Исследование режимных параметров поточного газогенератора при газификации твердого топлива

УДК 662.76

С. С. Тимофеева, Г. Р. Мингалеева ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОТОЧНОГО ГАЗОГЕНЕРАТОРА

ПРИ ГАЗИФИКАЦИИ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Ключевые слова: газификация, твердое топливо, поточный газогенератор.

Представлены результаты исследования процесса газификации твердого топлива в поточном газогенераторе. Определено влияние температуры и доли рециркуляции генераторного газа на геометрические размеры газогенератора и время проведения процесса.

Keyswords: gasification, solid fuel, line gasifier.

The research results of firm fuel gasification process in the line gasifier are presented. Influence of temperature and a recirculation share of generating gas for the geometrical sizes of a gasifier and the time of carrying out of gasification process is defined.

Одними из способов повышения эффективности использования ископаемого твердого топлива является создание и внедрение экологически чистых, многоцелевых технологий, в которых органическая и минеральная масса служат ценным природным сырьем для производства электроэнергии и тепла, а также других видов товарной продукции. Одной из таких технологий является газификация твердого топлива, цель которой состоит в превращении топлива в генераторный газ путем неполного окисления газифицирующим агентом (воздухом, кислородом, паром или смесью указанных веществ) и использовании газа в качестве источника энергии, либо в качестве химического сырья. В развитых странах технологии газификации различных топлив активно внедряются на энергетических и химических предприятиях [1-3]. Перспективным является направление применения технологии газификации в парогазовых циклах с получением тепловой и электрической энергии [4]. В России в настоящее время технологии газификации носят опытнопромышленный характер.

Существуют различные модификации промышленных процессов газификации углей, наиболее распространенными из которых являются следующие технологии: в стационарном слое - по методу Lurgi, в кипящем слое - по методу Winkler, в потоке - по методу Koppers-Totzek [5]. Данные способы отличаются по конструктивным особенностям применяемых аппаратов, требованиям к исходному топливу и окислителю, режимным параметрам процесса газификации, системам очистки получаемого газа. Наиболее перспективной, на наш взгляд, является технология газификации пылевидного топлива в потоке. Повышенное давление и высокие значения температуры процесса газификации в поточных газогенераторах наряду с использованием кислородного и парокислородного дутья (особенно для низкореакционных видов твердого топлива) обеспечивают высокую, по сравнению с другими аппаратами, производительность процесса. Поточные газогенераторы благодаря значительным перспективам в развитии и достигнутым к настоящему времени по мощности и качеству показателям являются наиболее приемлемыми как для тепловых электростанций, так и для предприятий химической отраслей. Недостатки связаны с высокими требованиями к материалам, из которых изготавливается газогенератор, и, соответственно, с большими капитальными затратами на систему подготовки топлива и окислителя. Несмотря на данные недостатки, поточный газогенератор легко может быть включен в технологическую схему с уже имеющейся системой топливоподачи и топливоприготовления, что снижает затраты на внедрение и обслуживание данной технологии.

Выбор той или иной технологии газификации твердого топлива для оценки возможности ее применения в условиях конкретной тепловой электростанции должен осуществляться на основании результатов конструкторских, термодинамических и технико-

экономических расчетов. Газификация твердого топлива представляет собой сложный комплекс физико-химических преобразований, которые представляют собой относительно независимые процессы: прогрев и подсушка топлива, деструкция веществ топлива с выделением летучих, реагирование летучих веществ и газификация коксового остатка. Эти стадии имеют разную скорость, продолжительность и степень влияния основных режимных параметров на их протекание. При расчете этих показателей необходимо учитывать не только характеристики топлива, но и внешние условия процесса, связанные с конкретной конструкцией газогенератора (слоевой или поточный аппарат), а также способ движения топлива (прямоток или противоток).

Несмотря на многочисленные работы в области газификации, как следует из анализа литературных данных [6, 7], в настоящее время не существует достаточно надежных инженерных методов расчета газогенераторов, основанных на математическом моделировании, а также отсутствует нормативная документация по газификации. Поэтому авторами предлагается математическая модель поточного газогенератора, работающего под давлением, которая позволяет определить конструктивные характеристики аппарата и эффективность процесса газификации в зависимости от исходных характеристик топлива, режимных параметров и физико-химических факторов.

