CC BY
17
Теплоэнергетика
УДК 662.7 DOI: 10.14529/power210102
ВЛИЯНИЕ ДОБАВОК ВОДЯНОГО ПАРА И ДИОКСИДА УГЛЕРОДА НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОЦЕССА КИСЛОРОДНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ ПЫЛЕУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА
И.Г. Донской
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, Россия
Рассматривается процесс газификации угольной пыли в потоке дутья с высоким содержанием кислорода (типа Shell). Для повышения выхода горючих компонентов обычно используют добавление водяного пара. В настоящей работе с помощью математической модели в одномерном стационарном приближении исследуется изменение характеристик процесса при добавлении к кислородному дутью диоксида углерода и смеси диоксида углерода и водяного пара. Для всех рассмотренных вариантов оценивается эффективность термохимической конверсии (химический к.п.д.), содержание горючих газов и полнота конверсии углерода топлива. Расчеты показывают, что добавление диоксида углерода позволяет снизить удельные затраты кислорода на газификацию и повысить полноту конверсии топлива. Изменение соотношения водяного пар и диоксида углерода позволяет управлять составом газа (хотя и в довольно узком диапазоне) и температурой сырого генераторного газа на выходе из реакционной зоны.
Ключевые слова: газификация угольной пыли, высокотемпературные процессы, математическое моделирование.
Введение
Газификация угольной пыли и водоугольных суспензий широко используется для производства водорода [1]. В обзоре [2] указывается, что основной прирост газогенераторных мощностей наблюдается, в первую очередь, в химической промышленности. Кроме того, существует несколько демонстрационных и коммерческих электростанций, работающих по парогазовому циклу на продуктах газификации угля [3]. Несмотря на лучшие экологические характеристики и высокий к.п.д. производства электроэнергии, угольные парогазовые установки пока не получили широкого распространения. Это связано, с одной стороны, с успехами в развитии традиционных угольных энергоустановок [4], а с другой стороны, с рядом непреодоленных проблем (таких как высокие капитальные затраты [5] и недостаточная надежность [6]). Эффективность парогазовой установки с газификацией угля во многом зависит от эффективности работы реактора газификации. При изменении условий процесса, например, состава или расхода топлива, реактор должен сохранять устойчивость работы при существующих ограничениях (например, по условиям жидкого шлакования [7]) и требованиях системы очистки газа [8]. Возможными управляющими параметрами при этом являются состав и расход газифицирующего агента. В связи с этим интересно исследовать влияние этих параметров на процесс газификации.
Актуальность темы исследования Угольные ТЭС с внутрицикловой газификацией имеют перспективы для условий России при устаревании существующего энергооборудования и снижении среднего качества энергетических углей [9]. Газификация угля позволяет сочетать энергетическое и химическое производство (например, синтез жидких топлив или производство водорода) при использовании многоцелевых установок [10].
Обзор исследований других авторов Большая часть существующих газогенераторов большой мощности работает на дутье, обогащенном кислородом до 80 % и более [2]. При этом затраты на разделение воздуха, как правило, окупаются высокой полнотой конверсии топлива и высоким содержанием горючих компонентов в газе. Для повышения эффективности регенерации высокотемпературной теплоты обычно используется добавление водяного пара [11].
В работе [12] авторы использовали математическую модель стационарного процесса газификация для сравнения эффективности использования водоугольных и углекислотных топливных суспензий. Расчеты показали, что добавки диоксида углерода позволяют снизить удельный расход кислорода при заданной температуре (по сравнению с водоугольной супензией), однако при этом снижается средняя степень конверсии топлива. Авторы [13] экспериментально исследовали свойства
углекислотных суспензии: измерения показали, что вязкость и поверхностное натяжение углекислотных суспензии меньше по сравнению с водо-угольными суспензиями, поэтому для их транспорта и распыла требуются меньшие механические затраты. Ими были получены углекислотные суспензии с долеИ твердоИ фазы до 66 % масс. Для работы с углекислотными суспензиями требуются высокие давления, поэтому экономическая эффективность их использования определяется рабочим давлением и тепловоИ мощностью реактора.
