Установка газификации угля и биомассы

схема газификации угля.dwg

Установка газификации угля
–компрессор; 2–расходомер; 3–резервуар для воды; 4–гидрозатвор; 5–парообразователь с nпароперегревателем; 6–реактор (газогенератор (ГГ)); 7–электронагреватель для ГГ; 8–холодильник; n9–сепаратор; 10–фильтр; 11–газовый счетчик; 12–блок анализа; 13 – запорная арматура.

ГАЗИФИКАЦИЯ.pdf

Назначение установки
Газификация – это термохимический процесс при котором богатое углеродом сырь
такое как биомасса и разные виды угля превращаются в горючий газ состоящий из
водорода окиси углерода метана двуокиси углерода и других малых газовых примесей.
Этот процесс проходит в обедненных кислородом условиях. Образуемое в результате
газообразное соединение называется генераторный или синтез-газ.
В зависимости от соотношения исходных реагентов температуры продолжительности
реакции т других факторов можно получить газовые смеси самого разного состава.
Достоинства газификации:
Возможность перехода серы в газы H2S и SO2 откуда ее легче извлечь чем из
продуктов прямого гидрирования или сжигания угля (при этом происходит отравление
Возможность синтеза углеводородов из газа при более мягких условиях чем при
прямом гидрировании.
Вследствие высокой температуры процесса для газификации могут быть использованы
угли любого типа включая спекающиеся а полученный газ беден метаном и не содержит
конденсирующиеся углеводородов что облегчает его последующую очистку. К
недостаткам процесса можно отнести низкое давление повышенный расход кислорода
необходимость тонкого размола топлива .
Процессы газификации можно классифицировать по следующим признакам:
) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДжм3): получение газов с низкой (418—
0) средней (670—1880) и высокой (31—40) теплотой сгорания;
) по назначению газов: для энергетических (непосредственного сжигания) и
технологических (синтезы производство водорода технического углерода) целей;
) по размеру частиц используемого топлива: газификация крупнозернистых
мелкозернистых и пылевидных топлив;
) по типу дутья: воздушное паровоздушное кислородное парокислородное паровое;
) по способу удаления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление жидкое
) по давлению газификации: при атмосферном (01 — 013 МПа) среднем (до 2—3 МПа)
и высоком давлении (выше 2—3 МПа);
) по характеру движения газифицируемого топлива: в псевдостационарном
опускающемся слое в псевдоожиженном (кипящем) слое в движущемся потоке
) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800 °С) среднетемпературная
(800—1300 °С) и высокотемпературная (выше 1300 °С);
) по балансу тепла в процессе газификации: автотермический (стабильная температура
поддерживается за счет внутренних источников тепла в системе) и аллотермические т. е.
нуждающиеся в подводе тепла со стороны для поддержания процесса газификации.
Внешний подвод тепла можно осуществлять с помощью твердых жидких и газообразных
Газ с низкой теплотой сгорания образуется при использовании воздушного или
паровоздушного дутья. В нем много балласта (азота) – 40-50%(об) поэтому он имеет
низкую теплоту сгорания. Применяется в топках помышленных печей.
Газ со средней теплотой сгорания получают в процессах паровой или парокислородной
газификации твердых топлив под давлением 20-25 МПа. По составу он представляет
собой смесь оксидов углерода водорода и небольшого количества метана:
СО2-30-35% СО-10-13%Н2-38-40% СН4-10-12%.
По экономическим соображениям такие газы применяют в ограниченных масштабах.
Газ с высокой теплотой сгорания приближающийся по этому показателю к природному
газу в наст время в промышленных масштабах не производится однако технология его
получения в ряде случаев отработана на достаточно крупных опытно-промышленных
Газы заданного состава предназначены для синтеза химических продуктов и
представляют собой смеси водорода с азотом или оксидом углерода (в широком
диапазоне соотношений) либо технический Н2.
Примерно полтора века (в течение почти всего XIX в. и более половины XX в.)
генераторный газ был в числе основных энергоносителей нашей цивилизации.
Принято считать что человечество использует технологии газификации твердых топлив
(ГТТ) для получения искусственных горючих газов к которым относится и генераторный
газ (ГГ) с конца XVII в. Тогда в Англии в результате нагрева угля без доступа кислорода
получили газ способный гореть на воздухе (хотя существует предание что еще в XIII в.
некий парижанин по имени Езекииль получал подобным образом горючий газ и
использовал его для обогрева и освещения собственного жилища).
Позднее в конце XVIII в. горючий газ получаемый из каменного угля и других топлив
(главным образом древесины и в последующем нефти) научились использовать. Первая
в мире газовая турбина запатентованная в 1791 г. англичанином Джоном Барбером
работала именно на таком газе.
Первый газогенератор.
Создателем первого газогенератора считается французский инженер профессор механики
Парижской школы мостов и дорог Филипп Лебон получивший свой первый патент на
постройку газового завода в 1799 г. Через два года Лебон получает второй патент теперь
на проект газового двигателя работающего по принципу парового. Только вместо пара в
двигатель подавался ГГ зажигаемый поочередно по обе стороны поршня.
Генераторный газ первоначально был назван «светильным» газом (в английской
терминологии: outdoor lighting) так как главным его предназначением в течение почти
всего XIX в. (в Лондоне с 1812 г. в Санкт-Петербурге с 1819 г. в Париже с 1820 г.) и до
начала XX в. включительно было освещение улиц и площадей городов Европы США
В Англии к началу 1890 х гг. насчитывалось 594 газовых завода 460 тыс. уличных
фонарей протяженность газопроводов ГГ составляла 35 150 км.
В 1908 г. в Англии для получения 1 285 млн м3 светильного газа было израсходовано 17
млн т угля (в это время данный газ стали использовать не только в целях освещения и
отопления но и как моторное топливо).
Широко использовался светильный газ также для отопления и освещения общественных
зданий и частных домовладений получения горячей воды приготовления пищи (так
например в той же Англии в 1891 г. было 23 млн а в 1927 г. – 87 млн потребителей
Промышленные газогенераторы.
К первым промышленным образцам можно отнести газогенераторы построенные в
Германии инженером Бишофом (1839 г.) и в Австрии – инженером Эбельманом (1840 г.).
Однако впервые серийного производства удостоилась регенеративная печь изобретенная
в 1856 г. братьями Сименсами (Германия). Производимое ими оборудование ГТТ на
многие десятки лет стало важнейшим и незаменимым элементом стекло- и
сталеплавильных производств сварочных и нагревательных печей работающих на основе
регенеративного принципа.
Первый газогенератор в России.
В России устроителем первого аппарата для получения светильного газа стал переводчик
Министерства коммерции в последствие ученый-металлург полковник Корпуса горных
инженеров и (с 1830 г.) член-корр. Петербургской Академии наук Петр Григорьевич
Начиная с 1804 г. он вл работы по созданию промышленной газовой установки
альтернативной конструкции Ф. Лебона (патент во Франции приобрести не удалось) так
называемого «термолампа». К ноябрю 1811 г. все оригинальные технические решения им
совместно с Д'Оррером были успешно реализованы. 2 декабря 1811 г. газета «Северная
почта» опубликовала статью в которой достаточно подробно описывала как устройство
«термолампа» так и технологический процесс получения искусственного газа.
Устройство газогенератора в России.
Чугунный цилиндр вделанный в печь наполнялся дровами затем отверстие плотно
замазывалось а весь цилиндр сильно подогревался горящими дровами. Дрова в цилиндре
от сильного жара превращались в древесный уголь с одновременным образованием паров
угольной кислоты и дегтя а также горючего газа. Газообразные продукты поступали в
холодильник где охлаждались. При этом кислота и деготь превращаясь в капли стекали
в приемный сосуд а газ проходя через воду очищался и поступал в хранилище. Из этого
хранилища газ подводился через трубки разной величины к лампам установленным в
помещении или на улице. Трубки были снабжены на концах кранами и если к открытому
крану подносили зажженную бумагу или спичку то выходящий из трубки газ загорался и
огонь продолжал гореть у отверстия трубки. Таким образом его можно было употребить
или на отопление и освещение помещений или на освещение улиц.
За это изобретение согласно указу императора Александра I титулярный советник
Соболевский был удостоен ордена Св. Владимира 4 й степени. В начале 1812 г. были
утверждены проекты газового освещения Монетного двора и других важных
правительственных зданий Санкт-Петербурга намечены конкретные меры по внедрению
газового освещения улиц площадей и бульваров российской столицы.
В 1816 г. П.Г. Соболевский соорудил мощную газовую установку для отопления и
освещения производственных помещений Пожвенского завода расположенного в 150
верстах от г. Перми. Несколько позднее газовое отопление и освещение получило
распространение и в производственных помещениях ряда оружейных заводов
Златоустовского горного округа.
Осенью 1819 г. благодаря активной поддержке столичного генерал-губернатора графа
М.А. Милорадовича в Санкт-Петербурге зажглись и первые уличные газовые фонари. 27
февраля 1835 г. был утвержден устав первой российской акционерной газовой компании
получившей название «Общество для освещения Санкт-Петербурга газом». В районе
Обводного канала был построен первый крупный газовый завод и создана инфраструктура
централизованного газового освещения города пришедшая на смену индивидуальным
Вскоре светильный газ пришел и в другие города России: Тифлис (1848 г.) Одессу (1850
г.) Москву (с 1850 х гг – для индивидуального отопления и освещения зданий с 1865 г. –
для централизованного освещения улиц и площадей) Казань Киев Ростов-на-Дону.
Освещал газ также здания (одновременно обогревая их) и прилегающие территории
государственных организаций фабрик и заводов (всего в России их было 157)
железнодорожных станций (в России – 23). Всего в Российской империи газовое
отопление и освещение было в 24 х городах. К концу 1868 г. в нашей стране действовало
В конце XIX го в. российский инженер и ученый-металлург впоследствии член-корр. АН
СССР В.Е. Грум-Гржимайло сконструировал и внедрил на десятках предприятий Урала
промышленные газогенераторные установки превращавшие торф щепки пни и сучья в
ГГ используемый затем в металлургических процессах.
К 1905 г. в Москве протяженность газовых сетей достигла 229 км на улицах горело 8 735
газовых фонарей имелось 3 720 частных потребителей газа. В Санкт-Петербурге к 1914 г.
в протяженность газовых магистралей составила около 500 км четыре газовых завода
вырабатывали примерно 82 тыс. м3 газа в сутки и обеспечивали работу 8 813 газовых
До Первой мировой войны петербургские газовые заводы кроме зарубежного
оборудования использовали и импортное твердое топливо (главным образом английский
антрацит) доставляемое морским путем. После открытия в 1916 г. сланцевых
месторождений в Эстонии российскими учеными стало активно разрабатываться
производство ГГ из этого сырья.
В СССР работы по газификации горючих сланцев отложенные событиями 1917 г.
продолжились в начале 20 х гг. После отделения Эстонии их месторождения были
обнаружены под ст. Веймарн Ямбургского уезда Петроградской губернии (в настоящее
время – Кингисеппский район Ленинградской области) в Тверской Казанской и
Самарской губерниях. Для организации их добычи и переработки при Главном топливном
управлении ВСНХ был создан Главный сланцевый комитет (Главсланец) который
возглавил И.М. Губкин. Успех сланцевого дела во многом был связан с тем что вокруг
него объединились тогда многие из ведущих российских ученых и инженеров – П.А.
Пальчинский Н.Д. Зелинский М.М. Тихвинский и др. Оборудованием и технологиями
переработки сланцев занимался и великий русский инженер В.Г. Шухов.