Физико-химические основы процесса газификации твердого топлива в поточном газогенераторе

В данной работе рассматривается процесс газификации твердого топлива в поточном газогенераторе вертикального типа, который представлен на рис. 1. В качестве топлива используется уголь. Для повышения эффективности процесса газификации предлагается нагревать частицы топлива, поступающего в газогенератор, горячими газами, отбираемыми в зоне реагирования. Рассмотрим более подробно процессы, происходящие в каждой зоне газогенератора.

Рис. 1 - Поточный газогенератор: I - зона подсушки угля; II - зона выделения летучих компонентов; III - зона газификации угля

Подготовленное топливо из системы сушки и пылеприготовления поступает в горелочные устройства поточного газогенератора, куда также направляются газы

рециркуляции, отбираемые на выходе из зоны газификации III. В I зоне происходит подсушка топлива за счет подвода тепла рециркулирующего генераторного газа. Подсушка топлива предполагает собой выделение физически связанной влаги и нагрев до температуры около 343К, и описывается следующим образом:

W0фсв ^ ^фсв,

где W0фсв - исходное содержание физически связанной влаги в топливе, кг/кг исходного

топлива; ^фсв - количество испарившейся влаги в газовом объеме, кг/кг. Здесь и ниже все величины в уравнениях приведены к килограмму исходного топлива.

В зоне II происходит процесс термической деструкции вещества угольной частицы с выделением летучих веществ и образованием коксового остатка. Данный процесс осуществляется до температуры около 973К. В качестве летучих веществ предполагается выделение пирогенетической влаги, СО2, СО, Н2, Н2Э, N2 и СН4. Теоретически могут образовываться смола и некоторые углеводороды, в частности этан, но в незначительных количествах, поэтому при расчетах ими можно пренебречь. Выделение летучих веществ можно описать следующим образом:

чг ^ Чет,

где члет - исходное содержание летучих веществ 1-го компонента, кг/кг; ет - содержание

летучих веществ 1-го компонента на выходе из зоны II, кг/кг.

В зоне III осуществляется подвод окислителя для осуществления процесса газификации, который протекает при высокой температуре порядка 1773 К и давлении, выше атмосферного. В качестве окислителя используется кислород либо его смесь с паром. Процессы, происходящие в зоне III, представляет собой газификацию коксового остатка и реагирование летучих, выделившихся в зоне II, диффундирующих к поверхности частицы. Процессы, происходящие в зоне III, описываются следующими уравнениями:

1) горение летучих компонентов: аг • Чг + ьг • °2Г - Сг • Хг;

2) газификация коксового остатка: ай • Сй + Ьй • О2й - Сй • Хй,

ау • Су + Ьу • Н2О - Су • Ху,

а2 • с2 + Ь2 • Х2 - с2 • Х2;

3) горение продуктов неполного окисления:

а 1 Х + ЬГ • °2Г - С • ХГ ;

4) газификация продуктов полного и неполного окисления:

а| • Хт + Ь1 • Хг - С1 • ХИ

где с - содержание углерода в топливе, кг/кг; О2 и Н2О - содержание кислорода и водяного пара в окислителе, кг/кг; Х - содержание продуктов полного и неполного окисления, кг/кг; г, Ь, у, 2, 1 I - номер реакции; а, Ь - стехиометрические коэффициенты.

В качестве основных реакций газификации коксового остатка выступают следующие уравнения:

С + О2 ^ СО2,

2С + О2 ^ 2С,

С + Н2О ^ СО + Н2,

С + 2Н2О ^ СО2 + 2Н2,

2СО + О2 ^ 2СО2,

СО + Н2О ^ СО2 + Н2,

С + СО2 ^ 2СО,

Н2 + СО2 ^ СО + Н2О,

С + Н2 ^ СН4,

СО2 + 4Н2 ^ СН4 + 2Н2О,

2СО + 2Н2 ^ СН4 + СО2,

Н2 + О2 ^ Н2О .