Процесс ступенчатой газификации с добавлением диоксида углерода (до 25 % об.) предложен в работе [14]. Экспериментальная установка позволила достичь химического к.п.д. порядка 45-50 % при степени конверсии топлива 90-95 %. Невысокие показатели процесса, видимо, связаны с высокими теплопотерями (мощность установки составляла 3 т/сут, а концентрация кислорода была близка к воздушной). Подобный процесс рассматривался в работе [15], где было показано, что при удалении и захоронении диоксида углерода его рециркуляция и частичное использование в процессе газификации может повысить к.п.д. установки в целом. В работе [16] предложена схема установки, в которой диоксид углерода используется не только в процессе газификации, но и в качестве рабочего тела в силовом цикле: авторы считают, что в оптимальных режимах такая установка может иметь брутто-к.п.д. производства электроэнергии при работе на угле до 51 %.
Модели реагирования топлива с газифицирующими агентами немного изменяются при использовании смесей 02/С02. Коэффициент диффузии кислорода существенно меняется по ширине приповерхностного слоя: уменьшается в области, богатой диоксидом углерода, и возрастает в области, богатой монооксидом углерода, который образуется при газификации [17]. Из-за меньшей реакционной способности и температуры реакции увеличивается вклад кинетики гетерогенных реакций, а степень использования внутренней поверхности возрастает [18]. Пиролиз может ускоряться за счет повышения теплоемкости высокотемпературной газовой смеси [19], однако из-за снижения коэффициента диффузии зажигание и горение частицы замедляется [20].
Таким образом, влияние добавок водяного пара и диоксида углерода может разнонаправленно влиять на макрокинетику конверсии твердого топлива. Установки с подобными процессами могут иметь высокий к.п.д., однако существующие экспериментальные данные недостаточны.
Научная новизна
Впервые исследованы характеристики процесса газификации угольной пыли в широком диапазоне состава газифицирующего агента, состоящего из кислорода, азота, диоксида углерода и водяного пара. Автором настоящей работы ранее [21]
было исследовано влияние высокотемпературного нагрева на эффективность газификации угля при концентрации кислорода в дутье 20-30 % об. В настоящей работе рассматривается процесс газификации с высокой концентрацией кислорода: при этом эффект от использования добавок оказывается меньшим, но вполне ощутимым, особенно если речь идет о регулировке процесса выбором состава газифицирующего агента.
Теоретическая часть
Математическая модель
Для оценки характеристик процесса газификации используется математическая модель, подробно описанная в работе [22]. Особенностью модели является комбинирование вычислительных подходов химической термодинамики и гетерогенной кинетики, благодаря чему можно существенно сократить объем вычислений. Кинетика гетерогенных реакций (сушка, пиролиз, газификация) описывается с помощью системы дифференциальных уравнений, а состав системы определяется условиями равновесия в газовой фазе, т. е. в результате решения экстремальной задачи [23].
Тепловой баланс для частиц топлива записывается в виде дифференциального уравнения
d (mpTp)
UcP-= P (Tg ~ TP ) +
+SaSp T - TAp ) + XQ/j .
(1)
В уравнении (1) г - пространственная координата (длина реакционной зоны), м; и - скорость движения частицы, м/с; тр - масса частицы, кг; Тр - температура частицы, К; ср - теплоемкость частицы, Дж/кг/К; а - коэффициент теплоотдачи, Вт/м2/К; Sp - внешняя поверхность частицы, м2; е - степень черноты частицы; с - постоянная Стефана - Больц-мана, Вт/м2/К4; Тг - температура газа, К; Т„ - температура стенки, К; г - скорость физико-химического процесса, связанного с частицей, кг/с (сушка, пиролиз, реакции с газами); QJ■ - тепловой эффект, Дж/кг.
Скорость сушки гаг рассчитывается по-разному в зависимости от температурных условий:
rdr =
PSM
H2O
RgT
(PHqo PH2O )
T < T' > * p —
aSp (Tg - Tp ) + eaSp - ^ )
. (2)
QJ
Tp > Tb,
Здесь Ть - температура кипения воды при данных условиях, К; р - коэффициент массоотдачи, м/с; Рн0 - парциальное давление паров воды, Па;
Rg - газовая постоянная, Дж/моль/К.
