ПРОДУКТЫ ОКИСЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ТОПЛИВ КАК ИСТОЧНИК УГЛЕКИСЛОТЫ АВТОНОМНОЙ СТАНЦИИ

УДК 661.971.9

ГРНТИ 61.31.49

ПРОДУКТЫ ОКИСЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ТОПЛИВ КАК ИСТОЧНИК УГЛЕКИСЛОТЫ АВТОНОМНОЙ СТАНЦИИ

Д.Ю. КУКСОВ

О.Н. ФИЛИМОНОВА, доктор технических наук, доцент

В.И. КАШНИКОВ, кандидат географических наук, доцент

Г.Л. ФЕДИЙ

В статье рассмотрены составы отработанных смесей двигателей внутреннего сгорания в качестве источника диоксида углерода с точки зрения возможного использования в перспективной транспортабельной углекислотодобывающей станции. Проведен анализ факторов, определяющих состав смесей после окисления топлива для определения возможных направлений минимизации содержания в них сажи, органических веществ и примесей, имеющих кислотную природу. Показано, что качественный и количественный состав получаемой газовой смеси влияет на определение способа выделения диоксида углерода и системы его очистки от примесей. Показано, что широко используемые в промышленности способы абсорбции водными растворами не удовлетворяют требованию автономности углекислотнодобывающей станции.

Ключевые слова: диоксид углерода, получение, окисление, топливо, двигатели внутреннего сгорания, абсорбция, углекислота.

Введение. Для выделения диоксида углерода (СО2) из газовой смеси может быть использован любой из способов, представленных на рисунке 1. Абсорбционный и адсорбционный способы достаточно давно используются в промышленности, остальные - на стадии внедрения, но уже показали свою перспективность [1].

Рисунок 1 - Способы разделения газовых смесей, содержащих диоксид углерода

Важными моментами являются выбор источника углерода и способа перевода углеродсодержащего сырья в газовые смеси, содержащие диоксид углерода. От этого зависит качественный и количественный состав получаемой газовой смеси, последнее влияет на определение способа выделения СО2 и системы его очистки от примесей. В статье

рассматривается абсорбционный способ - один из самых распространенных в промышленном производстве способ извлечения СО2 из газовой смеси.

Основные источники углерода и способы его переработки в СО2 изображены на рисунке 2 [2].

Рисунок 2 - Промышленные источники углерода и способы получения газовых смесей,

содержащих диоксид углерода

Дымовые газы мусоросжигательных заводов и котельных, работающих на жидком и твердом топливе, содержат от 6 до 16 % СО2. При замене топлива на природный газ содержание СО2 в смеси, полученной сжиганием, не превышает 8-10 % при обычных значениях 4-6 %. Тем не менее, из всех природных смесей углеводородов (как сырых, так и прошедших переработку) природный газ считается предпочтительным для получения углекислоты путем сжигания топлива. И дело не в большей доступности и дешевизне газообразных углеводородных топлив, а в более простом составе смеси после окисления и менее сложном процессе очистки.

Актуальность. Наряду с кислородом и азотом, диоксид углерода является техническим газом, без которого современные потребители не могут обойтись. Углекислота для заправки воздушных судов поступает к потребителю с промышленных предприятий, так как транспортабельные углекислотнодобывающие станции (ТУДС) пока не выпускаются. В связи с этим необходимы альтернативные источники углеродсодержащего сырья для обеспечения потребителей СО2. Поскольку для заправки воздушных судов необходимо топливо (авиационный керосин), а также топливо для наземного автотранспорта и технических машин (бензин и дизельное топливо), то очевидно, что авиационный керосин и дизельное топливо наиболее предпочтительны для использования в качестве первичного источника СО2.

Возможны две технологические схемы получения углекислоты на автономных станциях с использованием углеводородного топлива:

- установки для производства СО2 из дымовых газов двигателей внутреннего сгорания;

- установки для производства СО2 методом прямого сжигания топлива в специальной камере.

В первом случае могут использоваться продукты сгорания, образующиеся при работе дизель-электрических и бензоэлектрических агрегатов передвижных электростанций. Поэтому не нужна специализированная камера сгорания. Кроме того, сама электростанция вырабатывает электроэнергию, необходимую для питания нескольких насосов, компрессора СО2 и другого электрооборудования в составе ТУДС. Но в этом случае необходим подвод тепла от внешнего источника для нагревания пермеата, обогащенного углекислотой.