Уравнения (9)-(20) описывают с достаточной полнотой образование газообразных компонентов из угля. Образование смол и высших углеводородов не учитывается вследствие высокой температуры проведения процесса газификации. В зоне III образуются генераторный газ, зола и пыль, которые поступают в систему пыле- и газоочистки.

Математическая модель поточного газогенератора

Взаимосвязь протекающих при газификации процессов определяет специфику их расчетов, состоящую в том, что одинаково важное значение имеют уравнения материального, теплового балансов и уравнения гидродинамики и теплообмена, которые определяются, прежде всего, химическими превращениями между твердыми частицами топлива и газовой фазой окислителя, а также взаимодействием продуктов газификации.

На входе в газогенератор поступают потоки сплошной среды - частицы угля и газифицирующие агенты, которые характеризуются вектором входных переменных, к которым можно отнести:

- для частиц угля - расход, состав угля, размер, плотность, температура, скорость, теплоемкость и др.

- для окислителя - расход, состав окислителя, температура, давление, плотность, скорость, вязкость, теплопроводность, энтальпия, энтропия и др.

- для газа рециркуляции - расход, температура, давление, состав газа, плотность, скорость, вязкость, теплоемкость, теплопроводность, энтальпия, энтропия и др.

Расчет газогенератора проводится по зонам. Для зоны I справедлива следующая система уравнений:

ГЭуо + дрго - 9у, + 9вл,+ 9р,

Чуо + ^рго - Чу, + Чвл, + Чрг, + Чп,,

= _к

ат, ;

с1у; * с1т;

т;^-1 = 1 Р|,+ у,—^

О Т\ |-1 О Т\

где дуо и Чуо - расход и теплота угля, поступающего в I зону газогенератора, кг/кг исходного

топлива и кДж/кг; дрго и Чрго - расход и теплота газа рециркуляции, поступающего в I зону

газогенератора, кг/кг и кДж/кг; ду, и Чу, - расход и теплота угля на выходе из I зоны, кг/кг и

кДж/кг; двл, и Чвл, - расход и теплота испарившейся влаги на выходе из I зоны, кг/кг и

кДж/кг; дрг, и Чрг, - расход и теплота газа рециркуляции на выходе из I зоны, кг/кг и кДж/кг;

Чп, - тепловые потери в I зоне; ио, и, - начальное и конечное содержание влаги, кг/кг; ки, -

константа скорости испарения влаги из угля, 1/с; т - время, сек; т - масса частицы, кг; V -

к

скорость частицы, м/с; I Р| - силы, действующие на частицу угля, Н; !=1,...к - количество

1-1

сил, действующих на частицу.

Система (21) включает в себя уравнения материального и теплового баланса, испарения влаги [8], движения частицы переменной массы. Неизвестными величинами в системе уравнений (21) являются количество теплоты и время, требуемые для испарения влаги из угля, скорость газового потока и частицы на выходе из I зоны. На основании этих данных определяется длина I зоны.

Скорости реакций выделения летучих компонентов и газификации определяются с использованием кинетической модели [9]. Скорость частицы на выходе из I зоны определяется на основании движения выгорающей частицы в газовом потоке [10]. Совокупность сил, действующих на частицу, движущуюся в потоке горячего газа, может быть ограничена следующими силами: силой тяжести, силой лобового сопротивления и подъемной силой. Сила лобового сопротивления вычисляется по выражению [10]:

1

Рлс -- с^Рг ^ - V,

2

где Рлс - сила лобового сопротивления, Н; с - коэффициент сопротивления шара; ^ - площадь миделева сечения частицы, ^ - п82 / 4, м2; 8 - диаметр частицы, м; рг - плотность газа,

кг/м3; w - скорость газового потока, м/с; V - скорость частицы, м/с.

Коэффициент с в уравнении (22) определяется по методике, представленной в [10].

Сила тяжести определяется следующим образом:

Рт - д

где Рт - сила тяжести, Н; д - ускорение свободного падения, м/с2; тч - масса частицы, для

шара тч - п8ъ рч /6, кг; рч - плотность частицы, кг/м3; тг- масса вытесненного частицей

газа, тг - тг82 рг /6, кг; рг - плотность газового потока, кг/м3.