Скорость пиролиза груг зависит от температуры по аррениусовскому закону:
Груг ~ круг ехр
Е„
RgTp
(3)
Здесь круг - предэкспоненциальный множитель, 1/с; Еруг - энергия активации, Дж/моль; ту - масса летучих веществ в частице, кг.
Гетерогенные реакции протекают согласно уравнениям диффузионной кинетики:
SPCg
(4)
1
Ке g
Здесь - концентрация газообразного окислителя (02, С02, Н20); кш - предэкспоненциальный множитель гетерогенной реакции, м/с; - энергия активации, Дж/моль; Ыив - диффузионное число Нуссельта; Dg - коэффициент диффузии газообразного окислителя, м2/с; dp - размер частицы, м. Тепловые эффекты Qj оцениваются из термохимических данных. Решение системы уравнений находится следующим образом: кинетика химических превращений рассчитывается с помощью системы обыкновенных дифференциальных уравнений для изменения массы частицы при заданном распределении температур (2)-(4), при этом состав газа определяется из решения задачи частичного термодинамического равновесия [23]; затем решается стационарная задача переноса теплоты с учетом источников теплоты (1). Вычислительные особенности модели обсуждаются в работе [22].
Методология исследования
При оптимизации в качестве независимых параметров выступают следующие переменные: удельный расход газифицирующего агента; доля водяного пара; доля диоксида углерода. Геометрические размеры реакционной зоны в расчетах фиксированы: диаметр составляет 1,5 м (средний диаметр с учетом формирования зоны рециркуляции [24]), длина равна 6 м. Рабочее давление равно 30 атм, входящие потоки имеют температуру 300 К. Концентрация кислорода во всех случаях равна 80 % об. Технический кислород для пыле-угольных газогенераторов обычно имеет чистоту от 95 % об. и выше, но для транспорта пыли обычно используется сжатый азот [11], который снижает эффективную концентрацию кислорода. Расход топлива составляет 70 т/ч. Для расчетов взят каменный уголь со следующими характеристиками: Ж = 9,2 %; А1 = 12,67 %; = 30,9 %; С14 = 82,48 %; Н^ = 5,06 %; = 1,91 %;
= 1,09 %, средний размер частиц 100 мкм. Расход окислителя задается через стехиометрическое соотношение а (отношение расхода молекулярного кислорода к необходимому для полного сжигания установленного расхода топлива). Величина а варьируется от 0,25 до 0,5 с шагом в 0,01. Рассматриваются следующие составы газифицирующего агента (при фиксированной объемной доле кисло-
рода 80 %): 20 % N2; 20 % Н2О; 20 % СО2; 10 % N2, 10 % Н2О; 10 % N2, 10 % СО2; 10 % СО2, 10 % Н2О; 6,6 % N2, 6,6 % Н2О, 6,6 % СО2.
Критерием эффективности процесса газификации обычно считается химический к.п.д., равный отношению теплотворной способности генераторного газа к теплотворной способности твердого топлива:
= ^ (усобта + уы2 °н2 + уси4 6ш4) 100% (5)
GfQf ()
Здесь Gg - массовый выход газа, кг/с; Gf - массовый расход топлива, кг/с; уу - массовая доля у--го компонента; 0,- - теплота сгорания у-го компонента, Дж/кг; Qf - теплота сгорания топлива, Дж/кг.
Результаты расчетов и их обсуждение
Зависимость химического к.п.д. от стехио-метрического соотношения а обычно имеет один экстремум, соответствующий условиям наиболее полной конверсии топлива при наименьшей степени окисления горючих компонентов газа [25]. Такие зависимости можно наблюдать на рис. 1а: видно, что расчетные кривые для разных составов газифицирующего агента качественно похожи между собой, отличаясь величиной максимума и его положением. Добавление водяного пара сдвигает положение максимума в сторону больших значений а, добавление диоксида углерода, наоборот, позволяет проводить процесс газификации при меньших расходах кислорода. Добавление равных объемных долей водяного пара и диоксида углерода почти не меняет положение максимума по сравнению с азотно-кислородной смесью. На рис. 1б показано сравнение максимальных значений химического к.п.д. в разных атмосферах: газификация в смесях 02/С02, 02/Н20 и 02/С02/Н20 оказывается наиболее эффективной (химический к.п.д. около 76 %), при этом добавление диоксида углерода к азоту дает лучший эффект по сравнению с добавлением водяного пара. Интересно, что смесь с равными долями азота, водяного пара и диоксида углерода позволяет достичь большего химического к.п.д. по сравнению с комбинациями ^/С02 и ^/Н20.