Во втором случае есть камера для контролируемого сжигания топлива, и она имеет двойное назначение: получение газовой (дымовой) смеси для разделения и источник тепла для десорбции СО2 (нагревание и разложение пермеата). Но в этом случае необходим внешний источник электроэнергии [3].

Углекислота в продуктах сгорания углеводородных топлив. В ряде случаев СО2 получают из газовых смесей, полученных путем сжигания углеводородов природного происхождения: природного газа, продуктов нефтепереработки и каменных углей. СО2 всегда присутствует в отработавших газах тепловых машин - котельных установок и двигателей различных типов [4].

Сжигание может происходить как в воздухе, так и в газовых смесях, обогащенных кислородом. В таблице 1 показаны теоретические составы по основным продуктам для полного сгорания метана (СН4), а также смеси углеводородов с брутто-формулой СШ,91. Последней соответствует отечественный авиационный керосин ТС-1. Зарубежные аналоги ТС-1 - марки ДР-8 и 1Р-8А [5].

Таблица 1 - Теоретический состав газовых смесей, полученных сжиганием чистого метана и авиационного керосина ТС-1 без примесей в условиях стехиометрии

Продукты сгорания

Метана

Керосина ТС-1

Легенда

В сухом воздухе

И2+Аг Н20

со,

В кислороде

Н20

со,

Чистый метан СН4. Полное сгорание, стехиометрия по кислороду:

СН4 + 202 = СО2 + 2Н2О

Керосин, брутто-формула СН191. Полное горение, стехиометрия по кислороду: СН1 91 + 1,47802 = СО2 + 0,955Н20

На самом деле, диаграммы, представленные в таблице 1, весьма идеализированы. Состав продуктов сгорания топлив в тепловых машинах (двигатели и котлы) весьма сложен и зависит как от состава горючего, так и от условий горения. Можно отметить, что в ряду природный газ - жидкие продукты нефтеперегонки - твердые ископаемые (угли) усложняется химический состав горючего. Так же усложняется состав смеси, являющейся результатом горения: от нескольких десятков веществ для природного газа до многих сотен в случае сжигания углей.

Содержание отдельных компонентов в продуктах сгорания может существенно изменяться (до 1-2 порядков) и зависит от ряда факторов, наиболее важными из которых являются:

- тип тепловой машины;

- химический состав топлива;

- состав окисляющей смеси;

- конструкция камеры сгорания;

- условия и механизм горения.

Особую роль играет коэффициент избытка окисляющей смеси а, который определяется как отношение воздуха (кислорода), содержащегося в горючей смеси, к количеству воздуха (кислорода), теоретически необходимому для сжигания, содержащегося в ней топлива. Так, для бензиновых двигателей максимальный выход СО2 наблюдается при а = 0,95-1,10, что соответствует стехиометрическим составам смеси топливо - окислитель или близким к ним (рисунок 3) [6].

Рисунок 3 - Концентрация ряда компонентов в отработанных газах бензинового двигателя в зависимости от коэффициента избытка окислителя при работе на средних нагрузках

Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС), работающих на углеводородном топливе, содержат более 200 аналитически обнаруживаемых компонентов в газовой, жидко-капельной и твердой фазах различной степени дисперсности, включая аэрозоли. Концентрация большинства из них крайне мала и составляет не более 10-100 ррт (миллионных частей) [7].

Поэтому имеет смысл рассматривать только компоненты, которые всегда присутствуют на выходе из тепловых машин. Смеси, полученные окислением бензинов и керосинов в воздухе, содержат основные компоненты: азот (N2), кислород (О2), диоксид углерода (СО2) и водяной пар (Н2О), а в качестве дополнительных:

- продукты неполного окисления углерода: оксид углерода (СО) и сажевые частицы, как в виде аэрозолей, так и в виде более крупных объектов - пыль, хлопья и т.п.;

- оксиды азота NOx (N0 и N02);

- оксиды серы S0x ^02 и S0з);

- органические соединения (углеводороды СхНу и др.) - продукты неполного сгорания и крекинга топлива.

Как видно из рисунка 3, для ДВС с внешним смесеобразованием в богатых смесях (а < 1) концентрации СО и СхНу растут при уменьшении а. При а < 0,95 для СО эта зависимость становится очень резкой и близкой к линейной. В тоже время, максимум выделения оксида двухвалентного азота N0, составляющего 99 % от общего количества N0x, совпадает с максимумом выхода СО2. Как известно, содержание связанного азота в бензинах и дизельном

топливе незначительно - не более 0,3 мас. %. Поэтому практически весь N0 при горении образуется за счет обратимой реакции между двумя главными компонентами воздуха - азотом и кислородом

N2 + 02 ~ 2Ш - 0.