Для Ленинграда сланцевый газ оставался реальной альтернативой природному вплоть до
конца 1950-х гг. когда в Северную столицу по магистральному газопроводу Серпухов–
Ленинград стал поступать природный газ Поволжья.
В конце 1950-х гг. в Советском Союзе работало 350 газогенераторных станций на
которых было установлено около 2 500 газогенераторов различных конструкций и
производительности. На этих станциях ежегодно вырабатывали до 35 млрд нм3 ГГ что
тогда полностью удовлетворяло потребности отечественной промышленности в
газообразном топливе и технологических газах. Всего в 40 х и 50 х гг. прошлого века в
СССР одновременно эксплуатировалось более 200 тысяч стационарных и передвижных
машин с газогенераторными установками что позволило стране сэкономить миллионы
В начале 60-х гг. XX в. активное развитие технологий и оборудования ГТТ
приостановилось. Это было связано с повсеместным распространением доступных и
удобных в применении топлив произведенных из жидкого (нефть) и газообразного
(природный газ) ископаемого сырья.
Однако доля твердых топлив составляет около 95 % а на нефть и газ приходится порядка
% от общего объема каустобиолитов. Эта пропорция с каждым годом изменяется не в
пользу жидких и газообразных видов ископаемых топлив. Запасов твердого ископаемого
сырья должно хватить не менее чем на тысячу лет. Объемы сырья относящегося к
возобновляемым источникам энергии (фитомасса в т.ч. специально выращиваемая
углеродсодержащие отходы и т.п.) вообще представляются неограниченными (в рамках
существования нашей цивилизации). Запасов же нефти и газа (разведанных и доступных)
на Земле по разным оценкам осталось на 30–70 лет.
Уменьшение мирового потребления нефти ожидается уже после 2020 г. Таким образом
можно предположить что в среднесрочной перспективе технологии и оборудование ГТТ
из раритетов прошлого неизбежно превратятся в спутники настоящего и предвестники
Сегодня моторное топливо из нефти многим представляется единственно возможным
источником энергии для двигателей внутреннего сгорания. Однако это далеко не так.
Всего каких-то 50-60 лет назад технология газификации древесины составляла серьезную
конкуренцию ископаемым углеводородам. Германский Вермахт на протяжении всей
Второй Мировой войны испытывавший нефтяной голод имел в своем составе более 500
единиц различных видов техники с питанием от генераторного газа в том числе 12 танков
В оккупированной Дании 95% всей сельскохозяйственной техники тракторов
грузовиков катеров и паромов были оснащены газогенераторами а в нейтральной
Швеции 40% транспортных средств работали на газе полученном из твердого топлива.
Не менее широко была распространена газификация биомассы и в Советском Союзе. В
период с 20-х до нач. 60-х гг. прошлого века газогенераторы устанавливались на серийные
модели грузовиков автобусов тракторов (например автомобили ГАЗ-42 ЗИС-5
тракторы ЧТЗ СГ-65 ГБ-58). Нашей стране принадлежит первенство в разработке
технологии газификации соломы и создания соответствующих моделей газогенераторов.
Большие исследовательские работы по газификации растительных отходов на Украине и в
Сибири были проведены Л. К. Коллеровым а в Ленинградском политехническом
К способу получения силового газа из твердого топлива обращались и в более позднее
время. Так в марте 1989 года Американское Федеральное агентство по чрезвычайным
ситуациям (FEMA) озабоченное возможностью повторения нефтяного кризиса 1973 года
опубликовало подробную инструкцию по изготовлению и эксплуатации генераторов
«древесного» газа способного заменить традиционное топливо для тракторов и
Разведка больших запасов нефти в Северном море в 1960-х годах и последующая
масштабная разработка шельфовых месторождений: Статфьорд Озеберг Галфакс
Экофиск кардинально изменили ситуацию на мировом рынке моторного топлива
началась эра дешевого бензина и технология газификации биомассы вместе с
миллионами газогенераторов были забыты на целые полвека.
Сегодня стремительный рост цен на ископаемые виды топлива как и многочисленные
экологические проблемы связанные с его использованием заставляют искать
альтернативу нефти и «хорошо забытый» генераторный газ имеет все шансы стать
полноценным источником тепловой и электрической энергии в «Мире после нефти» или
точнее в новом «Мире после дешевой нефти».
В середине 1980-х годов интерес к углепереработке пошел на убыль. причин несколько.
Во-первых политикой "кнута и пряника" США установили контроль над странами производителями нефти. Наиболее амбициозных (Ирак Иран) наказали в назидание
другим. В результате рост цен на нефть замедлился. В течение 1980-х годов цены на
нефть снизились с 40 долл. США за баррель (что соответствует примерно 65 долл. США
за баррель в современных ценах с поправкой на инфляцию) до минимального уровня 913
долл. США за баррель в декабре 1998 г. и в настоящее время колеблются в "коридоре" 1727 долл. США за баррель.
Во-вторых эффективно сработали государственные программы энергосбережения что в
конечном итоге привело к снижению темпа роста потребления нефти и природного газа. С
середины 1970-х годов энергоемкость единицы ВВП в развитых странах снизилась на 22
% а нефтеемкость на 38 %.
В-третьих динамичное развитие нефтегазовой отрасли и масштабные работы по разведке
новых месторождений нефти и газа показали что запасы углеводородного сырья на самом
деле значительно больше чем предполагалось. Последние 20 лет ежегодный прирост
разведанных запасов нефти и газа опережает их потребление и прогнозные сроки
исчерпания регулярно отодвигаются. По достаточно авторитетным данным глобальную
замену нефти углем следует ожидать после середины XXI в. а замену природного газа
углем – к концу века. Если конечно не произойдет прорыва в развитии технологии
В-четвертых ни одна из разрабатываемых технологий не позволила повысить
рентабельность процесса получения жидкого топлива из угля в такой степени чтобы
синтетическая нефть" могла конкурировать с природной нефтью.
В итоге эпоха угля не наступила и интерес к переработке угля уменьшился.
Большинство программ было свернуто а оставшиеся - радикально урезаны. Более десятка
проектов были завершены на стадии 5-летней готовности т.е. при изменении
конъюнктуры рынка углеводородного сырья можно в течение 5 лет на основе
демонстрационных установок производительностью 10-60 тч по углю развернуть
промышленное производство. Если от коммерческого использования технологий прямого
и непрямого ожижения угля в конце 1980-х гг. пока отказались то интерес к газификации
угля хотя и уменьшился но не прекратился. Например в ряде регионов где природного
газа нет или мало (Северная Америка Китай и др.) использование газа из угля для
синтеза метанола и аммиака экономически оправдано и построен ряд промышленных
В 1990-е годы бурное развитие получила внутрицикловая газификация для производства
электроэнергии т.е. использование бинарного цикла при котором горючий газ
утилизируется в газовой турбине а продукты сгорания используются при генерации пара
для паровой турбины. Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой
газификацией – Cool Water СШАКалифорния мощностью 100 МВт (60 тч по углю)
была построена в 1983 г. Использовался газогенератор Texaco с подачей топлива в виде
водо-угольной суспензии. После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию
электростанций с внутри цикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60
до 300 МВт. На рис.1 приведены данные по мировому производству газа из твердых
топлив с 1970 г. а в табл. 1.2 – структура его потребления.
Но вскоре стало ясно что углепереработку списывать рано так как в большинстве
развитых стран так как в большинстве развитых стран много угля и мало или совсем нет
Приведенные данные наглядно демонстрируют ускорение динамики вовлечения
газификации угля в мировую промышленность.
Необходимо отметить что удельные капитальные затраты при использовании
внутрицикловой газификации составляют примерно 1500 долл. США за 1кВт с
перспективой снижения до 1000-1200 долл. США в то время как для традиционной
угольной ТЭС удельные капитальные затраты составляют примерно 800-900 долл. США
за 1 кВт. Ясно что ТЭС с внутрицикловой газификацией твердого топлива более
привлекательна при наличии экологических ограничений в месте размещения и при
использовании достаточно дорогого топлива так как расход топлива на 1 кВт
сокращается. Эти условия характерны для развитых стран. В настоящее время
использование внутрицикловой газификации твердого топлива считается самым
перспективным направлением в энергетике.
Для современной химической промышленности и энергетики требуются газогенераторы с
единичной мощностью по углю 100 тч и более. К началу 1970-х годов в промышленном
масштабе было реализовано три типа газогенераторов.
Cлоевые газогенераторы. В разное время действовало более 800 газогенераторов в том
числе более 30 газогенераторов Лурги с единичной мощностью по углю до 45 тч. После
77 г. введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов Лурги.
Газогенераторы Винклера с кипящим слоем. Было сооружено более 40 аппаратов с
единичной мощностью до 35 тч по углю.
Пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х годов
эксплуатировалось более 50 аппаратов с единичной мощностью до 28 тчас по углю.
Не случайно все самые мощные газогенераторы имели немецкое происхождение. Причина
в том что в Германии нет собственной нефти но имеются большие запасы угля. В 19201940 гг. в Германии была реализована беспрецедентная по масштабам программа
углепереработки с производством моторных топлив металлургического топлива газов
различного назначения и широкого спектра продуктов углехимии включая пищевые
продукты. Во время второй мировой войны с использованием жидких продуктов
пиролиза прямого и непрямого ожижения угля производилось до 55 млн. т в год
моторного топлива. Именно немецкие разработки того времени определили на многие
десятилетия стратегию развития технологий углепереработки в том числе газификации
Если проанализировать конструктивные особенности и принцип действия современных
промышленных газогенераторов (к настоящему времени до промышленного масштаба
доведено еще более десяти конструкций газогенераторов) можно выделить четыре
основополагающих инженерных решения.
Создание Фрицем Винклером (концерн BASF) в 1926 г. газогенератора с кипящим
слоем. Эта технология послужила основой для современных процессов HTW (HochTemperatur Winkler) и KRW (Kellogg-Rust-Westinghouse) и др.
Разработка фирмой "Лурги" в 1932 г. слоевого газогенератора работающего под
давлением 3 МПа. Использование повышенного давления для интенсификации процесса
газификации реализовано почти во всех современных промышленных газогенераторах.
Разработка Генрихом Копперсом и Фридрихом Тотцеком в 1944-45 гг. пылеугольного
газогенератора с жидким шлакоудалением. Первый промышленный аппарат этого типа
был построен в 1952 г. в Финляндии. Пылеугольный принцип газификации с жидким
шлакоудалением реализован в промышленных аппаратах Destec Shell Prenflo
разработанных на основе газогенератора Копперса-Тотцека в аппарате Texaco и др.
Удаление шлака в жидком виде реализовано в слоевом газогенераторе BGL (British Gas–
Lurgy) разработанном на основе газогенератора Лурги.
Разработка фирмой Texaco в 1950-е годы газификаторов для переработки тяжелых
нефтяных остатков. Всего построено более 160 таких установок. В 1970-е годы была
разработана модификация аппарата Texaco для газификации водо-угольной суспензии.
Принцип подачи угля в аппарат в виде водо-угольной суспензии использован и в
газогенераторе Destec.
Были попытки использовать и ряд других технических решений для создания новых
газогенераторов: использование внешнего теплоносителя в том числе тепла ядерного
реактора; газификация в расплавах солей железа шлака; двух - трехступенчатая
газификация; газификация в плазме; каталитическая газификация и др.
В 1930-1950 гг. были разработаны теоретические основы физико-химических процессов
горения и газификации угля выполнены фундаментальные исследования не потерявшие
актуальности до настоящего времени. В данном направлении неоспоримо лидерство
советских ученых: А.С.Предводителева Л.Н.Хитрина Я.Б.Зельдовича Н.В.Лаврова
Д.А.Франк-Каменецкого Б.В.Канторовича и др.