Зависимость температуры газа и степени конверсии топлива на выходе из газогенератора от а приведена на рис. 2: все кривые монотонно растут с увеличением удельного расхода кислорода. При этом температура при фиксированном значении а растет в ряду (рис. 2а): Н2О < СО2/Н2О < N2/^0 <
< ^/Н20/ТО2 < СО2 < N2^2 < N2. Водяной пар оказывается более эффективным реагентом для снижения температуры процесса. Полнота конверсии топлива растет в ряду (рис. 2б): Н20 < ^/Н20 <
< С02/Н20 < ^/Н20/С02 < N < ^/С02 < С02, т. е. снижение температуры процесса при добавлении водяного пара ожидаемо приводит к ухудшению конверсии топлива. Видимо, снижение температуры
т
1
Е
к
Рис. 1. Химический к.п.д. газификации угля: зависимость от стехиометрического соотношения а (а) и зависимость максимального химического к.п.д. от состава газифицирующего агента (б)
Рис. 2. Зависимость температуры генераторного газа (а) и полноты конверсии топлива (б) от стехиометрического соотношения а
при добавлении диоксида углерода связано в большей степени с ростом удельной теплоемкости газовой смеси, в то время как водяной пар, который обладает большей реакционной способностью по отношению к углероду (по сравнению с диоксидом углерода [26]), снижает температуру процесса за счет эндотермической реакции.
Зависимость состава газа от стехиометриче-ского соотношения приведена на рис. 3а, б. Добавление диоксида углерода способствует увеличению выхода СО и снижает выход Н2 (в том числе за счет смещения равновесия в реакции водяного сдвига). Зеркально обратный эффект дает добав-
ление водяного пара. Отношение Н2/С0 в рассмотренном диапазоне условий меняется от 0,18 до 0,47. При равных долях диоксида углерода и водяного пара зависимость отношения Н2/СО от величины а незначительно отличается от той же зависимости для смеси 02/Ы2 (рис. 3в).
Использование смесей диоксида углерода и водяного пара может быть одним из способов управления температурой процесса газификации при сохранении таких его характеристик, как химический к.п.д. и состав газа. Естественно, что более точная оптимизация параметров требует надежных экспериментальных данных. Дальней-
Рис. 3. Зависимость состава генераторного газа от стехиометрического соотношения: концентрация СО (а), концентрация Н2 (б) и отношение Н2/СО (в)
шее повышение эффективности стадии газификации возможно при переходе в область аллотерми-ческих режимов [27].
Сравнение теоретических и экспериментальных данных Представленная математическая модель применялась в предыдущих работах автора для оценки эффективности процесса газификации углей в поточных газогенераторах с парокислородным [22] и воздушным дутьем [28]. Там же дается сравнение результатов моделирования с известными экспериментальными данными и результатами CFD-моделирования. Полученная в настоящей работе величина максимального химического к.п.д. при газификации с добавлением диоксида углерода (76 %) довольно близко соответствует значению, полученному авторами [10] для аналогичных условий (76,2 %).
Практическая значимость Теоретическая оценка состава газообразных продуктов газификации угля требует, как правило, достаточно сложных математических моделей. Однако при оптимизационных расчетах энергетических установок в целом эти модели не могут быть полноценно применены из-за роста вычислительных затрат. В связи с этим большой интерес представляет разработка упрощенных моделей, которые позволяют проводить оптимизацию процесса и снабжать модели установок данными для выбора оптимального режима с учетом ограничений, которые возникают при рассмотрении про-
цесса на уровне реакционной зоны. Результаты данной работы могут быть использованы при моделировании и оптимизации перспективных парогазовых установок с газификацией угля [29], а также при разработке систем управления такими установками (например, при создании режимных карт [30]).