Подъемная сила определяется по следующему выражению:

Рп -РгдЧч,

где рг - плотность газа, кг/м3; Чч - объем частицы, м3.

Для зоны II справедлива следующая система уравнений:

ду, + двл, + дрг, - ду , , + дрг, , + длет,^

Чу ; + Чвл, + Чрг ; - Чу ; ; ^ Чрг ; ; ^ Члет ; ; ^ ЧТС ; ; ^ Ч ^

Н\/ т в

ОТ=-е <25>

0 т\; П=1 ]=1

Су, , * От, ,

т; ,^ = 1 Р| ,+ V ^ -Ст|, 1=1 С Т1,

где длет, , и Члет, , - расход и теплота летучих компонентов, выделившихся из топлива в II зоне,

кг/кг и кДж/кг; Чтс, , - теплотворная способность летучих компонентов, кДж/кг; Чп , - тепловые

потери во II зоне, кДж/кг; V - концентрация летучего компонента в газовой фазе, кг/кг; П=1,...т - количество учитываемых парогазовых компонентов; ]=1,...в - количество стадий выделения П-го компонента; 1=1,.к - количество сил, действующих на частицу.

Неизвестными величинами в системе уравнений (25) являются количество летучих компонентов, которые определяются на основании расчета, время пребывания частиц во II зоне, скорость газового потока и частицы на выходе из II зоны. На основании этих величин определяется длина II зоны.

Для зоны III справедлива следующая система уравнений:

9уи + Эрг,, + 9лети + 9ок = 9з1И + 9г

ЧУ|| + 9рг, I + 9лети + Чок + Чтси + Чтси Чзш + Чггш + 9тсггш + 9пи|

-с Г к у 0 2

-Г1 = “Г£^,га^агг02г +Хкс,уаусЭуН2О у +Укс,а,санО2- + Хкс,2а2с2*ХЬг +

а Г, І г=і у=і -=1 и=1

+ У кр,а, Х а-02- +Е кр,а,Х'ХЬ

Г=1 1=1

т = ур + у Нтш

Огт і=1 ОГм|

где док и Чок - расход и теплота окислителя, поступающего в III зону, кг/кг и кДж/кг; д и

4 - расход и теплота золы, образовавшейся при газификации в III зоне, кг/кг и кДж/кг; Ч -

теплота генераторного газа, кДж/кг; Чтсгг, , , - теплота сгорания генераторного газа, кДж/кг; Чп , , ,

- тепловые потери в III зоне, кДж/кг, О2 и Н2О - концентрация кислорода и водяного пара, кг/кг; с - концентрация углерода, кг/кг; Г=1,...К - число учитываемых парогазовых компонентов; у=1,...У, 0=1,...й - число реакций, описывающих процесс газификации кокса; 2=1,...2 - число реакций, составляющих процесс газификации нелетучего остатка; f=1,...F -число реакций, составляющих горения продуктов неполного окисления; 1=1,... Ь - число реакций, составляющих процесс образования продуктов газификации; 1,...к - количество сил, действующих на частицу.

Неизвестными величинами в системе уравнений (26) являются количество генераторного газа, концентрация основных компонентов газа, время газификации в III зоне, скорость газового потока на выходе из III зоны. В результате определения данных параметров рассчитывается длина III зоны и всего газогенератора.

Основные результаты

На основании полученной модели были проведены расчеты для определения времени газификации и длины газогенератора при поточной газификации на парокислородном дутье. Расчет проводился для березовского бурого угля с размером частиц пыли около 500 мкм. При расчетах предполагалось, что прогрев частиц топлива в газогенераторе происходит за счет теплообмена между топливом и потоком рециркулирующих горячих газов, которые с помощью конструктивных мероприятий возвращаются в газогенератор для увеличения подвода тепла и улучшения условий газификации. Подвод окислителя осуществляется непосредственно в зону газификации. Расчеты были проведены в диапазоне температур газификации 1173-1773К и различной долей рециркуляции от 1 до 10 %. Результаты расчета времени газификации и длины газогенератора представлены на рис. 2, 3. Из представленных графиков можно сделать следующие выводы. При изменении доли рециркуляции генераторного газа и температуры газификации, последняя, в свою очередь, мало влияет на изменение длины газогенератора, однако при этом меняется время газификации. Оптимальными условиями проведения газификации, на наш взгляд, являются температура газификации от 1100 до 1573 К, а доля рециркуляции генераторного газа должна составлять от