Виды процессов газификации.
Процесс газификации угля первого поколения: Лурьги Винклера и Копперс-Тотцека
достаточно хорошо изучены и применяются в промышленности в ряде стран для
получения в основном синтез-газа и заменителя природного газа.
Большинство крупных газогенераторов на твердом топливе работают по прямому
процессу с газификацией топлива в движущемся слое. При этом движение топлива и
дутья происходит навстречу друг другу. По этой схеме подаваемое в газогенератор дуть
происходит через шлковую зону где оно несколько подогревается и далее поступает в
зону горения топлива при недостатке кислорода. Кислород дутья вступает в реакции с
углеродом образуя оксид и диоксид углерода одновременно.
Основными недостатками процесса Лурьги является сравнительно небольшая скорость
разложения водяного пара дутья необходимость использования водяного пара как
охлаждающего теплоносителя предотвращающего сплавления и спекания золы а также
содержания в газе высших углеводородов и фенолов.
Повышение температуры реализовано в процессе БГЛ с жидким шлакоудалением
разработанном фирмой British gas на основе процесса Лурьги. Этим способом можно
перерабатывать малореакционные и коксующие угли широкого гранулометрического
состава. Выделенные из газа смолы и пыль возвращают в газогенератор причем
количество возврата может доходить до 15% на уголь. Процесс проверен на установки
мощностью по углю 350 тсут. В Ухтфильде. Процесс считается перспективным для
применения в США где ведутся работы по его совершенствованию.
Процесс Винклера основан на использовании псевдоожиженного слоя топлива. Принцип
газификации мелкозернистого топлива в кипящем слое заключается в том что при
определенной скорости дутья и крупности топлива лежащей на решетки слой топлива
приходит в движение.
Процесс Винклера обеспечивает высокую производительность возможность переработки
различных углей и управлением составом конечных продуктов. Однако в этом процессе
велики потери непрореагированного угля до 20-30% (масс.) выносимого из реактора что
ведет к потере теплоты и снижению энергетической эффективности процесса.
Псевдоожиженный слой отличается большой чувствительностью к изменению режима
процесса а низкое давление лимитируется производительность газогенераторов.
По методу Винклера в разных странах работают 16 заводов (Испании Японии Германии
Кореи и другие). Газогенератор типа Винклера имеет диаметр 55 м; высоту 23 м и
максимальная единичная мощность действующих газогенераторов этого типа в настоящее
время составляет 33 тыс. м3 газа в час.
В США разработан процесс газификации угля в аппарате с последующей агломерацией
золы- так называемый процесс-V предназначенный для производства низкокалорийного
газа который может быть использован в качестве сырья для получения водорода аммиака
или метанола а также как топлива. Газификацию проводят в присутствии кислорода и
паров воды в псевдоожиженном слое при давлении 57-7 МПа и температуре 980-1100 0С.
Угольная пыль отделяется в циклонах причем из внешнего циклона пыль возвращается в
газогенератор. Газ не содержит жидких продуктов что облегчает его очистку .
Первый промышленный газогенератор этого типа производительностью 4 тыс. м3 в час
синтез газа был создан в 1954 году. По методу Коппер-Тотцека в мире работают 16
заводов (Япония Греция и другие). Газогенератор Коппер-Тотцека с двумя форсунками
имеет диаметр 3-35 м; длину 75 м и объм 28 м3 в час.
Известны неудачные попытки осуществить прямоточную факельную газификацию в
условиях сухого золоудаления. В настоящее время газификацию угольной пыли проводят
с жидким шлакоудалением. Для этой цели получили распространение газогенераторы
вертикального типа близкие по конструктивному оформлению к котельным агрегатам с
пылеугольным сжиганием (Бабкок-Вилькокс) и газогенераторы с горизонтальной камерой
газификации (Копперс-Тотцек).
Большие работы по созданию газогенераторов для газификации пылевидных топлив под
высоким давлением с жидким шлакоудолением проводит американская фирма Тексако
которая является первопроходцем в применении для газификации водо-угольных
суспензий. В газогенератор подают водную суспензию угля с концентрацией до 70%
(мас.) что упрощает решение многих технических вопросов и позволяет
автоматизировать процесс. В 1984 году японской фирмой Убе Индастриз пущен
крупнейший в мире газогенератор Тексако мощностью по углю 1500 тонн в сутки
вырабатывающий газ для синтеза аммиака. На заводе Aioi (Япония) в 1987 году была
сооружена пилотная установка производительностью 6 т. в сутки угля для газификации
водо-угольных су суспензии по процессу Тексако как наиболее прогрессивному. По
проектным данным процесс осуществляется под давлением 196-294 МПа при
температуре 1400 0С с получением смеси газов из оксида углерода диоксида углерода и
водорода до 1991 года проводились научно-исследовательские работы совместно с
Tokyo Electric Power Co и было переработано 533 тонны угля. Степень конверсии
углерода достигала 100%. В синтез-газе содержалось до 523% оксида углерода 332%
водорода 127% диоксида углерода. На воздушном дутье при подогреве суспензии до 150
С степень конверсии достигала 72% .
Недостатком этого способа подачи угля является значительный расход тепла на испарение
воды в газогенераторе но уголь не требует предварительной сушки и исключается подача
пара в газогенератор . Процесс Тексако характеризуется также повышенным удельным
расходом кислорода 400-450 м3 на 1000 м3 синтез-газа. Соотношение уголь : вода в
суспензии колеблется в разных пределах от 70:30 до 45:55. Водо-угольные суспензии
используются также для газификации под давлением 10 МПа в газогенераторе Би-2эс.
Кроме того при эксплуатации оборудования газогенераторных станций на которых
используются водо-угольные суспензии выявлены трудности по предотвращению
коррозии циркуляционных насосов и инжекционных клапанов. Однако эти недостатки не
уменьшают значимости так как процесс высокоэффективен.
Подземкая газификация.
Производство газа из твердых горючих ископаемых может осуществляться на основе двух
технологических примов: в газогенераторах наземного типа и под землй (подземная
Подземную газификацию углей как метод физико-химического превращения угля в
горючий газ непосредственно на месте залегания угольных пластов впервые начали
реализовывать в бывшем Советском Союзе в 1933 году. В начале 60-х годов
эксплуатировали пять опытно-промышленных станций Подземгаз.
Основные стадии процесса подземной газификации углей- бурение с поверхности земли
на угольный пласт скважин соединение этих скважин каналами по угольному пласту и
наконец нагнетание в одни скважины воздушного или кислородного дутья и извлечение
из других скважин образовавшегося газа. Газообразование в канале происходит за счет
химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и
термического разложения угля.
Недостатки традиционной технологии подземной газификации угля- низкая теплота
сгорания получаемого газа за счет осуществления процесса на воздушном дутье
недостаточная стабильность и управляемость процесса недостаточная экологическая
чистота предприятий подземной газификации углей прежде всего из-за неполного
улавливания соответствующих продуктов большой объм буровых и подготовительных
работ достигающей в себестоимости газа 30-35%; несмотря на это традиционная
подземная газификация является надежной базой для е дальнейшего совершенствования.
В США наиболее интенсивные работы по подземной газификации угля были начаты в
72 году. В течении 1972-1989 годах было проведено более тридцати экспериментов в
различных горно-геологических условиях. Если первые полевые работы проводили на
воздушном дутье с получением низкокалорийного газа то основное большинство
последующих испытаний осуществляли на парокислородном дутье с получением
среднекалорийного газа. Наилучшие результаты с США были достигнуты при
направленном подводе дутья к реакционной поверхности угольного пласта что
подтверждает результаты ранее проведенных экспериментов у нас в стране.
В настоящее время наиболее детальное и квалифицированное исследование возможностей
подземной газификации угля в США осуществляет компания Энерджи Интернейшинал.
В докладе ее президента А.Г. Синглтона проанализированы результаты подземной
газификации угля в США и сформулированы некоторые аспекты.
Основные выводы исследований подземной газификации угля следующие:
) Эксплуатационные затраты на производство генераторного газа при подземной
газификации угля меньше чем при надземной газификации угля.
) Капитальные затраты при близких по размерам предприятий гораздо меньше чем при
подземной газификации угля.
Экологические показатели технологии подземной газификации угля выходят на максимум
при более низкой производительности предприятия.
Синтез-газ при подземной газификации угля вполне успешно конкурирует с аналогичным
продуктом получаемым при паровым риформинге природного газа.
Широкомасштабное промышленное внедрение подземной газификации угля в нашей
стране возможно только при условии повышения степени управляемости процесса
одновременном снижении удельных затрат и увеличении использовании угольного
Основные резервы повышения эффективности подземной газификации угля.
Совершенствование схемы газификации и конструкции подземного газогенератора с
целью активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхности
огневого забоя несмотря на выгазовывание угольного пласта.
Снижение непроизводительных потерь тепла.
Большие перспективы открываются перед подземной газификации угля при переходе на
большие глубины 700 м и более.
Американские исследователи провели технико-экономическое сравнение различных
вариантов использования генераторного газа полученного при надземной газификации
угля и подземной газификации угля. Согласно этим данным применение подземной
газификации угля позволяет снизить эксплуатационные затраты по сравнению с наземной
газификацией угля при производстве генераторного газа. Данная схема - это
паровоздушная газификации угля в стационарном слое.
Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердых топлив от бурых углей до
Свойства улей влияющие на газификацию:
Спекаемость каменных углей в области 400-450ºС которая завершается к 600 ºС. Она
является нежелательным явлением и для ее устранения при газификации в плотном слое
применяют различные перемешивающие устройства разрыхляющие слой. Не спекаются
торфы бурые угли антрациты тощие и длиннопламенные угли. Газопламенный
кузнечный каменные угли слабо спекаются. Газовый и жирный каменные угли спекаются
Шлакообразующая способность – это свойство минеральной части топлива превращаться
в прочную спекшуюся или сплавленную массу (шлак) под действием высоких температур
и газовой среды. Шлакообразующую способность обычно характеризуют температурой
плавления золы но этот этот показатель недостаточно надежен. Шлаки подразделяют на
основные и кислые в зависимости от соотношения М=СаOMgOSiO2Al2O3. Кислые шлаки
(М меньше 1) в жидком состоянии тягучи а в холодном – стекловидны. Основные шлаки
(М выше 1 ) нетягучи в горячем состоянии и при охлаждении застывают в камневидную
Гранулометрический состав топлива оказывает существенное влияние на его
газификацию. Для газогенераторов с плотным слоем топлива соотношение
максимального и минимального размеров частиц должно быть больше 2:1. Для бурых
малопрочных углей минимальный размер частиц составляет 25 мм для каменных – 10-12
мм а для антрацита – 6 мм. Для газогенераторов с псевдоожиженном слоем применяются
частицы размером от 1 до 10 мм. Содержание пыли в мелочи не должно превышать 1012%.
Зольность топлива существенно влияет на конструкцию и эффективность работы
газогенератора. Практика показала что при газификации с удалением золы в твердом
состоянии как в стационарном так и в псевдоожиженном слое при атм. давлении на
паровоздушном или парокислородном дутье – 40-50% а при давлении 2-25 МПА – 3033% а при газификации в псевдоожиженном слое – 20-25%.