Заключение
В работе проведено расчетное исследование эффективности процесса газификации угля в смесях 02^2/С02/Н20. Концентрация кислорода во всех случаях равна 80 %, концентрации других реагентов меняются в пределах от 0 до 10 %. Расчеты показывают, что применение смесей с водяным паром и диоксидом углерода повышает химический к.п.д. газификации, но снижает температуру процесса. Добавление водяного пара может приводить к снижению полноты конверсии топлива, добавление диоксида углерода во всех рассмотренных случаях приводит к увеличению полноты конверсии. Полученные результаты могут быть полезны при разработке реакторов газификации, в том числе в составе энергетических установок с высокой экологической эффективностью (угольных парогазовых установок, установок с удалением диоксида углерода).
Работа выполнена в рамках гранта Президента РФ для государственной поддержки молодых кандидатов наук (МК-157.2020.8).
Литература/References
1. Veras T.S., Mozer T.S., dos Santos D.C.R.M., Cesar A.S. Hydrogen: Trends, production and characterization of the main process worldwide. International Journal of Hydrogen Energy, 2017, vol. 42, no. 4, pp. 20182033. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.08.219
2. Gasification technologies. Thyssenkrupp Industrial Solutions AG. Germany, 2019. 24 p.
3. Wang T., Stiegel G. (Eds.) Integrated gasification combined cycle (IGCC) technologies. Woodhead Publ., 2017. 929 p.
4. Feng W. China's national demonstration project achieves around 50% net efficiency with 600°C class materials. Fuel, 2018, vol. 223, pp. 344-353. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.01.060
5. Phillips J.N., Booras G.S., Marasigan J. The History of Integrated Gasification Combined-Cycle Power Plants. Proceedings of ASME Turbo Expo 2017: Turbomachinery Technical Conference and Exposition GT 2017 (June 26-30, 2017, Charlotte, NC, USA). Paper No. GT2017-64507, V003T03A007. DOI: 10.1115/GT2017-64507
6. Laugwitz A., Grabner M., Meyer B. Availability analysis of integrated gasification combined cycle (IGCC) power plants. Power Plant Life Management and Performance Improvement. Woodhead Publ., 2011. pp. 110-142. DOI: 10.1533/9780857093806.1.110
7. Донской И.Г. Влияние состава угольно-биомассного топлива на эффективность его газификации в газогенераторах поточного типа // Химия твердого топлива. 2019. № 2. С. 55-62. [Donskoy I.G. [Influence of the composition of biomass coal fuel on the efficiency of its gasification in flow-type gas generators]. Khimiya tverdogo topliva [Solid fuel chemistry], 2019, no. 2, pp. 55-62. (in Russ.)] DOI: 10.1134/S002311771902004X
8. Zhu Q. High temperature syngas coolers (CCC/257). IEA Clean Coal Centre, 2015. 60 p.
9. Тумановский А.Г. Перспективы развития угольных ТЭС России // Теплоэнергетика. 2017, № 6. С. 3-13. [Tumanovskiy A.G. [Prospects for the development of coal-fired thermal power plants in Russia]. Thermal Engineering, 2017, no. 6, pp. 3-13. (in Russ.)] DOI: 10.1134/S004036361706008X
10. Kler A.M., Tyurina E.A., Mednikov A.S. A plant for methanol and electricity production: Technical-economic analysis. Energy, 2018, vol. 165B, pp. 890-899. DOI: 10.1016/j.energy.2018.09.179
11. Рыжков А.Ф., Филиппов П.С., Богатова Т.Ф. Анализ работы парогазовых установок с внутрицик-ловой газификацией. Екатеринбург: Издательство Уральского университета, 2019. 168 с. [Ryzhkov A.F., Filippov P.S., Bogatova T.F. Analiz raboty parogazovykh ustanovok s vnutritsiklovoy gazifikatsiyey [Analysis of the operation of combined cycle gasification units]. Ekaterinburg, Ural University Publishing House, 2019. 168 p.]