Считается практически доказанным, что синтез N0 протекает по свободно-радикальному механизму, предложенному Зельдовичем. Прямая реакция - процесс эндотермический. Выход оксида азота сильно зависит от температуры. Так, при горении смеси природный газ + воздух и температуре пламени 1800-2100 °С объемная концентрация N0 в продуктах горения может составлять 103-104 ррт [8]. В смеси N2 + О2 при 1200 °С содержание N0 составляет ~10 ррт. В той же смеси при 900-1000 °С N0 практически отсутствует. Проведение процесса окисления при столь низких температурах возможно в каталитических беспламенных горелках. Взаимодействие органических молекул с кислородом происходит на поверхности твердофазного катализатора, предварительно разогретого до 600 °С. После «запуска» каталитического окисления необходимость подвода теплоты извне отпадает, так как на поверхности гранул катализатора при взаимодействии топлива с окислителем выделяется достаточное количество тепловой энергии. В зависимости от интенсивности окисления температура в зоне протекания реакции может повышаться и достигать значений выше 1000 °С. Исследования, проведенные в [9], показали, что при каталитическом окислении природного газа в интервале 600-1200 °С и коэффициенте избытка воздуха а = 1,00-1,05 концентрации N0x и С0 весьма малы (рисунок 4).

Рисунок 4 - Концентрация оксидов азота и угарного газа при каталитическом окислении в зависимости от температуры на поверхности катализатора

Кроме того, оказалось, что при окислении в таких условиях остаточное содержание углеводородов имеет малые значения уже при 600-700 °С, а при увеличении температуры горения имеет тенденцию к еще большему снижению (рисунок 5).

Рисунок 5 - Содержание углеводородов в отработанном газе в зависимости от температуры и объемной скорости горения при каталитическом окислении смеси природного газа и воздуха

Вообще N0x и S0x являются наиболее нежелательными компонентами в продуктах сгорания, так как подобно СО2 проявляют кислые свойства. Большинство способов захвата СО2 из дымовых газов основаны на кислотно-основном взаимодействии: кислотный оксид СО2 взаимодействует или с неким основанием в водном растворе, или с функциональными группами на поверхности сорбента, проявляющими основные свойства. N0x и S0x ведут себя аналогичным образом и мешают нормальному протеканию процессов абсорбции и десорбции СО2.

В отличие от N0x, оксиды серы ^02 с небольшой добавкой S0з) появляются в дымовых газах в ходе окисления горючего. Содержание серы в топливах для ДВС регламентировано. Так, например, дизельные топлива подразделяются на два типа (ГОСТ 305-82) [10]: с массовой долей серы не более 0,2 % и массовой долей серы не более 0,5 %. Благодаря таким ограничениям содержание S0x в дымовых газах во многих случаях заметно меньше N0x.

Составы отработанных смесей в общем случае не постоянны. И по всем компонентам, кроме азота воздуха, могут изменяться в широких пределах. Это иллюстрируют данные, приведенные в таблице 2 [7].

Таблица 2 - Продукты сгорания топлива

в ДВС

Компонент Бензиновый двигатель Дизельный двигатель

Азот (N2) 74-77 % 74-78 %

Кислород (02) 0,3-8,0 % 2-18 %

Диоксид углерода (СО2) 5-12 % 1-12 %

Водяной пар (Н20) 3,0-5,5 % 0,5-9,0 %

Оксид углерода (С0) 0,5-12,0 % 0,005-0,4 %

Сажа (С) 0-0,04 г/м3 0,01-1,10 г/м3

Углеводороды (СхНу) 0,2-3,0 % 0,009-0,3 %

Оксиды азота ^0х) 0,01-0,80 % 0,004-0,5 %

Оксиды серы (80х) до 0,008 % 0,002-0,02 %

Альдегиды ^-СН0) 0-0,2 % 0,0001-0,002 %

Качественный состав продуктов сгорания бензинов, керосинов и газообразных углеводородных топлив аналогичен по всем компонентам, кроме оксидов серы. В природных газах из месторождений на территории РФ обычно отсутствуют соединения серы и при их сжигании S0x не образуются. Исключение - Оренбургское месторождение, где в газе может содержаться до 6 % сероводорода [11]. В тоже время, в попутных нефтяных газах практически неизбежно присутствует сероводород.