Реакционная способность характеризует скорость взаимодействия топлива с
газифицирующими агентами. Молодые топлива (торфбурые угли) имеют высокую
активность по отношению к газифицирующим агентам наиболее пригодны для
газификации в мелкозернистом виде и при повышенном давлении. Топлива с низкой
реакционной способностью (антрацит тощие каменные угли кокс) которые
перерабатываются при более высоких температурах целесообразно газифицировать в
аппаратах с жидким шкакоудалением.
Активность твердых топлив и скорость газификации в значительной степени зависит от
минеральных составляющих выступающих в роли катализаторов. Относительное
каталитическое влияние микроэлементов углей при газификации может быть
Mn>Ba>>B Pb Be>>Y Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu.
Технологические параметры процесса.
К основным параметрам характеризующим отдельные процессы газификации твердых
топлив могут быть отнесены:
тип газифицирующего агента;
температура и давление процесса;
способ образования минерального остатка и его удаление;
способ подачи газифицирующего агента;
способ подвода тепла в реакционную зону.
Все эти параметры взаимосвязаны между собой и во многом определяются
конструктивными особенностями газогенераторов.
Обычно газифицирующими агентами служат воздух кислород и водяной пар. При паровоздушном дутье отпадает необходимость в установке воздухоразделения что удешевляет
процесс но получается газ низкокалорийный поскольку сильно разбавлен азотом
Температура газификации в зависимости от выбранной технологии может колебаться в
широких пределах 850-2000 ºС. диапазон давлений газификации от 0.1 до 10.0 МПа и
выше. Газификация под давлением предпочтительна в случаях получения газа
используемого затем его в синтезах которые проводятся при высоких давлениях
(снижаются затраты на сжатие синтез-газа).
В газогенераторах с жидким шлакоудалением процесс проводят при температурах выше
температуры плавления золы (обычно выше 1300-1400 ºС). ”Сухозольные“
газогенераторы работают при более низких температурах и зола из него выводится в
По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию топлива при газификации
различают слоевые процессы при которых слой кускового топлива продувается по
противоточной схеме газифицирующими агентами а также объмные процессы в
которых большей частью по прямоточной схеме топливная пыль взаимодействует с
соответствующем дутьем.
Существует несколько типов «идеальных» генераторных газов:
Воздушный газ получаемый при взаимодействии углерода с кислородом воздуха
(2С+О2+3.76N2=2CO+3.76N2+219.1кДж)
Водяной газ – продукт взаимодействия углерода с водяным паром.
Полуводяной газ получаемый паровоздушным дутьем
Оксиводяной газ который получается на парокислородном дутье при том же условии
что и полуводяной но его отличие – отсутствие балласта (азота)
Смесь воздуха и водяного пара
Водяной пар (при внешнем подводе тепла)
Смесь кислорода и водяного пара
Оксиводяной газ (газ парокислородного дутья)
Генераторный газ применяется как топливо в металлургической стекольной
керамической промышленности для двигателей внутреннего сгорания а также для
Выход газа его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от того что
используется в качестве дутья.
Для сопоставления составов и свойств этих газов следует сделать следующие допущения:
газовая смесь состоит только из горючих компонентов (единственный возможный балласт
— азот воздуха); газифицируется чистый углерод; не учитываются потери тепла. Газы
отвечающие этим допущениям называют идеальными генераторными газами.
Получаемые на практике генераторные газы отличаются по выходу и составу от
Во-первых уголь нельзя считать чистым углеродом поэтому выход горючих компонентов
в расчете на 1 кг органической массы угля всегда значительно меньше. В первую очередь
это относится к молодым углям отличающимся высоким содержанием кислорода а тем
Во-вторых в генераторных газах всегда содержится заметное количество СО2.
Химическое равновесие в газогенераторах не достигается поэтому содержание СО2
всегда превышает равновесную концентрацию.
В-третьих в зоне подготовки угля образуются пары воды и летучие продукты
термического разложения которые попадают в состав газа.
В любом газе содержится большее или меньшее количество азота что снижает реальную
теплоту сгорания газа так как при сжигании газа часть тепла расходуется на нагревание
Физико-химические основы процесса
Единственным твердым остатком при газификации должна явиться негорючая часть угля
— зола. В действительности не удается полностью перевести органическую массу угля в
газ и в шлаке остается часть горючей массы топлива.
Устройство газогенератора.
Общие принципы работы аппаратов для газификации — газогенераторов—можно
рассмотреть на примере простейшего газогенератора изображенного на рис 2.
Рис. 2. Схема работы слоевого газогенератора:
А — устройство газогенератора 1 — затвор 2 — корпус газогенератора 3 —
колосниковая решетка; 4 — чаша для отвода золы;
Б — изменение состава газа по высоте газогенератора (паровоздушное дутье
обогащенное кислородом)- 1 — кислород 2 — водяной пар 3 — диоксид углерода 4 —
монооксид углерода 5 — водород 6 — метан и пары смолы;
Газогенератор такого типа представляет собой вертикальную шахту из листовой стали
футерованной огнеупорным кирпичом. В верхней части его имеется загрузочный люк
снабженный затвором 1. В нижней части газогенератора установлена колосниковая
решетка 3 через которую в шахту непрерывно подается газифицирующий агент. Сверху
непрерывно поступает уголь. При подаче в газогенератор воздуха в зоне расположенной
непосредственно у колосниковой решетки (окислительная зона или зона горения)
происходит горение твердого горючего ископаемого с образованием СО и СО2 по
реакциям2С + О2 = 2СО + 2188 МДжкмоль углерода (2.1)
С + О2 = СО2 + 3944 МДжкмоль углерода (2.2)
Образующийся диоксид углерода в восстановительной зоне восстанавливается новыми
порциями углерода в оксид углерода:
СО2 + С = 2СО— 1756 МДжкмоль углерода (2.3)
Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар то в восстановительной
зоне дополнительно протекают реакции:
С + Н2О = СО + Н2 — 13257 МДжкмоль углерода (2.4)
С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 — 895 МДжкмоль углерода (2.5)
В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: оксид углерода и
В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так возможна реакция между оксидом
углерода и водяным паром:
СО + Н2О=СО2 + Н2 + 431 МДжкмоль (2.6)
При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан:
СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 2037 МДжкмоль (2.7)
который в условиях процесса подвергается термическому распаду
СН4 —> С + 2Н2 —711 МДжкмоль (2.8)
Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующегося газа который
изменяется по высоте газогенератора. После окислительной и восстановительной зон
называемых вместе зоной газификации выходят горячие газы при температуре 800—900
°С. Они нагревают уголь который подвергается пиролизу в вышележащей зоне. Эту зону
принято называть зоной пиролиза или зоной полукоксования. Выходящие из этой зоны
газы подогревают уголь в зоне сушки. Вместе эти две зоны образуют зону подготовки
топлива. Таким образом при слоевой газификации сочетается термическая переработка
топлива и собственно газификация полукокса или кокса полученного в зоне подготовки
топлива. Поэтому газ отводимый из аппарата содержит не только компоненты
образовавшиеся в процессе газификации но и продукты пиролиза исходного твердого
горючего ископаемого (газ пиролиза пары смолы водяной пар). При охлаждении
отводимого из газогенератора газа происходит конденсация смолы и воды которые далее
необходимо очистить и подвергнуть переработке.
В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газификации как отмечалось
выше поступает уже не уголь а кокс а из окислительной зоны выводится раскаленный
шлак который охлаждается в чаше 4 с водой выполняющей одновременно функции
гидравлического затвора а затем выводится из аппарата.
Из изложенного выше следует что газификация представляет собой сложное сочетание
гетерогенных и гомогенных процессов. Возможно и последовательное и параллельное
протекание этих реакций. Механизм этих процессов до сих пор еще до конца не выяснен.
Так если первой стадией взаимодействия кислорода и углерода в зоне горения считают
образование поверхностного углерод-кислородного адсорбционного комплекса то вопрос
о том что является первичным продуктом взаимодействия водяного пара с раскаленным
коксом является предметом дискуссий.
В газогенераторе протекает ряд экзотермических и эндотермических реакций. Равновесия
реакций (2.1) и (2.2) смещены в сторону образования СО и СО2. Равновесие
эндотермических реакций (2.3) — (2.5) при повышении температуры смещены в сторону
образования соответственно СО и Н2 но выход указанных продуктов (равновесный)
уменьшается при повышении давления.
Равновесие экзотермической реакции (2.6) сдвинуто в сторону образования исходных
продуктов при температурах выше 1000 °С и не зависит от давления.
Образование метана по реакции (2.7) более вероятно при повышении давления
Термодинамические расчеты позволяют определить равновесные составы газов в
зависимости от температуры и давления газификации. Однако использовать результаты
этих расчетов для предсказания реального состава газов трудно из-за значительных
различий в скоростях реакций и влияния на процесс ряда технологических факторов.
Скорость реакций газификации лимитируется скоростью химических превращений в
газовой фазе и на поверхности твердой фазы а также скоростью диффузии. При
температурах 700—800 °С процесс газификации тормозится преимущественно
химической реакцией а при температурах выше 900 °С — преимущественно диффузией.
В реальных условиях суммарный процесс газификации протекает в промежуточной
области и скорость его зависит от кинетических и диффузионных факторов.
Процессы газификации интенсифицируют путем повышения температуры увеличения
давления газификации (что позволяет значительно увеличить парциальные давления
реагирующих веществ) а также увеличения скорости дутья концентрации кислорода в
дутье или развития реакционной поверхности.
Для приближения процесса газификации к кинетической области используют
тонкоизмельченный уголь и ведут процесс при высоких скоростях газовых потоков.
В реальных условиях газификации вследствие неравномерного распределения зон и
смешения потоков часть горючих газов сгорает с образованием водяного пара и СО2.
Кроме того в реальных условиях газификации неизбежны различные тепловые потери (в
окружающую среду с горячими газами со шлаком и уносимым топливом). Поэтому
фактические значения термических коэффициентов полезного действия значительно
меньше величин рассчитанных для идеальных условий.
Выбор обоснование и описание технологической схемы.
В предложенной работе принят метод паровоздушной газификации угля в неподвижном
(стационарном) слое позволяющие применять угли почти всех марок и получать
химические продукты с минимальным количеством стадий. Применяя паровоздушную
газификацию угля позволяет удешевить получение генераторного газа причем процесс
идет при атмосферном давлении.
Выбранный процесс имеет ряд существенных достоинств перед другими способами
газификации углерода твердого топлива:
- возможность построения агрегатов большой единичной мощности;
- универсальность метода который позволяет применять все виды угля а также переход с
паро-воздушного дутья на кислородное и парокислородное дутье;
- небольшая металлоемкость;
- малое количество стадий для подготовки угля.
Основные параметры выбранного процесса газификации:
Температура паровоздушной смеси
Температура газогенератора
Масса загружаемого угля гр
Газогенератор стационарного типа для процесса паровоздушной газификации имел
высоту 0.5 м внутренний диаметр 0.04 м. Объем реакционной зоны составлял 0.05 м3.
Вода из резервуара (3) поступает в парообразователь (5) где образовывается пар пар
смешивается с воздухом который подается компрессором (1). Полученная паровоздушная
смесь температурой 400ºС поступает в газогенератор (6) на решетку которой
предварительно загружается уголь. Температурный режим в реакторе (950ºС)
поддерживается электронагревателем (7).
Материальный баланс и мощность установки.
Генераторный газ 297кг
Потери в окружающую среду 47 ккал
Мощность лабораторной установки 6кВт.
Мощности промышленных установок.
Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water
СШАКалифорния мощностью 100 МВт (60 тч по углю) была построена в 1983 г.
Использовался газогенератор Texaco с подачей топлива в виде водо-угольной суспензии.