12. Botero C., Field R.P., Herzog H.J., Ghoniem A.F. Impact of finite-rate kinetics on carbon conversion in a high-pressure, single-stage entrained flow gasifier with coal-CO2 slurry feed. Applied Energy, 2013, vol. 104, pp. 408-417. DOI: 10.1016/j.apenergy.2012.11.028
13. Tupsakhare S., Dooher J., Modroukas D., Castaldi M. Improved gasification efficiency in IGCC plants & viscosity reduction of liquid fuels and solid fuel dispersion using liquid and gaseous CO2. Fuel, 2019, vol. 256, p. 115848. DOI: 10.1016/j.fuel.2019.115848
14. Kidoguchi K., Hara S., Oki Y., Kajitani S., Umemoto S., Inumaru J. Development of Oxy-Fuel IGCC System With CO2 Recirculation for CO2 Capture: Experimental Examination on Effect of Gasification Reaction Promotion by CO2 Enriched Using Bench Scale Gasifier Facility. Proceedings of the ASME 2011 Power Conference (Denver, USA, July 12-14 2011), 2011, vol. 2, pp. 485-492. DOI: 10.1115/POWER2011-55458
15. Ishi H., Hayashi T., Tada H., Yokohama K., Takashima R., Hayashi J. Critical assessment of oxy-fuel integrated coal gasification combined cycles. Applied Energy, 2019, vols. 233-234, pp. 156-169. DOI: 10.1016/j.apenergy.2018.10.021
16. Allam R., Martin S., Forrest B., Fetvedt J., Lu X., Freed D., Brown Jr. G.W., Sasaki T., Itoh M., Manning J. Demonstration of the Allam Cycle: An Update on the Development Status of a High Efficiency Supercritical Carbon Dioxide Power Process Employing Full Carbon Capture. Energy Procedia, 2017, vol. 114, pp. 5948-5966. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1731
17. Yu J., Ou W., Zhou K. Mass transfer coefficients considering boundary layer reaction in oxy-fuel combustion of coal char. Fuel, 2014, vol. 124, pp. 173-182. DOI: 10.1016/j.fuel.2014.01.101
18. Xue Z., Guo Q., Gong Y., Xu J., Yu G. Numerical study of a reacting single coal char particle with different pore structures moving in a hot O2/CO2 atmosphere. Fuel, 2017, vol. 206, pp. 381-389. DOI: 10.1016/j.fuel.2017.06.035
19. Li T., Farmand P., Geschwinder C., Greifenstein M., Koser J., Schumann C., Attili A., Pitsch H., Dreizler A., Bohm B. Homogeneous ignition and volatile combustion of single solid fuel particles in air and oxy-fuel conditions. Fuel, 2021, vol. 291, p. 120101. DOI: 10.1016/j.fuel.2020.120101
20. Duan L., Li L., Liu D., Zhao C. Fundamental study on fuel-staged oxy-fuel fluidized bed combustion. Combustion and Flame, 2019, vol. 206, pp. 227-238. DOI: 10.1016/j.combustflame.2019.05.008
21. Donskoy I. Mathematical modelling of the oxyfuel gasification of pulverized coal fuel. E3S Web of Conferences, 2020, vol. 209, p. 03011. DOI: 10.1051/e3sconf/202020903011
22. Donskoy I.G., Shamansky V.A., Kozlov A.N., Svishchev D.A. Coal gasification process simulations using combined kinetic-thermodynamic models in one-dimensional approximation. Combustion Theory and Modelling,, 2017, vol. 21, no. 3, pp. 529-559. DOI: 10.1080/13647830.2016.1259505
23. Kaganovich B.M., Keiko A.V., Shamansky V.A. Equilibrium thermodynamic modeling of dissipative macroscopic systems. Advances in Chemical Engineering, 2010, vol. 39, pp. 1-74. DOI: 10.1016/S0065-2377(10)39001-6
24. Monaghan R.F.D., Ghoniem A.F. A dynamic reduced order model for simulating entrained flow gasifiers. Part I: Model development and description. Fuel, 2012, vol. 91, pp. 61-80. DOI: 10.1016/j.fuel.2011.07.015
25. Prins M.J., Ptasinski K.J. Energy and exergy analyses of the oxidation and gasification of carbon. Energy, 2005, vol. 30, no. 7, pp. 982-1002. DOI: 10.1016/j.energy.2004.08.010