Сажа и дымность. Сажа является основным твердофазным компонентом отработанных смесей различных двигателей и тепловых машин. Несмотря на то, что в некоторых режимах работы двигателей массовая концентрация сажи весьма мала (таблица 2), сажевые частицы могут создать дополнительные проблемы с очисткой перед выделением СО2 из газовой смеси.

Сажа формируется в обогащенной топливом зоне камеры сгорания, где количество кислорода недостаточно для осуществления превращения исходного углеводорода в основные продукты окисления углеводородных топлив - С02 и №0. Сажевые частицы, образующиеся при работе различных двигателей, имеют сходные химические составы и химическое строение. На 96-98 % они состоят из элементарного углерода (С) со слоистой структурой графита. Края ароматических слоев содержат атомы водорода и кислорода, реже - азота и серы (рисунок 6) [12].

ангидрид

Рисунок 6 - Ароматическая слоистая плоскость с краевыми функциональными группами

Сажа имеет довольно сложное пространственное строение и представляет собой агрегаты (кластеры) первичных сфероидальных частиц диаметром от 5 до 100 нм, чаще всего 20-50 нм. Первичные сажевые частицы (сферулы) содержат от 0,2 млн. до нескольких десятков миллионов атомов углерода. Предложено несколько механизмов образования сферул, в том числе и на основе фуллеренового кластера с дефектами структуры [13]. Первичные частицы практически всегда объединяются в линейные или линейно-разветвленные агрегаты, состоящие из нескольких десятков-сотен «слипшихся» сферул (рисунок 7) [14].

Рисунок 7 - Изображение агрегированных форм углерода, полученное с помощью трансмиссионного электронного

микроскопа, и строение первичной частицы сажи

В свою очередь, агрегаты могут образовывать неустойчивые агломераты за счет слабого ван-дер-ваальсового взаимодействия. Размеры и геометрия сажевых частиц в основном определяется химическим составом топлива, типом двигателя и коэффициентом избытка окисляющей смеси а. Общим правилом является то, что чем медленнее идет горение и ниже температура в зоне реакции, тем больше средний аэродинамический диаметр частиц и их масса (рисунок 8). Укрупнение частиц сажи повышает эффективность ее механического улавливания, например путем фильтрования отработанной смеси.

д

, х-

>_ «V >;

к*,VI

V » .*Т» '

V

Мелкие агрегаты Крупные агрегаты ТЕМПЕРАТУРА

Агломераты

СКОРОСТЬ ГОРЕНИЯ

Рисунок 8 - Зависимость размера сажевых частиц от условий их образования

В камерах сгорания дизельных двигателей смесь топливо-окислитель неоднородна. Как по фазовому составу (перед воспламенением в газообразное состояние успевает перейти только часть топлива), так и по распределению топлива в пространстве цилиндра. Другими словами: по объему смеси перед воспламенением локальные значения коэффициента избытка окисляющей смеси аь изменяется и часто в широких пределах. Несмотря на то, что интегральный коэффициент в современных быстроходных дизелях а = 1,2-1,8 (то есть всегда больше 1), локальные значения этого параметра в определенных областях камеры сгорания могут иметь значительные отклонения от интегрального коэффициента. То есть относительно интегрального а существуют области обедненной аь > а и обогащенной аь < а смеси. В областях локально обогащенной смеси создаются наиболее благоприятные условия для сажеобразования. При неизменной конструкции камеры сгорания увеличение а приводит к уменьшению дымности Я (концентрация сажи, г/м3) отработавших газов (рисунок 9) [4].

Рисунок 9 - Степень дымности Я отработавших газов дизеля в зависимости от коэффициента избытка воздуха а

С другой стороны, при а > 1 дальнейшее увеличение коэффициента избытка воздуха приводит к уменьшению концентрации СО2 в дымовых газах, что показано на рисунке 3. Условие а > 1 выполняется для всех дизельных ДВС, так как в условиях стехиометрии (а = 1) уровень сажевых выбросов многократно превышает все допустимые нормы. В тоже время, бензиновые двигатели с внешним смесеобразованием часто работают на обогащенных смесях (0,85 < а < 1,00). Но уровень сажеообразования в данном случае значительно ниже, чем для дизельных ДВС. Значительная дымность продуктов сгорания наблюдается только для перенасыщенных смесей при а < 0,6.

Различные компоненты топлив по-разному склонны образовывать сажу. Ненасыщенность и ароматичность углеводородов (УВ) усиливают сажеобразование. Углеводороды по степени возрастания склонности к сажеобразованию располагаются, как показано в таблице 3 [15, 16].