После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростанций с внутри
цикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 МВт.
единичной мощностью по углю 100 тч и более.
В разное время действовало более 800 слоевых газогенераторов в том числе более 30
газогенераторов Лурги с единичной мощностью по углю до 45 тч. После 1977 г.
введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов Лурги.
Было сооружено более 40 газогенераторы Винклера с кипящим слоем с единичной
мощностью до 35 тч по углю.
К началу 1970-х годов эксплуатировалось более 50 пылеугольных газогенераторв
Копперса-Тотцека с единичной мощностью до 28 тчас по углю.

ГАЗИФИКАЦИЯ.docx

Назначение установки
Газификация– это термохимический процесс при котором богатое углеродом сырьё такое как биомасса и разные виды угля превращаются в горючий газ состоящий из водорода окиси углерода метана двуокиси углерода и других малых газовых примесей. Этот процесс проходит в обедненных кислородом условиях. Образуемое в результате газообразное соединение называется генераторный или синтез-газ.
В зависимости от соотношения исходных реагентов температуры продолжительности реакции т других факторов можно получить газовые смеси самого разного состава.
Достоинства газификации:
Возможность перехода серы в газы H2S и SO2 откуда ее легче извлечь чем из продуктов прямого гидрирования или сжигания угля (при этом происходит отравление атмосферы);
Возможность синтеза углеводородов из газа при более мягких условиях чем при прямом гидрировании.
Вследствие высокой температуры процесса для газификации могут быть использованы угли любого типа включая спекающиеся а полученный газ беден метаном и не содержит конденсирующиеся углеводородов что облегчает его последующую очистку. К недостаткам процесса можно отнести низкое давление повышенный расход кислорода необходимость тонкого размола топлива .
Процессы газификации можно классифицировать по следующим признакам:
) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДжм3): получение газов с низкой (418—670) средней (670—1880) и высокой (31—40) теплотой сгорания;
) по назначению газов: для энергетических (непосредственного сжигания) и технологических (синтезы производство водорода технического углерода) целей;
) по размеру частиц используемого топлива: газификация крупнозернистых мелкозернистых и пылевидных топлив;
) по типу дутья: воздушное паровоздушное кислородное парокислородное паровое;
) по способу удаления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление жидкое шлакоудаление;
) по давлению газификации: при атмосферном (01 — 013 МПа) среднем (до 2—3 МПа) и высоком давлении (выше 2—3 МПа);
) по характеру движения газифицируемого топлива: в псевдостационарном опускающемся слое в псевдоожиженном (кипящем) слое в движущемся потоке пылевидных частиц;
) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800 °С) среднетемпературная (800—1300 °С) и высокотемпературная (выше 1300 °С);
) по балансу тепла в процессе газификации: автотермический (стабильная температура поддерживается за счет внутренних источников тепла в системе) и аллотермические т. е. нуждающиеся в подводе тепла со стороны для поддержания процесса газификации. Внешний подвод тепла можно осуществлять с помощью твердых жидких и газообразных теплоносителей .
Газ с низкой теплотой сгорания образуется при использовании воздушного или паровоздушного дутья. В нем много балласта (азота) – 40-50%(об) поэтому он имеет низкую теплоту сгорания. Применяется в топках помышленных печей.
Газ со средней теплотой сгорания получают в процессах паровой или парокислородной газификации твердых топлив под давлением 20-25 МПа. По составу он представляет собой смесь оксидов углерода водорода и небольшого количества метана:
СО2-30-35% СО-10-13%Н2-38-40% СН4-10-12%.
По экономическим соображениям такие газы применяют в ограниченных масштабах.
Газ с высокой теплотой сгорания приближающийся по этому показателю к природному газу в наст время в промышленных масштабах не производится однако технология его получения в ряде случаев отработана на достаточно крупных опытно-промышленных установках.
Газы заданного состава предназначены для синтеза химических продуктов и представляют собой смеси водорода с азотом или оксидом углерода (в широком диапазоне соотношений) либо технический Н2.
Примерно полтора века (в течение почти всего XIX в. и более половины XX в.) генераторный газ был в числе основных энергоносителей нашей цивилизации.
Принято считать что человечество использует технологии газификации твердых топлив (ГТТ) для получения искусственных горючих газов к которым относится и генераторный газ (ГГ) с конца XVII в. Тогда в Англии в результате нагрева угля без доступа кислорода получили газ способный гореть на воздухе (хотя существует предание что еще в XIII в. некий парижанин по имени Езекииль получал подобным образом горючий газ и использовал его для обогрева и освещения собственного жилища).Позднее в конце XVIII в. горючий газ получаемый из каменного угля и других топлив (главным образом древесины и в последующем нефти) научились использовать. Первая в мире газовая турбина запатентованная в 1791 г. англичанином Джоном Барбером работала именно на таком газе.
Первый газогенератор.Создателем первого газогенератора считается французский инженер профессор механики Парижской школы мостов и дорог Филипп Лебон получивший свой первый патент на постройку газового завода в 1799 г. Через два года Лебон получает второй патент теперь на проект газового двигателя работающего по принципу парового. Только вместо пара в двигатель подавался ГГ зажигаемый поочередно по обе стороны поршня.Генераторный газ первоначально был назван «светильным» газом (в английской терминологии: outdoor lighting) так как главным его предназначением в течение почти всего XIX в. (в Лондоне с 1812 г. в Санкт-Петербурге с 1819 г. в Париже с 1820 г.) и до начала XX в. включительно было освещение улиц и площадей городов Европы США Канады и Австралии.В Англии к началу 1890 х гг. насчитывалось 594 газовых завода 460 тыс. уличных фонарей протяженность газопроводов ГГ составляла 35 150 км.
В 1908 г. в Англии для получения 1 285 млн м3 светильного газа было израсходовано 17 млн т угля (в это время данный газ стали использовать не только в целях освещения и отопления но и как моторное топливо).Широко использовался светильный газ также для отопления и освещения общественных зданий и частных домовладений получения горячей воды приготовления пищи (так например в той же Англии в 1891 г. было 23 млн а в 1927 г. – 87 млн потребителей этого газа).
Промышленные газогенераторы.К первым промышленным образцам можно отнести газогенераторы построенные в Германии инженером Бишофом (1839 г.) и в Австрии – инженером Эбельманом (1840 г.). Однако впервые серийного производства удостоилась регенеративная печь изобретенная в 1856 г. братьями Сименсами (Германия). Производимое ими оборудование ГТТ на многие десятки лет стало важнейшим и незаменимым элементом стекло- и сталеплавильных производств сварочных и нагревательных печей работающих на основе регенеративного принципа.
Первый газогенератор в России.В России устроителем первого аппарата для получения светильного газа стал переводчик Министерства коммерции в последствие ученый-металлург полковник Корпуса горных инженеров и (с 1830 г.) член-корр. Петербургской Академии наук Петр Григорьевич Соболевский.Начиная с 1804 г. он вёл работы по созданию промышленной газовой установки альтернативной конструкции Ф. Лебона (патент во Франции приобрести не удалось) так называемого «термолампа». К ноябрю 1811 г. все оригинальные технические решения им совместно с Д'Оррером были успешно реализованы. 2 декабря 1811 г. газета «Северная почта» опубликовала статью в которой достаточно подробно описывала как устройство «термолампа» так и технологический процесс получения искусственного газа.
Устройство газогенератора в России.
Чугунный цилиндр вделанный в печь наполнялся дровами затем отверстие плотно замазывалось а весь цилиндр сильно подогревался горящими дровами. Дрова в цилиндре от сильного жара превращались в древесный уголь с одновременным образованием паров угольной кислоты и дегтя а также горючего газа. Газообразные продукты поступали в холодильник где охлаждались. При этом кислота и деготь превращаясь в капли стекали в приемный сосуд а газ проходя через воду очищался и поступал в хранилище. Из этого хранилища газ подводился через трубки разной величины к лампам установленным в помещении или на улице. Трубки были снабжены на концах кранами и если к открытому крану подносили зажженную бумагу или спичку то выходящий из трубки газ загорался и огонь продолжал гореть у отверстия трубки. Таким образом его можно было употребить или на отопление и освещение помещений или на освещение улиц.За это изобретение согласно указу императора Александра I титулярный советник Соболевский был удостоен ордена Св. Владимира 4 й степени. В начале 1812 г. были утверждены проекты газового освещения Монетного двора и других важных правительственных зданий Санкт-Петербурга намечены конкретные меры по внедрению газового освещения улиц площадей и бульваров российской столицы.В 1816 г. П.Г. Соболевский соорудил мощную газовую установку для отопления и освещения производственных помещений Пожвенского завода расположенного в 150 верстах от г. Перми. Несколько позднее газовое отопление и освещение получило распространение и в производственных помещениях ряда оружейных заводов Златоустовского горного округа.Осенью 1819 г. благодаря активной поддержке столичного генерал-губернатора графа М.А. Милорадовича в Санкт-Петербурге зажглись и первые уличные газовые фонари. 27 февраля 1835 г. был утвержден устав первой российской акционерной газовой компании получившей название «Общество для освещения Санкт-Петербурга газом». В районе Обводного канала был построен первый крупный газовый завод и создана инфраструктура централизованного газового освещения города пришедшая на смену индивидуальным установкам.Вскоре светильный газ пришел и в другие города России: Тифлис (1848 г.) Одессу (1850 г.) Москву (с 1850 х гг – для индивидуального отопления и освещения зданий с 1865 г. – для централизованного освещения улиц и площадей) Казань Киев Ростов-на-Дону. Освещал газ также здания (одновременно обогревая их) и прилегающие территории государственных организаций фабрик и заводов (всего в России их было 157) железнодорожных станций (в России – 23). Всего в Российской империи газовое отопление и освещение было в 24 х городах. К концу 1868 г. в нашей стране действовало 310 газовых заводов.