26. Roberts D.G., Harris D.J. Char gasification in mixtures of CO2 and H2O: Competition and inhibition. Fuel, 2007, vol. 86, pp. 2672-2678. DOI: 10.1016/j.fuel.2007.03.019
27. Ryzhkov A., Bogatova T., Gordeev S. Technological solutions for an advanced IGCC plant. Fuel, 2018, vol. 214, pp. 63-72. DOI: 10.1016/j.fuel.2017.10.099
28. Рыжков А.Ф., Абаимов Н.А., Донской И.Г., Свищев Д.А. Модернизация поточного воздушного газификатора для твердотопливной парогазовой установки // Физика горения и взрыва. 2018. Т. 54, № 3. С. 96-103. [Ryzhkov A.F., Abaimov N.A., Donskoy I.G., Svishchev D.A. Modernization of a stream air gasifier for a solid-fuel steam-gas installation. Fizika goreniya i vzryva [Physics of Combustion and Explosion], 2018, vol. 54, no. 3, pp. 96-103. (in Russ.)] DOI: 10.15372/FGV20180310
29. Донской И.Г., Маринченко А.Ю., Клер А.М., Рыжков А.Ф. Оптимизация режимов работы парогазовой мини-ТЭС с атмосферным газогенератором // Теплофизика и аэромеханика. 2015. Т. 22, № 5. С. 663-671. [Donskoy I.G., Marinchenko A.Yu., Kler A.M., Ryzhkov A.F. Optimization of operating modes of a steam-gas mini-TPP with an atmospheric gas generator. Teplofizika i aeromekhanika [Thermal physics and aeromechanics], 2015, vol. 22, no. 5, pp. 663-671.]
30. Valero A., Uson S. Oxy-co-gasification of coal and biomass in an integrated gasification combined cycle (IGCC) power plant. Energy, 2006, vol. 31, pp. 1643-1655. DOI: 10.1016/j.energy.2006.01.005
Донской Игорь Геннадьевич, канд. техн. наук, старший научный сотрудник лаборатории термодинамики, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск; donskoy.chem@mail.ru.
Поступила в редакцию 15 февраля 2021 г.
DOI: 10.14529/power210102
HOW WATER VAPOR AND CARBON DIOXIDE ADDITIVES AFFECT OXYGEN GASIFICATION OF PULVERIZED COAL FUEL
I.G. Donskoy, donskoy.chem@mail.ru
Melentiev Energy Systems Institute of SB RAS, Irkutsk, Russian Federation
The paper analyzes entrained-flow high-oxygen gasification of pulverized coal (a Shell type process) is considered. Water vapor is commonly added to increase the yield of combustible components. This research uses a mathematical model in a one-dimensional stationary approximation to see how adding carbon dioxide and a mixture of carbon dioxide and water vapor to the oxygen flow will affect the process. The paper presents estimates of thermochemical conversion rate (cold gas efficiency), combustible gas content, and completeness of fuel carbon conversion for all the tested configurations. Calculations show that adding carbon dioxide can reduce the specific oxygen consumption of the gasification process whilst ensuring more complete fuel conversion. Adjustments in the water vapor to carbon dioxide ratio help control the gas composition (albeit in a rather narrow range) and the temperature of the raw produced gas at the reaction zone outlet.
Keywords: coal gasification, high temperature processes, mathematical modeling.
The work was supported by RF President grant for young candidates of sciences (MK-157.2020.8).
Received 15 February 2021
ОБРАЗЕЦ ЦИТИРОВАНИЯ
Донской, И.Г. Влияние добавок водяного пара и диоксида углерода на характеристики процесса кислородной газификации пылеугольного топлива / И.Г. Донской // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». - 2021. - Т. 21, № 1. - С. 21-28. D0I: 10.14529/power210102
FOR CITATION
Donskoy I.G. How water vapor and carbon dioxide additives affect oxygen gasification of pulverized coal fuel. Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2021, vol. 21, no. 1, pp. 21-28. (in Russ.) DOI: 10.14529/power210102