Таблица 3 - Склонность к сажеобразованию в зависимости от химического строения углеводородов

Сажеобразование

Типы углеводородов

Пояснение

Примеры

Нормальные парафины

Изопарафины

Циклопарафины

Олефины

Циклоолефины

Диолефины

Ароматические

Ароматические многоядерные

предельные УВ с неразветвленной цепью

н-гексан

предельные УВ с разветвленной цепью

диметилбутан

сн,—сн—сн—сн3

предельные циклические УВ

циклогексан

непредельные УВ

гексен-1

циклические непредельные УВ

циклогексен

непредельные УВ с двумя кратными связями

гексадиен-1,5

УВ с бензольными кольцами

метилбензол (толуол) НС/^\СН

НС СН

"сн"

УВ с сопряженными

бензольными

кольцами

нафталин

Установки для производства СО2 методом прямого сжигания топлива. В настоящее время такие установки выпускаются многими производителями. Их устройство обычно соответствует обобщенной схеме, показанной на рисунке 10. Оборудование можно разбить на три больших сегмента (блока):

- блок сжигания топлива и отделения СО2;

- блок очистки;

- блок ожижения и накопления СО2.

I - Блок сжигания топлива и отделения С02: 1 - десорбер; 2 - скруббер; 3 - абсорбер; 4 - дефлегматор;

II - Блок очистки: 5 - отмывные колонны; 6 - деодорайзер; 7 - компрессор; 8 - осушительные колонны;

III - Блок ожижения и хранения С02: 9 - конденсатор-испаритель; 10 - холодильная машина; 11 - резервуар для хранения углекислоты

Рисунок 10 - Схема установки для получения углекислоты путем сжигания углеводородного топлива и абсорбции

водными растворами аминов

Схема, изображенная на рисунке 10, соответствует так называемому «аминному» способу захвата углекислоты из газовой фазы, который используется в промышленности наиболее часто (рисунок 11).

В качестве хемосорбентов используются алканоламины, как правило - этаноламины. Чаще всего используется самый дешевый из этаноламинов - моноэтаноламин (МЭА) СШ0Н-СН2-ЫН2, а так же его смеси с диэтаноламином (ДЭА), триэтаноламином (ТЭА), дигликольамином (ДГА), диизопропаноламином (ДИПА) и метилдиэтаноламином (МДЭА). Амины находятся в водном растворе, поэтому данный способ относится к «мокрым».

а) абсорбция С02 моноэтаноламином; б) десорбция С02

Рисунок 11 - Процессы, протекающие при выделении углекислоты из газовой смеси алканоламинами

Прямая реакция (а) усиливается при охлаждении дымовых газов, так как абсорбция углекислоты идет с выделением тепла. По принципу Ле-Шателье, повышение давления так же способствует протеканию прямой реакции, так как единственное газообразное вещество (СО2) присутствует только в левой части уравнения. Вполне очевидно, что равновесие смещается в сторону обратного процесса (б) при нагревании и понижении давления в системе.

Критика «мокрых» способов выделения углекислоты. Одним из важных требований перспективной ТУДС является ее автономность. Прежде всего - это максимальная независимость от поставок расходных материалов и ингредиентов. К сожалению, для большинства современных промышленных установок по улавливанию СО2 это требование не выполняется. Ниже это будет рассмотрено на примере «аминного» способа, но аналогичные замечания можно сделать и по поводу любого другого «мокрого» способа выделения, например, основанного на кальциево-карбонатном цикле (ККЦ) [17].

Так, при использовании «аминного» способа происходят потери растворителя и сорбента на стадии десорбции, потому что при нагревании до 90-100 °С и выше:

- улетучивается некоторое количество воды и аминов;

- амины медленно окисляются за счет взаимодействием с кислородом;

- может происходить полимеризация аминов с образованием смол.

В [18] приведены расчеты экономических и материальных затрат для очистки попутного нефтяного газа от СО2 и В качестве абсорбентов, поглощающих кислые газы,

рассматривались водные растворы МЭА (19 %) и МДЭА (33 %). В процессе очистки потери воды и аминов необходимо постоянно восполнять. Показано, что за год работы системы очистки на водном растворе МЭА потери моноэтаноламина практически равны его содержанию в системе, а потери умягченной воды превышают таковые для МЭА в 11,5 раз. В случае раствора МДЭА годовые потери амина составляют уже 116 % от его номинальной массы в системе, дефицит воды - в 5,7 раза больше такового для МДЭА.