В конце XIX го в. российский инженер и ученый-металлург впоследствии член-корр. АН СССР В.Е. Грум-Гржимайло сконструировал и внедрил на десятках предприятий Урала промышленные газогенераторные установки превращавшие торф щепки пни и сучья в ГГ используемый затем в металлургических процессах.К 1905 г. в Москве протяженность газовых сетей достигла 229 км на улицах горело 8 735 газовых фонарей имелось 3 720 частных потребителей газа. В Санкт-Петербурге к 1914 г. в протяженность газовых магистралей составила около 500 км четыре газовых завода вырабатывали примерно 82 тыс. м3 газа в сутки и обеспечивали работу 8 813 газовых фонарей.До Первой мировой войны петербургские газовые заводы кроме зарубежного оборудования использовали и импортное твердое топливо (главным образом английский антрацит) доставляемое морским путем. После открытия в 1916 г. сланцевых месторождений в Эстонии российскими учеными стало активно разрабатываться производство ГГ из этого сырья.В СССР работы по газификации горючих сланцев отложенные событиями 1917 г. продолжились в начале 20 х гг. После отделения Эстонии их месторождения были обнаружены под ст. Веймарн Ямбургского уезда Петроградской губернии (в настоящее время – Кингисеппский район Ленинградской области) в Тверской Казанской и Самарской губерниях. Для организации их добычи и переработки при Главном топливном управлении ВСНХ был создан Главный сланцевый комитет (Главсланец) который возглавил И.М. Губкин. Успех сланцевого дела во многом был связан с тем что вокруг него объединились тогда многие из ведущих российских ученых и инженеров – П.А. Пальчинский Н.Д. Зелинский М.М. Тихвинский и др. Оборудованием и технологиями переработки сланцев занимался и великий русский инженер В.Г. Шухов.Для Ленинграда сланцевый газ оставался реальной альтернативой природному вплоть до конца 1950-х гг. когда в Северную столицу по магистральному газопроводу Серпухов–Ленинград стал поступать природный газ Поволжья.В конце 1950-х гг. в Советском Союзе работало 350 газогенераторных станций на которых было установлено около 2 500 газогенераторов различных конструкций и производительности. На этих станциях ежегодно вырабатывали до 35 млрд нм3 ГГ что тогда полностью удовлетворяло потребности отечественной промышленности в газообразном топливе и технологических газах. Всего в 40 х и 50 х гг. прошлого века в СССР одновременно эксплуатировалось более 200 тысяч стационарных и передвижных машин с газогенераторными установками что позволило стране сэкономить миллионы тонн нефти.В начале 60-х гг. XX в. активное развитие технологий и оборудования ГТТ приостановилось. Это было связано с повсеместным распространением доступных и удобных в применении топлив произведенных из жидкого (нефть) и газообразного (природный газ) ископаемого сырья.Однако доля твердых топлив составляет около 95 % а на нефть и газ приходится порядка 5 % от общего объема каустобиолитов. Эта пропорция с каждым годом изменяется не в пользу жидких и газообразных видов ископаемых топлив. Запасов твердого ископаемого сырья должно хватить не менее чем на тысячу лет. Объемы сырья относящегося к возобновляемым источникам энергии (фитомасса в т.ч. специально выращиваемая углеродсодержащие отходы и т.п.) вообще представляются неограниченными (в рамках существования нашей цивилизации). Запасов же нефти и газа (разведанных и доступных) на Земле по разным оценкам осталось на 30–70 лет.Уменьшение мирового потребления нефти ожидается уже после 2020 г. Таким образом можно предположить что в среднесрочной перспективе технологии и оборудование ГТТ из раритетов прошлого неизбежно превратятся в спутники настоящего и предвестники будущего.
Сегодня моторное топливо из нефти многим представляется единственно возможным источником энергии для двигателей внутреннего сгорания. Однако это далеко не так. Всего каких-то 50-60 лет назад технология газификации древесины составляла серьезную конкуренцию ископаемым углеводородам. Германский Вермахт на протяжении всей Второй Мировой войны испытывавший нефтяной голод имел в своем составе более 500 единиц различных видов техники с питанием от генераторного газа в том числе 12 танков PzKpfw V «Пантера».
В оккупированной Дании 95% всей сельскохозяйственной техники тракторов грузовиков катеров и паромов были оснащены газогенераторами а в нейтральной Швеции 40% транспортных средств работали на газе полученном из твердого топлива.
К способу получения силового газа из твердого топлива обращались и в более позднее время. Так в марте 1989 года Американское Федеральное агентство по чрезвычайным ситуациям (FEMA) озабоченное возможностью повторения нефтяного кризиса 1973 года опубликовало подробную инструкцию по изготовлению и эксплуатации генераторов «древесного» газа способного заменить традиционное топливо для тракторов и автомобилей.
Разведка больших запасов нефти в Северном море в 1960-х годах и последующая масштабная разработка шельфовых месторождений: Статфьорд Озеберг Галфакс Экофиск кардинально изменили ситуацию на мировом рынке моторного топлива началась эра дешевого бензина и технология газификации биомассы вместе с миллионами газогенераторов были забыты на целые полвека.
Сегодня стремительный рост цен на ископаемые виды топлива как и многочисленные экологические проблемы связанные с его использованием заставляют искать альтернативу нефти и «хорошо забытый» генераторный газ имеет все шансы стать полноценным источником тепловой и электрической энергии в «Мире после нефти» или точнее в новом «Мире после дешевой нефти».
В середине 1980-х годов интерес к углепереработке пошел на убыль. причин несколько. Во-первых политикой "кнута и пряника" США установили контроль над странами - производителями нефти. Наиболее амбициозных (Ирак Иран) наказали в назидание другим. В результате рост цен на нефть замедлился. В течение 1980-х годов цены на нефть снизились с 40 долл. США за баррель (что соответствует примерно 65 долл. США за баррель в современных ценах с поправкой на инфляцию) до минимального уровня 913 долл. США за баррель в декабре 1998 г. и в настоящее время колеблются в "коридоре" 17-27 долл. США за баррель.
Во-вторых эффективно сработали государственные программы энергосбережения что в конечном итоге привело к снижению темпа роста потребления нефти и природного газа. С середины 1970-х годов энергоемкость единицы ВВП в развитых странах снизилась на 22 % а нефтеемкость на 38 %.
В-третьих динамичное развитие нефтегазовой отрасли и масштабные работы по разведке новых месторождений нефти и газа показали что запасы углеводородного сырья на самом деле значительно больше чем предполагалось. Последние 20 лет ежегодный прирост разведанных запасов нефти и газа опережает их потребление и прогнозные сроки исчерпания регулярно отодвигаются. По достаточно авторитетным данным глобальную замену нефти углем следует ожидать после середины XXI в. а замену природного газа углем – к концу века. Если конечно не произойдет прорыва в развитии технологии ядерного синтеза.
В-четвертых ни одна из разрабатываемых технологий не позволила повысить рентабельность процесса получения жидкого топлива из угля в такой степени чтобы "синтетическая нефть" могла конкурировать с природной нефтью.
В итоге “эпоха угля” не наступила и интерес к переработке угля уменьшился. Большинство программ было свернуто а оставшиеся - радикально урезаны. Более десятка проектов были завершены на стадии 5-летней готовности т.е. при изменении конъюнктуры рынка углеводородного сырья можно в течение 5 лет на основе демонстрационных установок производительностью 10-60 тч по углю развернуть промышленное производство. Если от коммерческого использования технологий прямого и непрямого ожижения угля в конце 1980-х гг. пока отказались то интерес к газификации угля хотя и уменьшился но не прекратился. Например в ряде регионов где природного газа нет или мало (Северная Америка Китай и др.) использование газа из угля для синтеза метанола и аммиака экономически оправдано и построен ряд промышленных предприятий.
В 1990-е годы бурное развитие получила внутрицикловая газификация для производства электроэнергии т.е. использование бинарного цикла при котором горючий газ утилизируется в газовой турбине а продукты сгорания используются при генерации пара для паровой турбины. Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water СШАКалифорния мощностью 100 МВт (60 тч по углю) была построена в 1983 г. Использовался газогенератор Texaco с подачей топлива в виде водо-угольной суспензии. После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростанций с внутри цикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 МВт. На рис.1 приведены данные по мировому производству газа из твердых топлив с 1970 г. а в табл. 1.2 – структура его потребления.
Но вскоре стало ясно что углепереработку списывать рано так как в большинстве развитых стран так как в большинстве развитых стран много угля и мало или совсем нет нефти.
Приведенные данные наглядно демонстрируют ускорение динамики вовлечения газификации угля в мировую промышленность.
Необходимо отметить что удельные капитальные затраты при использовании внутрицикловой газификации составляют примерно 1500 долл. США за 1кВт с перспективой снижения до 1000-1200 долл. США в то время как для традиционной угольной ТЭС удельные капитальные затраты составляют примерно 800-900 долл. США за 1 кВт. Ясно что ТЭС с внутрицикловой газификацией твердого топлива более привлекательна при наличии экологических ограничений в месте размещения и при использовании достаточно дорогого топлива так как расход топлива на 1 кВт сокращается. Эти условия характерны для развитых стран. В настоящее время использование внутрицикловой газификации твердого топлива считается самым перспективным направлением в энергетике.
Для современной химической промышленности и энергетики требуются газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 тч и более. К началу 1970-х годов в промышленном масштабе было реализовано три типа газогенераторов.
Cлоевые газогенераторы. В разное время действовало более 800 газогенераторов в том числе более 30 газогенераторов “Лурги” с единичной мощностью по углю до 45 тч. После 1977 г. введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов “Лурги”.
Газогенераторы Винклера с кипящим слоем. Было сооружено более 40 аппаратов с единичной мощностью до 35 тч по углю.
Пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х годов эксплуатировалось более 50 аппаратов с единичной мощностью до 28 тчас по углю.
Не случайно все самые мощные газогенераторы имели немецкое происхождение. Причина в том что в Германии нет собственной нефти но имеются большие запасы угля. В 1920-1940 гг. в Германии была реализована беспрецедентная по масштабам программа углепереработки с производством моторных топлив металлургического топлива газов различного назначения и широкого спектра продуктов углехимии включая пищевые продукты. Во время второй мировой войны с использованием жидких продуктов пиролиза прямого и непрямого ожижения угля производилось до 55 млн. т в год моторного топлива. Именно немецкие разработки того времени определили на многие десятилетия стратегию развития технологий углепереработки в том числе газификации топлива.
Если проанализировать конструктивные особенности и принцип действия современных промышленных газогенераторов (к настоящему времени до промышленного масштаба доведено еще более десяти конструкций газогенераторов) можно выделить четыре основополагающих инженерных решения.
Создание Фрицем Винклером (концерн BASF) в 1926 г. газогенератора с кипящим слоем. Эта технология послужила основой для современных процессов HTW (Hoch-Temperatur Winkler) и KRW (Kellogg-Rust-Westinghouse) и др.
Разработка фирмой "Лурги" в 1932 г. слоевого газогенератора работающего под давлением 3 МПа. Использование повышенного давления для интенсификации процесса газификации реализовано почти во всех современных промышленных газогенераторах.
Разработка Генрихом Копперсом и Фридрихом Тотцеком в 1944-45 гг. пылеугольного газогенератора с жидким шлакоудалением. Первый промышленный аппарат этого типа был построен в 1952 г. в Финляндии. Пылеугольный принцип газификации с жидким шлакоудалением реализован в промышленных аппаратах Destec Shell Prenflo разработанных на основе газогенератора Копперса-Тотцека в аппарате Texaco и др. Удаление шлака в жидком виде реализовано в слоевом газогенераторе BGL (British Gas– Lurgy) разработанном на основе газогенератора Лурги.
Разработка фирмой Texaco в 1950-е годы газификаторов для переработки тяжелых нефтяных остатков. Всего построено более 160 таких установок. В 1970-е годы была разработана модификация аппарата Texaco для газификации водо-угольной суспензии. Принцип подачи угля в аппарат в виде водо-угольной суспензии использован и в газогенераторе Destec.
Были попытки использовать и ряд других технических решений для создания новых газогенераторов: использование внешнего теплоносителя в том числе тепла ядерного реактора; газификация в расплавах солей железа шлака; двух - трехступенчатая газификация; газификация в плазме; каталитическая газификация и др.
В 1930-1950 гг. были разработаны теоретические основы физико-химических процессов горения и газификации угля выполнены фундаментальные исследования не потерявшие актуальности до настоящего времени. В данном направлении неоспоримо лидерство советских ученых: А.С.Предводителева Л.Н.Хитрина Я.Б.Зельдовича Н.В.Лаврова Д.А.Франк-Каменецкого Б.В.Канторовича и др.
Виды процессов газификации.
Процесс газификации угля первого поколения: Лурьги Винклера и Копперс-Тотцека достаточно хорошо изучены и применяются в промышленности в ряде стран для получения в основном синтез-газа и заменителя природного газа.
Большинство крупных газогенераторов на твердом топливе работают по прямому процессу с газификацией топлива в движущемся слое. При этом движение топлива и дутья происходит навстречу друг другу. По этой схеме подаваемое в газогенератор дутьё происходит через шлковую зону где оно несколько подогревается и далее поступает в зону горения топлива при недостатке кислорода. Кислород дутья вступает в реакции с углеродом образуя оксид и диоксид углерода одновременно.
