Мингалеева Г.Р. Исследование режимных параметров поточного газогенератора при газификации твердого топлива. Вестник Казанского технологического университета. 2011. №16. С. 216-224.
16. Геблер И.В., Карпенко И.С. Кокс из торфа Таганского болота. Известия Томского ордена трудового знамени Политехнического института им. С.М. Кирова. 1948. Т. 64.
17. Строков А.А., Епихин А.Н., Тимашков К.В., и др. Повышение эффективности парогазовых установок с газификацией углей за счёт высокотемпературной сероочистки генераторного газа с применением природного хемосорбента. Электрические станции. 2016. № 6. C. 22-27.
18. Rokhman B.B. Two-dimensional model of solid fuel gasification in a fixed bed under pressure. 1. Investigation conversion of Shubarkol coal conversion in a steam-oxygen mixture with
the mass past of H20/02=45/55. Scientific and Applied Journal Vidnovluvana energetika. 2019. 1(56). https://doi.org/10.36296/1819-8058.2019.1(56).61-71.
19. Grosdidier De Matons P., Gauvin W. H. Gasification of peat in a steam plasma reactor. The Canadian Journal of Chemical Engineering. 1985. V. 63. pp. 93-98. https://doi.org/10.1002/cjce.5450630115.
20. Долуда В.Ю., Сульман М.Г., Кисовцов Ю.Ю., и др. Паровая газификация низкосортных твердых топлив тверской области. Известия высших учебных заведений. Серия «Химия и химическая технология». 2018. 59(3). рp. 69-73. https://doi.org/10.6060/tcct.20165903.5306.
23. Марьин Г.Е., Осипов Б.М., Зунино П., и др. Влияние состава топлива на энергетические параметры газотурбинной. Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2020. Т. 22. № 5. С. 41-51.
Авторы публикации
Тимофеева Светлана Сергеевна - канд. техн. наук, старший преподаватель кафедры «Энергетическое машиностроение», Казанский государственный энергетический университет.
Караева Юлия Викторовна - канд. техн. наук, ведущий научный сотрудник, заведующий лабораторией Энергетические системы и технологии, Институт энергетики и перспективных технологий ФИЦ КазНЦ РАН.
References
1. Toftegaard M, Brix J, Jensen PA, et al. Oxy-fuel combustion of solid fuels. Prog. Energy Combust. Sci. 2010;36:581-625.
2. Toporov D, Abraham R. Gasification of low-rank coal in the High-Temperature Winkler (HTW) process. J. S. Afr. Inst. Min. Metall. 2015;115:589-597.
3. Tchapda AH, Pisupati SV. A review of thermal co-conversion of coal and biomass/waste. Energies. 2014,7:1098-1148.
4. Ni M, Leung DYC, Leung MKH, Sumathy K. An overview of hydrogen production from biomass. Fuel Proc. Technol. 2006;87:461-472.
5. Ibraeva KJ, Manaev YO, Tabakaev RB, et al. Research of characteristics and mineral composition of peat of the Tomsk region relating to energy use. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University GeoEngineering.2019;330(1a):191 -200. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/1/69.
6. Kuzmin VA, Zagrai IA, Desyatkov IA. Relevance of Peat Use in Heat and Power Engineering in Kirov Region. Collection of Articles of the 18th All-Russian Scientific and Practical Conference: in 3 volumes. Vyatka State University. 2018:1211-1218.
7. Timofeeva SS, Mingaleeva GR. Prospects of using peat in regional power engineering. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Engineering. 2014;325(4):46-55.
8. Zaitsev AS, Taburchinov RI, Ozerova IP, et al. Allothermal Gasification of Peat and Lignite by a Focused Light Flow. Appl. Sci. 2020;10 (2640). https://doi.org/10.3390/app10082640.
9. Li T, Yan Y, Ren Z. Study on gasification of peat and its kinetic behavior. Fuel Science and Technology International. 1996. 14(7):879-896. https://doi.org/10.1080/08843759608947618.
10. Kurilla P, Jasminska N, Horbaj P. Opportunities and Limitations of Gasification of Peat in Plasma Reactor. Acta Mechanica Slovaca 2012;16(3):20-25. https://doi.org/10.21496/ams.2012.026.
11. Ryzhkov AF, Filippov PS, Bogatova TF. Analysis of steam-gas plants with intra-cycle gasification of coal: a training manual. Ekaterinburg : Publishing house of Ural University, 2019.
12. Clair AM, Marinchenko AY, Potanina YM. Optimization studies of a steam-gas plant with coal gasification and high-temperature preheating of blowing air. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of georesources. 2019;330(3):7-17. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/3Z159.
13. Torralvo FA, Pereira CF, Piqueras OF. By-products from the integrated gas combined cycle in IGCC systems. Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Technologies. 2017:465494. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-100167-7.00014-7.
14. Kislov VM, Glazov SV, Salgansky EA, et al. Gasification of coal by a mixture of air and carbon dioxide in the filtration combustion mode. Physics of combustion and explosion. 2016. 52(3):72-78.
15. Ermolaev DV, Timofeeva SS, Islamova SI, et al. A comprehensive study of thermotechnical and thermogravimetric properties of peat for power generation. Biomass Conversion andBiorefinery. 2019(9):767-774. https://doi.org/10.1007/s13399-019-00472-8.
16. Timofeeva SS, Mingaleeva GR. Research of regime parameters of flow gas generator in gasification of solid fuel. Bulletin of Kazan Technological University. 2011;16:216-224.
17. Gebler IV, Karpenko IS. Coke from peat of Tagansky bog. Proceedings of Tomsk Polytechnic Institute named after S.M. Kirov. 1948. P. 64.
18. Strokov AA, Epikhin AN, Timashkov KV, et al. Increasing efficiency of coal gasification steam-gas plants due to high-temperature desulfurization of generator gas using natural chemisorbent. Power plants. 2016;6:22-27.
19. Rokhman BB. Two-dimensional model of solid fuel gasification in a fixed bed under pressure. 1. Investigation conversion of Shubarkol coal conversion in a steam-oxygen mixture with the mass past of H20/02=45/55. Scientific and Applied Journal Vidnovluvana energetika. 2019;1(56). https://doi.org/10.36296/1819-8058.2019.!(56).61-71.
20. Grosdidier De Matons P, Gauvin WH. Gasification of peat in a steam plasma reactor. The Canadian Journal of Chemical Engineering. 1985;63:93-98. https://doi.org/10.1002/cjce.5450630115.
21. Doluda VY, Sulman MG, Kisovtsov YuY, et al. Steam gasification of low-grade solid fuels of Tver region. Proceedings of higher educational institutions. Chemistry and chemical technology series. 2018;59(3):69-73.
22. Marin GE, Osipov BM, Zunino P, et al. Influence of fuel composition on power parameters of gas turbine. Power engineering: research, equipment, technology. 2020;22 (5):41-51.
Authors of the publication
Svetlana S. Timofeeva - Kazan State Power Engineering University. E-mail: zvezdochka198512@mail.ru.
Yulia V. Karaeva - Institute of Power Engineering and Advanced Technologies, FRC Kazan Scientific Center. E-mail: julieenergy@list.ru.
Получено 15 июня 2021г.
Отредактировано 21 июня 2021г.
Принято 22 июня 2021 г.