К сожалению, подавляющее большинство систем очистки СО2, используемых в промышленности, потребляют ряд ингредиентов, нерегенерируемых в процессе получения углекислоты. На приведенной выше схеме (рисунок 10) - это растворы перманганата калия и фильтры с техническим углеродом (активированным углем).

Малогабаритные установки по добыче углекислоты из дымовых газов. В настоящее время ряд зарубежных вендоров предлагают относительно компактные стационарные автоматизированные линии по выделению СО2 из продуктов сгорания различных углеводородных топлив, очистке и (опционально) ожижению конечного продукта. Их минимальная заявленная производительность по конечному продукту составляет 30-50 кг/ч. На рисунках 12 и 13 показан внешний вид установок такого рода, поставляемых двумя китайскими вендорами. Обе они имеют производительность по углекислоте от 100 кг/ч в зависимости от вида топлива. Содержание углекислоты в конечном продукте - от 99,9 до 99,99 %. Степень

очистки можно варьировать от технической CO2 до пищевой, соответствующей стандартам ISBT (Международное общество по технологиям напитков), Кока-Кола и Пепси. Данные линии могут комплектоваться аппаратурой для сжигания дизельного топлива, керосина, природного газа, сжиженного нефтяного (попутного) газа и других видов углеродных топлив.

Установка, изображенная на рисунке 12, имеет модульную конструкцию. Производитель -компания Zhuhai Evergrow Gas Equipment [19].

а) б) в)

а) модуль сжигания горючего; б) модуль сжатия и ожижения углекислоты; в) модуль очистки Рисунок 12 - Установка Zhuhai Evergrow Gas Equipment

На рисунке 13 показана установка для получения углекислоты сжиганием дизельного топлива производительностью около 100 кг/ч жидкой CO2, имеющей давление 1,8-2,0 МПа и температуру от -18 до -25 °С. Видна часть аппаратуры для выделения и очистки CO2, стойка управления процессами и щит электропитания. Все это монтируется на общую металлическую платформу. Установка имеет мощность 100 кВт, потребляет 35 кг/ч топлива и 60 м3 воды для охлаждения. Поставляется Guangzhou Chuankong General Equipment Co, одним из крупнейших в КНР производителей оборудования для получения и хранения CO2.

Рисунок 13 - Установка Guangzhou Chuankong General Equipment Co

К сожалению, в обоих случаях для первичного выделения углекислоты из газовой смеси используется «мокрый» способ с применением МЭА. После отделения воды и глубокой осушки производится дополнительная очистка методом криогенной дистилляции.

Выводы. При разработке транспортабельной углекислотодобывающей станции, в качестве источника для получения углекислоты следует ориентироваться на продукты окисления дизельного топлива, авиационного керосина или бензина, как наиболее доступных видов топлив. Окисление может производиться на установках, включающих серийно выпускаемые двигатели внутреннего сгорания или в специальных окислительных камерах. Во втором случае использование каталитического беспламенного окисления представляется более предпочтительным.

Состав отработанной смеси газов двигателя внутреннего сгорания зависит от многих факторов, что может создать определенные проблемы с выделением CO2 из смеси и его очисткой до соответствия требованиям ГОСТ 8050-85 [20] или другим стандартам. Особое внимание следует уделить подбору режимов, которым соответствуют концентрационные минимумы для кислых газов (NOx, SOx), сажи и органических примесей (углеводородов и других).

Абсорбция водными растворами алканоламинов, широко применяемая при промышленном выделении CO2 из газовых смесей, предполагает кроме неизбежных затрат электроэнергии дополнительное восполнение потерь абсорбента и растворителя. Особенно велика потребность в умягченной воде. Более перспективным является абсорбция с применением в качестве растворителя СО2 ионных жидкостей, имеющий более низкие энергозатраты. Общими недостатками абсорбционных способов является образование жидких стоков и громоздкость аппаратурного оформления. Это заметно снижает автономность станции для получения углекислоты. Следовательно, при проектировании перспективной транспортабельной углекислотодобывающей станции необходимо подобрать способ выделения CO2 без использования абсорбции в жидком растворе.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ахметова В.Р., Смирнов О.В. Улавливание и хранение диоксида углерода - проблемы и перспективы // Башкирский химический журнал. 2020. Т. 27. С. 103-115.

2. Улавливание и хранение двуокиси углерода. Специальный доклад рабочей группы МГЭИК, 2005. ISBN 92-9169-419-3. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ipcc.ch (дата обращения 16.11.2021).

3. Шароглазов Б.А., Фарафонтов М.Ф., Клементьев В.В. Двигатели внутреннего сгорания: теория, моделирование и расчёт процессов. Челябинск: ЮУрГУ, 2005. 403 с.