5 % до 10 %. В результате прогрева частиц топлива улучшается процесс выхода летучих, что способствует существенной интенсификации процесса газификации в целом. В случае прогрева топлива окислителем, подаваемым непосредственно в зону подготовки топлива к газификации, данные процессы замедляются, и поэтому целесообразнее было бы его подавать

III

в зону газификации, тем самым обеспечивая наиболее полную газификацию коксового остатка.

Рис. 2 - Зависимость длины газогенератора от доли рециркуляции генераторного газа при температуры газификации 1373 К

Рис. 3 - Зависимость времени газификации от доли рециркуляции генераторного газа при различных температурах газификации

Выводы

Разработана математическая модель поточного газогенератора, позволяющая определить конструктивные характеристики аппарата, показатели процесса газификации в

зависимости от исходных характеристик топлива, режимных параметров, физико-химической стороны протекания процесса. Проведенные исследования процесса газификации угля в поточном газогенераторе, работающим под давлением, показывают, что для обеспечения оптимальных условий проведения процесса необходимо поддерживать температуру газификации на достаточно высоком уровне. Эффективным мероприятием является подвод рециркуляции генераторного газа, которое, в свою очередь, способствует снижению затрат на подогрев окислителя.

Литература

1. Шестаков, Н.С. Современные тенденции развития систем газификации угля / Н.С. Шестаков, А.Э. Лейкам, Д.Ф. Серант, Е.Е. Русских // Промышленная теплоэнергетика. - 2009. - №2. - С. 2-9.

2. Саламов, А.А. Парогазовые установки с газификацией топлива / А.А. Саламов // Теплоэнергетика. - 2002. - №6. - С. 74-77.

3. Ольховский, Г.Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 2003. - № 9. - С. 7-18.

4. Шабанов, В.Ф. Фундаментальные основы комплексной переработки углей КАТЭКа для получения энергии, синтез-газа и новых материалов с заданными свойствами / В.Ф. Шабанов, Б.Н. Кузнецов, М.Л. Щипко, Т.Г. Волова, В.Ф. Павлов. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - 219 с.

5. Химические вещества из угля / Под ред. И.В. Калечица. - М.: Химия, 1980. - 616 с.

6. Канторович, Б.В. Основы теории горения и газификации твердого топлива / Б.В. Канторович. - М.: Издательство АН СССР, 1958. - 598 с.

7. Вандышева, С. С. Исследование термодинамических параметров процесса газификации под давлением в поточном газогенераторе / С.С. Вандышева, Г.Р. Мингалеева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №2. - С.171-176.

8. Бойко, Е.А. Исследование процесса испарения влаги канско-ачинских углей при термообработке / Е.А. Бойко // Журнал прикладной химии. - 1998. - Вып.10. - С. 1736-1741.

9. Пятыгина, М.В. Определение скоростей реакции при термохимическом разложении органической массы угля / М.В. Пятыгина, Г.Р. Мингалеева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №2. - С.191-195.

10. Померанцев, В.В. Основы практической теории горения / В.В. Померанцев, К.М. Арефьев, Д.Б. Ахмедов - Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 312 с.

© С. С. Тимофеева - лаб. моделирования систем производства энергии, Исследовательский центр проблем энергетики Казанского научного центра РАН, асп. каф. оборудования пищевых производств КНИТУ zvezdochka198512@mail.ru; Г. Р. Мингалеева - д-р техн. наук, зав. лаб. моделирования систем производства энергии, Исследовательский центр проблем энергетики Учреждения Российской академии наук КазНЦ РАН, mingaleeva-gr@mail.ru.