Основными недостатками процесса Лурьги является сравнительно небольшая скорость разложения водяного пара дутья необходимость использования водяного пара как охлаждающего теплоносителя предотвращающего сплавления и спекания золы а также содержания в газе высших углеводородов и фенолов.
Повышение температуры реализовано в процессе БГЛ с жидким шлакоудалением разработанном фирмой “ British gas “ на основе процесса Лурьги. Этим способом можно перерабатывать малореакционные и коксующие угли широкого гранулометрического состава. Выделенные из газа смолы и пыль возвращают в газогенератор причем количество возврата может доходить до 15% на уголь. Процесс проверен на установки мощностью по углю 350 тсут. В Ухтфильде. Процесс считается перспективным для применения в США где ведутся работы по его совершенствованию.
Процесс Винклера основан на использовании псевдоожиженного слоя топлива. Принцип газификации мелкозернистого топлива в кипящем слое заключается в том что при определенной скорости дутья и крупности топлива лежащей на решетки слой топлива приходит в движение.
Процесс Винклера обеспечивает высокую производительность возможность переработки различных углей и управлением составом конечных продуктов. Однако в этом процессе велики потери непрореагированного угля до 20-30% (масс.) выносимого из реактора что ведет к потере теплоты и снижению энергетической эффективности процесса. Псевдоожиженный слой отличается большой чувствительностью к изменению режима процесса а низкое давление лимитируется производительность газогенераторов.
По методу Винклера в разных странах работают 16 заводов (Испании Японии Германии Кореи и другие). Газогенератор типа Винклера имеет диаметр 55 м; высоту 23 м и максимальная единичная мощность действующих газогенераторов этого типа в настоящее время составляет 33 тыс. м3 газа в час.
В США разработан процесс газификации угля в аппарате с последующей агломерацией золы- так называемый процесс-V предназначенный для производства низкокалорийного газа который может быть использован в качестве сырья для получения водорода аммиака или метанола а также как топлива. Газификацию проводят в присутствии кислорода и паров воды в псевдоожиженном слое при давлении 57-7 МПа и температуре 980-1100 0С. Угольная пыль отделяется в циклонах причем из внешнего циклона пыль возвращается в газогенератор. Газ не содержит жидких продуктов что облегчает его очистку .
Первый промышленный газогенератор этого типа производительностью 4 тыс. м3 в час синтез газа был создан в 1954 году. По методу Коппер-Тотцека в мире работают 16 заводов (Япония Греция и другие). Газогенератор Коппер-Тотцека с двумя форсунками имеет диаметр 3-35 м; длину 75 м и объём 28 м3 в час.
Известны неудачные попытки осуществить прямоточную факельную газификацию в условиях сухого золоудаления. В настоящее время газификацию угольной пыли проводят с жидким шлакоудалением. Для этой цели получили распространение газогенераторы вертикального типа близкие по конструктивному оформлению к котельным агрегатам с пылеугольным сжиганием (Бабкок-Вилькокс) и газогенераторы с горизонтальной камерой газификации (Копперс-Тотцек).
Большие работы по созданию газогенераторов для газификации пылевидных топлив под высоким давлением с жидким шлакоудолением проводит американская фирма “Тексако” которая является первопроходцем в применении для газификации водо-угольных суспензий. В газогенератор подают водную суспензию угля с концентрацией до 70% (мас.) что упрощает решение многих технических вопросов и позволяет автоматизировать процесс. В 1984 году японской фирмой “Убе Индастриз” пущен крупнейший в мире газогенератор Тексако мощностью по углю 1500 тонн в сутки вырабатывающий газ для синтеза аммиака. На заводе Aioi (Япония) в 1987 году была сооружена пилотная установка производительностью 6 т. в сутки угля для газификации водо-угольных су суспензии по процессу Тексако как наиболее прогрессивному. По проектным данным процесс осуществляется под давлением 196-294 МПа при температуре 1400 0С с получением смеси газов из оксида углерода диоксида углерода и водорода до 1991 года проводились научно-исследовательские работы совместно с “Tokyo Electric Power Co” и было переработано 533 тонны угля. Степень конверсии углерода достигала 100%. В синтез-газе содержалось до 523% оксида углерода 332% водорода 127% диоксида углерода. На воздушном дутье при подогреве суспензии до 150 0С степень конверсии достигала 72% .
Недостатком этого способа подачи угля является значительный расход тепла на испарение воды в газогенераторе но уголь не требует предварительной сушки и исключается подача пара в газогенератор . Процесс Тексако характеризуется также повышенным удельным расходом кислорода 400-450 м3 на 1000 м3 синтез-газа. Соотношение уголь : вода в суспензии колеблется в разных пределах от 70:30 до 45:55. Водо-угольные суспензии используются также для газификации под давлением 10 МПа в газогенераторе Би-2эс. Кроме того при эксплуатации оборудования газогенераторных станций на которых используются водо-угольные суспензии выявлены трудности по предотвращению коррозии циркуляционных насосов и инжекционных клапанов. Однако эти недостатки не уменьшают значимости так как процесс высокоэффективен.
Подземкая газификация.
Производство газа из твердых горючих ископаемых может осуществляться на основе двух технологических приёмов: в газогенераторах наземного типа и под землёй (подземная газификация угля).
Подземную газификацию углей как метод физико-химического превращения угля в горючий газ непосредственно на месте залегания угольных пластов впервые начали реализовывать в бывшем Советском Союзе в 1933 году. В начале 60-х годов эксплуатировали пять опытно-промышленных станций “Подземгаз.
Основные стадии процесса подземной газификации углей- бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин соединение этих скважин каналами по угольному пласту и наконец нагнетание в одни скважины воздушного или кислородного дутья и извлечение из других скважин образовавшегося газа. Газообразование в канале происходит за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля.
Недостатки традиционной технологии подземной газификации угля- низкая теплота сгорания получаемого газа за счет осуществления процесса на воздушном дутье недостаточная стабильность и управляемость процесса недостаточная экологическая чистота предприятий подземной газификации углей прежде всего из-за неполного улавливания соответствующих продуктов большой объём буровых и подготовительных работ достигающей в себестоимости газа 30-35%; несмотря на это традиционная подземная газификация является надежной базой для её дальнейшего совершенствования.
В США наиболее интенсивные работы по подземной газификации угля были начаты в 1972 году. В течении 1972-1989 годах было проведено более тридцати экспериментов в различных горно-геологических условиях. Если первые полевые работы проводили на воздушном дутье с получением низкокалорийного газа то основное большинство последующих испытаний осуществляли на парокислородном дутье с получением среднекалорийного газа. Наилучшие результаты с США были достигнуты при направленном подводе дутья к реакционной поверхности угольного пласта что подтверждает результаты ранее проведенных экспериментов у нас в стране.
В настоящее время наиболее детальное и квалифицированное исследование возможностей подземной газификации угля в США осуществляет компания “Энерджи Интернейшинал”. В докладе ее президента А.Г. Синглтона проанализированы результаты подземной газификации угля в США и сформулированы некоторые аспекты.
Основные выводы исследований подземной газификации угля следующие:
) Эксплуатационные затраты на производство генераторного газа при подземной газификации угля меньше чем при надземной газификации угля.
) Капитальные затраты при близких по размерам предприятий гораздо меньше чем при подземной газификации угля.
Экологические показатели технологии подземной газификации угля выходят на максимум при более низкой производительности предприятия.
Синтез-газ при подземной газификации угля вполне успешно конкурирует с аналогичным продуктом получаемым при паровым риформинге природного газа.
Широкомасштабное промышленное внедрение подземной газификации угля в нашей стране возможно только при условии повышения степени управляемости процесса одновременном снижении удельных затрат и увеличении использовании угольного пласта.
Основные резервы повышения эффективности подземной газификации угля.
Совершенствование схемы газификации и конструкции подземного газогенератора с целью активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхности огневого забоя несмотря на выгазовывание угольного пласта.
Снижение непроизводительных потерь тепла.
Большие перспективы открываются перед подземной газификации угля при переходе на большие глубины 700 м и более.
Американские исследователи провели технико-экономическое сравнение различных вариантов использования генераторного газа полученного при надземной газификации угля и подземной газификации угля. Согласно этим данным применение подземной газификации угля позволяет снизить эксплуатационные затраты по сравнению с наземной газификацией угля при производстве генераторного газа. Данная схема - это паровоздушная газификации угля в стационарном слое.
Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердых топлив от бурых углей до антрацитов.
Свойства улей влияющие на газификацию:
Спекаемость каменных углей в области 400-450ºС которая завершается к 600 ºС. Она является нежелательным явлением и для ее устранения при газификации в плотном слое применяют различные перемешивающие устройства разрыхляющие слой. Не спекаются торфы бурые угли антрациты тощие и длиннопламенные угли. Газопламенный кузнечный каменные угли слабо спекаются. Газовый и жирный каменные угли спекаются сильно.
Шлакообразующая способность – это свойство минеральной части топлива превращаться в прочную спекшуюся или сплавленную массу (шлак) под действием высоких температур и газовой среды. Шлакообразующую способность обычно характеризуют температурой плавления золы но этот этот показатель недостаточно надежен. Шлаки подразделяют на основные и кислые в зависимости от соотношения М=СаOMgOSiO2Al2O3. Кислые шлаки (М меньше 1) в жидком состоянии тягучи а в холодном – стекловидны. Основные шлаки (М выше 1 ) нетягучи в горячем состоянии и при охлаждении застывают в камневидную массу.
Гранулометрический состав топлива оказывает существенное влияние на его газификацию. Для газогенераторов с плотным слоем топлива соотношение максимального и минимального размеров частиц должно быть больше 2:1. Для бурых малопрочных углей минимальный размер частиц составляет 25 мм для каменных – 10-12 мм а для антрацита – 6 мм. Для газогенераторов с псевдоожиженном слоем применяются частицы размером от 1 до 10 мм. Содержание пыли в мелочи не должно превышать 10-12%.
Зольность топлива существенно влияет на конструкцию и эффективность работы газогенератора. Практика показала что при газификации с удалением золы в твердом состоянии как в стационарном так и в псевдоожиженном слое при атм. давлении на паровоздушном или парокислородном дутье – 40-50% а при давлении 2-25 МПА – 30-33% а при газификации в псевдоожиженном слое – 20-25%.
Реакционная способность характеризует скорость взаимодействия топлива с газифицирующими агентами. Молодые топлива (торфбурые угли) имеют высокую активность по отношению к газифицирующим агентам наиболее пригодны для газификации в мелкозернистом виде и при повышенном давлении. Топлива с низкой реакционной способностью (антрацит тощие каменные угли кокс) которые перерабатываются при более высоких температурах целесообразно газифицировать в аппаратах с жидким шкакоудалением.
Активность твердых топлив и скорость газификации в значительной степени зависит от минеральных составляющих выступающих в роли катализаторов. Относительное каталитическое влияние микроэлементов углей при газификации может быть представлено рядом:
Mn>Ba>>B Pb Be>>Y Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu.
Технологические параметры процесса.
К основным параметрам характеризующим отдельные процессы газификации твердых топлив могут быть отнесены:
тип газифицирующего агента;
температура и давление процесса;
способ образования минерального остатка и его удаление;
способ подачи газифицирующего агента;
способ подвода тепла в реакционную зону.
Все эти параметры взаимосвязаны между собой и во многом определяются конструктивными особенностями газогенераторов.