4. Старик А.М., Фаворский О.Н. Авиация и атмосферные процессы // Актуальные проблемы авиационных и аэрокосмических систем: процессы, модели, эксперимент. Казань, 2015. Т. 20. № 1(40). С. 1-20.

5. Huls T.A., Meyers P.S., Uyehara O.A. Spark ignition engine operation and design for minimum exhaust emission // SAE, 1966. Pap. № 660405. 18 p.

6. Ассад М.С., Пенязьков О.Г. Продукты сгорания жидких и газообразных топлив: образование, расчет, эксперимент. Минск: Беларусь наука, 2010. 305 с.

7. Раяк М.Б., Бернер Г.Я., Кинкер М.Г. Совершенствование процесса сжигания топлива. Обзор зарубежных технологий // Новости теплоснабжения. 2011. № 12. С. 47-98.

8. Астановский Л.З., Астановский Д.Л., Кустов П.В. Каталитическое окисление природного газа с применением беспламенных горелок новой конструкции // Катализ в промышленности. 2013. № 1. С. 34-39.

9. Мунц В.А., Павлюк Е.Ю. Горение и газификация органических топлив. Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2019. 148 с.

10. ГОСТ 305-82. Топливо дизельное. Технические условия. М.: Стандартинформ, 2009.

13 с.

11. Ивановский В.И. Технический углерод. Процессы и аппараты: учебное пособие. Омск: ОАО «Техуглерод», 2004. 228 с.

12. Березкин В.И. Фуллерены как зародыши сажевых частиц // ФТТ. 2000. T. 42. № 3. C. 567-572.

13. Bond T.C., Doherty S.J, Fahey D.W. et al. Bounding the role of black carbon in the climate system: A scientific assessment // J. Geophys. Res. Atmos., 2013. V. 118. No 11. P. 5380-5552. DOI:10.1002/jgrd.50171.

14. Фристром P.M., Вестенберг А.А. Структура пламени. М.: Металлургия, 1969. 363 с.

15. Варнатц Ю., Маас У., Диббл Р. Горение. Физические и химические аспекты, моделирование, эксперименты, образование загрязняющих веществ. М.: Физматлит, 2006. 352 с.

16. Лавренченко Г.К., Копытин А.В., Пятничко А.И., Иванов Ю.В. Оптимизация состава абсорбента амины - вода узла извлечения СО2 из дымовых газов // Технические газы. 2011. № 1. С. 31-40.

17. Гарипов А.З., Хоменко А.А. Сравнение экономических и материальных затрат при очистке попутного нефтяного газа от сероводорода и углекислого газа // Вестник технологического университета. 2016. Т. 19. № 10. С. 53-55.

18. Официальный сайт компании Evergrow. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.evergrowgas.com/productinfo/230158.html (дата обращения 20.11.2021).

19. Генераторы CO2 из углеродсодержащего топлива / Компания ChuaKong. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ckgasequipment.ru/2-2-co2-generator/166489/ (дата обращения 20.11.2021).

20. ГОСТ 8050-85. Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия. Москва: Стандартинформ, 2006. 22 с.

REFERENCES

1. Ahmetova V.R., Smirnov O.V. Ulavlivanie i hranenie dioksida ugleroda - problemy i perspektivy // Bashkirskij himicheskij zhurnal. 2020. T. 27. pp. 103-115.

2. Ulavlivanie i hranenie dvuokisi ugleroda. Special'nyj doklad rabochej gruppy MGEIK, 2005. ISBN 92-9169-419-3. ['Elektronnyj resurs]. Rezhim dostupa: http://www.ipcc.ch (data obrascheniya 16.11.2021).

3. Sharoglazov B.A., Farafontov M.F., Klement'ev V.V. Dvigateli vnutrennego sgoraniya: teoriya, modelirovanie i raschet processov. Chelyabinsk: YuUrGU, 2005. 403 p.

4. Starik A.M., Favorskij O.N. Aviaciya i atmosfernye processy // Aktual'nye problemy aviacionnyh i a erokosmicheskih sistem: processy, modeli, 'eksperiment. Kazan', 2015. T. 20. № 1 (40). pp. 1-20.

5. Huls T.A., Meyers P.S., Uyehara O.A. Spark ignition engine operation and design for minimum exhaust emission // SAE, 1966. Pap. № 660405. 18 p.