Обычно газифицирующими агентами служат воздух кислород и водяной пар. При паро-воздушном дутье отпадает необходимость в установке воздухоразделения что удешевляет процесс но получается газ низкокалорийный поскольку сильно разбавлен азотом воздуха.
Температура газификации в зависимости от выбранной технологии может колебаться в широких пределах 850-2000 ºС. диапазон давлений газификации от 0.1 до 10.0 МПа и выше. Газификация под давлением предпочтительна в случаях получения газа используемого затем его в синтезах которые проводятся при высоких давлениях (снижаются затраты на сжатие синтез-газа).
В газогенераторах с жидким шлакоудалением процесс проводят при температурах выше температуры плавления золы (обычно выше 1300-1400 ºС). ”Сухозольные“ газогенераторы работают при более низких температурах и зола из него выводится в твердом виде .
По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию топлива при газификации различают слоевые процессы при которых слой кускового топлива продувается по противоточной схеме газифицирующими агентами а также объёмные процессы в которых большей частью по прямоточной схеме топливная пыль взаимодействует с соответствующем дутьем.
Существует несколько типов «идеальных» генераторных газов:
Воздушный газ получаемый при взаимодействии углерода с кислородом воздуха (2С+О2+3.76N2=2CO+3.76N2+219.1кДж)
Водяной газ – продукт взаимодействия углерода с водяным паром.
Полуводяной газ получаемый паровоздушным дутьем
Оксиводяной газ который получается на парокислородном дутье при том же условии что и полуводяной но его отличие – отсутствие балласта (азота)
Смесь воздуха и водяного пара
Водяной пар (при внешнем подводе тепла)
Смесь кислорода и водяного пара
Оксиводяной газ (газ парокислородного дутья)
Теплота сгорания газа МДжм
Состав исходного газа
Расход на 1 т конечного продукта
Затраты твердого топлива на 1 т конечного продукта т
Синтез УВ-в по Фишеру-Тропшу
%(об)Н2 67%(об) СО или 33%(об)СО 67%(об) Н2
00 м3 Н2+4000м3 СО или 4000 м3 Н2+2000м3 СО
Прямое восстановление железа
Железная губка (92% Fe)
Гидрокрекинг вакуумного дистиллята нефти
Гидрирование каменного угля
Гидрирование бурого угля
Генераторный газприменяется как топливо в металлургической стекольной керамической промышленности для двигателей внутреннего сгорания а также для синтезааммиака.
Выход газа его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от того что используется в качестве дутья.
Для сопоставления составов и свойств этих газов следует сделать следующие допущения: газовая смесь состоит только из горючих компонентов (единственный возможный балласт — азот воздуха); газифицируется чистый углерод; не учитываются потери тепла. Газы отвечающие этим допущениям называют идеальными генераторными газами.
Получаемые на практике генераторные газы отличаются по выходу и составу от идеальных.
Во-первых уголь нельзя считать чистым углеродом поэтому выход горючих компонентов в расчете на 1 кг органической массы угля всегда значительно меньше. В первую очередь это относится к молодым углям отличающимся высоким содержанием кислорода а тем более к торфу.
Во-вторых в генераторных газах всегда содержится заметное количество СО2. Химическое равновесие в газогенераторах не достигается поэтому содержание СО2 всегда превышает равновесную концентрацию.
В-третьих в зоне подготовки угля образуются пары воды и летучие продукты термического разложения которые попадают в состав газа.
В любом газе содержится большее или меньшее количество азота что снижает реальную теплоту сгорания газа так как при сжигании газа часть тепла расходуется на нагревание балластного азота.
Физико-химические основы процесса
Единственным твердым остатком при газификации должна явиться негорючая часть угля — зола. В действительности не удается полностью перевести органическую массу угля в газ и в шлаке остается часть горючей массы топлива.
Устройство газогенератора.
Общие принципы работы аппаратов для газификации — газогенераторов—можно рассмотреть на примере простейшего газогенератора изображенного на рис 2.
Рис. 2. Схема работы слоевого газогенератора:
А — устройство газогенератора 1 — затвор 2 — корпус газогенератора 3 — колосниковая решетка; 4 — чаша для отвода золы;
Б — изменение состава газа по высоте газогенератора (паровоздушное дутье обогащенное кислородом)- 1 — кислород 2 — водяной пар 3 — диоксид углерода 4 — монооксид углерода 5 — водород 6 — метан и пары смолы;
Газогенератор такого типа представляет собой вертикальную шахту из листовой стали футерованной огнеупорным кирпичом. В верхней части его имеется загрузочный люк снабженный затвором 1. В нижней части газогенератора установлена колосниковая решетка 3 через которую в шахту непрерывно подается газифицирующий агент. Сверху непрерывно поступает уголь. При подаче в газогенератор воздуха в зоне расположенной непосредственно у колосниковой решетки (окислительная зона или зона горения) происходит горение твердого горючего ископаемого с образованием СО и СО2 по реакциям-
С + О2 = 2СО + 2188 МДжкмоль углерода (2.1)
С + О2 = СО2 + 3944 МДжкмоль углерода (2.2)
Образующийся диоксид углерода в восстановительной зоне восстанавливается новыми порциями углерода в оксид углерода:
СО2 + С = 2СО— 1756 МДжкмоль углерода (2.3)
Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар то в восстановительной зоне дополнительно протекают реакции:
С + Н2О = СО + Н2 — 13257 МДжкмоль углерода (2.4)
С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 — 895 МДжкмоль углерода (2.5)
В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: оксид углерода и водород.
В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так возможна реакция между оксидом углерода и водяным паром:
СО + Н2О=СО2 + Н2 + 431 МДжкмоль (2.6)
При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан:
СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 2037 МДжкмоль (2.7)
который в условиях процесса подвергается термическому распаду
СН4 —> С + 2Н2 —711 МДжкмоль (2.8)
Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующегося газа который изменяется по высоте газогенератора. После окислительной и восстановительной зон называемых вместе зоной газификации выходят горячие газы при температуре 800—900 °С. Они нагревают уголь который подвергается пиролизу в вышележащей зоне. Эту зону принято называть зоной пиролиза или зоной полукоксования. Выходящие из этой зоны газы подогревают уголь в зоне сушки. Вместе эти две зоны образуют зону подготовки топлива. Таким образом при слоевой газификации сочетается термическая переработка топлива и собственно газификация полукокса или кокса полученного в зоне подготовки топлива. Поэтому газ отводимый из аппарата содержит не только компоненты образовавшиеся в процессе газификации но и продукты пиролиза исходного твердого горючего ископаемого (газ пиролиза пары смолы водяной пар). При охлаждении отводимого из газогенератора газа происходит конденсация смолы и воды которые далее необходимо очистить и подвергнуть переработке.
В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газификации как отмечалось выше поступает уже не уголь а кокс а из окислительной зоны выводится раскаленный шлак который охлаждается в чаше 4 с водой выполняющей одновременно функции гидравлического затвора а затем выводится из аппарата.
Из изложенного выше следует что газификация представляет собой сложное сочетание гетерогенных и гомогенных процессов. Возможно и последовательное и параллельное протекание этих реакций. Механизм этих процессов до сих пор еще до конца не выяснен. Так если первой стадией взаимодействия кислорода и углерода в зоне горения считают образование поверхностного углерод-кислородного адсорбционного комплекса то вопрос о том что является первичным продуктом взаимодействия водяного пара с раскаленным коксом является предметом дискуссий.
В газогенераторе протекает ряд экзотермических и эндотермических реакций. Равновесия реакций (2.1) и (2.2) смещены в сторону образования СО и СО2. Равновесие эндотермических реакций (2.3) — (2.5) при повышении температуры смещены в сторону образования соответственно СО и Н2 но выход указанных продуктов (равновесный) уменьшается при повышении давления.
Равновесие экзотермической реакции (2.6) сдвинуто в сторону образования исходных продуктов при температурах выше 1000 °С и не зависит от давления.
Образование метана по реакции (2.7) более вероятно при повышении давления газификации.
Термодинамические расчеты позволяют определить равновесные составы газов в зависимости от температуры и давления газификации. Однако использовать результаты этих расчетов для предсказания реального состава газов трудно из-за значительных различий в скоростях реакций и влияния на процесс ряда технологических факторов.
Скорость реакций газификации лимитируется скоростью химических превращений в газовой фазе и на поверхности твердой фазы а также скоростью диффузии. При температурах 700—800 °С процесс газификации тормозится преимущественно химической реакцией а при температурах выше 900 °С — преимущественно диффузией. В реальных условиях суммарный процесс газификации протекает в промежуточной области и скорость его зависит от кинетических и диффузионных факторов.
Процессы газификации интенсифицируют путем повышения температуры увеличения давления газификации (что позволяет значительно увеличить парциальные давления реагирующих веществ) а также увеличения скорости дутья концентрации кислорода в дутье или развития реакционной поверхности.
Для приближения процесса газификации к кинетической области используют тонкоизмельченный уголь и ведут процесс при высоких скоростях газовых потоков.
В реальных условиях газификации вследствие неравномерного распределения зон и смешения потоков часть горючих газов сгорает с образованием водяного пара и СО2. Кроме того в реальных условиях газификации неизбежны различные тепловые потери (в окружающую среду с горячими газами со шлаком и уносимым топливом). Поэтому фактические значения термических коэффициентов полезного действия значительно меньше величин рассчитанных для идеальных условий.
Выбор обоснование и описание технологической схемы.
В предложенной работе принят метод паровоздушной газификации угля в неподвижном (стационарном) слое позволяющие применять угли почти всех марок и получать химические продукты с минимальным количеством стадий. Применяя паровоздушную газификацию угля позволяет удешевить получение генераторного газа причем процесс идет при атмосферном давлении.
Выбранный процесс имеет ряд существенных достоинств перед другими способами газификации углерода твердого топлива:
- возможность построения агрегатов большой единичной мощности;
- универсальность метода который позволяет применять все виды угля а также переход с паро-воздушного дутья на кислородное и парокислородное дутье;
- небольшая металлоемкость;
- малое количество стадий для подготовки угля.
Основные параметры выбранного процесса газификации:
Температура паровоздушной смеси
Температура газогенератора
Масса загружаемого угля гр
Газогенератор стационарного типа для процесса паровоздушной газификации имел высоту 0.5 м внутренний диаметр 0.04 м. Объем реакционной зоны составлял 0.05 м3.
Вода из резервуара (3) поступает в парообразователь (5) где образовывается пар пар смешивается с воздухом который подается компрессором (1). Полученная паровоздушная смесь температурой 400ºС поступает в газогенератор (6) на решетку которой предварительно загружается уголь. Температурный режим в реакторе (950ºС) поддерживается электронагревателем (7).
Материальный баланс и мощность установки.
Воздух 207кг Генераторный газ 297кг
Зола 01 кг Потери в окружающую среду 47 ккал
Мощность лабораторной установки 6кВт.
Мощности промышленных установок.
Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water СШАКалифорния мощностью 100 МВт (60 тч по углю) была построена в 1983 г. Использовался газогенератор Texaco с подачей топлива в виде водо-угольной суспензии. После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростанций с внутри цикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 МВт.
Для современной химической промышленности и энергетики требуются газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 тч и более.
В разное время действовало более 800 слоевых газогенераторов в том числе более 30 газогенераторов “Лурги” с единичной мощностью по углю до 45 тч. После 1977 г. введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов “Лурги”.
Было сооружено более 40 газогенераторы Винклера с кипящим слоем с единичной мощностью до 35 тч по углю.
К началу 1970-х годов эксплуатировалось более 50 пылеугольных газогенераторв Копперса-Тотцека с единичной мощностью до 28 тчас по углю.