6. Assad M.S., Penyaz'kov O.G. Produkty sgoraniya zhidkih i gazoobraznyh topliv: obrazovanie, raschet, 'eksperiment. Minsk: Belarus' nauka, 2010. 305 p.

7. Rayak M.B., Berner G.Ya., Kinker M.G. Sovershenstvovanie processa szhiganiya topliva. Obzor zarubezhnyh tehnologij // Novosti teplosnabzheniya. 2011. № 12. pp. 47-98.

8. Astanovskij L.Z., Astanovskij D.L., Kustov P.V. Kataliticheskoe okislenie prirodnogo gaza s primeneniem besplamennyh gorelok novoj konstrukcii // Kataliz v promyshlennosti. 2013. № 1. pp. 34-39.

9. Munc V.A., Pavlyuk E.Yu. Gorenie i gazifikaciya organicheskih topliv. Ekaterinburg: Izd-vo Ural. un-ta, 2019. 148 p.

10. GOST 305-82. Toplivo dizel'noe. Tehnicheskie usloviya. M.: Standartinform, 2009. 13 p.

11. Ivanovskij V.I. Tehnicheskij uglerod. Processy i apparaty: uchebnoe posobie. Omsk: OAO «Tehuglerod», 2004. 228 p.

12. Berezkin V.I. Fullereny kak zarodyshi sazhevyh chastic // FTT. 2000. T. 42. № 3. pp. 567-572.

13. Bond T.C., Doherty S.J, Fahey D.W. et al. Bounding the role of black carbon in the climate system: A scientific assessment // J. Geophys. Res. Atmos., 2013. V. 118. No 11. pp. 5380-5552. DOI:10.1002/jgrd.50171.

14. Fristrom P.M., Vestenberg A.A. Struktura plameni. M.: Metallurgiya, 1969. 363 p.

15. Varnatc Yu., Maas U., Dibbl R. Gorenie. Fizicheskie i himicheskie aspekty, modelirovanie, 'eksperimenty, obrazovanie zagryaznyayuschih veschestv. M.: Fizmatlit, 2006. 352 p.

16. Lavrenchenko G.K., Kopytin A.V., Pyatnichko A.I., Ivanov Yu.V. Optimizaciya sostava absorbenta aminy - voda uzla izvlecheniya SO2 iz dymovyh gazov // Tehnicheskie gazy. 2011. № 1. pp. 31-40.

17. Garipov A.Z., Homenko A.A. Sravnenie ekonomicheskih i material'nyh zatrat pri ochistke poputnogo neftyanogo gaza ot serovodoroda i uglekislogo gaza // Vestnik tehnologicheskogo universiteta. 2016. T. 19. № 10. pp. 53-55.

18. Oficial'nyj sajt kompanii Evergrow. fElektronnyj resurs]. Rezhim dostupa: https://www.evergrowgas.com/productinfo/230158.html (data obrascheniya 20.11.2021).

19. Generatory CO2 iz uglerodsoderzhaschego topliva / Kompaniya ChuaKong. fElektronnyj resurs]. Rezhim dostupa: http://ckgasequipment.ru/2-2-co2-generator/166489/ (data obrascheniya 20.11.2021).

20. GOST 8050-85. Dvuokis' ugleroda gazoobraznaya i zhidkaya. Tehnicheskie usloviya. Moskva: Standartinform, 2006. 22 p.

© Куксов Д.Ю., Филимонова О.Н., Кашников В.И., Федий Г.Л., 2022

UDK 661.971.9

GRNTI 61.31.49

OXIDATION PRODUCTS OF HYDROCARBON FUELS AS A SOURCE

OF AN AUTONOMOUS STATION CARBON DIOXIDE

D.Y. KUKSOV

O.N. FILIMONOVA, Doctor of Technical Sciences, Associate Professor

V.I. KASHNIKOV, Candidate of Geographical Sciences, Associate Professor

G.L. FEDIY

The article considers the compositions of spent mixtures of internal combustion engines as a source of carbon dioxide from the point of view of possible use in a promising transportable carbon dioxide mining station. The analysis of the factors determining the composition of mixtures after fuel oxidation is carried out to determine possible ways to minimize the content of soot, organic substances and impurities having an acidic nature in them. It is shown that the qualitative and quantitative composition of the resulting gas mixture affects the determination of the method of carbon dioxide release and the system of its purification from impurities. It is shown that the methods of absorption by aqueous solutions widely used in industry do not meet the requirement of autonomy of a carbon dioxide extraction station.

Keywords: carbon dioxide, production, oxidation, fuels, internal combustion engines, absorption, carbon dioxide.