Исследование паровоздушной газификации низкосортных углей Украины

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.

Выход газа, его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от

того, что используется в качестве дутья. Названия газов, получаемых при

использовании различных видов дутья, приведены ниже:

Дутье Название

Сухой воздух Воздушный

газ

Смесь воздуха и водяного пара

Полуводяной газ

Водяной пар (при внешнем подводе тепла) Водяной газ

Смесь кислорода и водяного пара

Оксиводяной газ (газ

парокислородного 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.

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.

Процессы газификации можно классифицировать по следующим признакам:

1) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДж/м3): получение газов с

низкой (4,18—6,70), средней (6,70—18,80) и высокой (31—40) теплотой

сгорания;

2) по назначению газов: для энергетических (непосредственного сжигания) и

технологических (синтезы, производство водорода, технического углерода)

целей;

3) по размеру частиц используемого топлива: газификация крупнозернистых,

мелкозернистых и пылевидных топлив;

4) по типу дутья: воздушное, паровоздушное, кислородное, парокислородное,

паровое;

5) по способу удаления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление,

жидкое шлакоудаление;

6) по давлению газификации: при атмосферном (0,1 — 0,13 МПа), среднем (до

2—3 МПа) и высоком давлении (выше 2—3 МПа);

7) по характеру движения газифицируемого топлива: в псевдостационарном

опускающемся слое, в псевдоожиженном (кипящем) слое, в движущемся потоке

пылевидных частиц;

8) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800 °С),

среднетемпературная (800—1300 °С) и высокотемпературная (выше 1300 °С);

9) 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 [10].

3. ВЫБОР, ОБОСНОВАНИЕ И ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

В предложенной нами 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 представлены в

таблице 3.1

Основные параметры выбранного процесса газификации

Таблица 3.1

|Показатель |Процесс газификации |

|Крупность угля, мм |1…3 |

|Температуры, 0С | |

|- паровоздушная смесь |400 |

|- газогенератор |950 |

|Масса загружаемого угля, гр |50 |

3.1. Принцип работы лабораторной установки

Изучение процесса паровоздушной газификации низкосортного

Павлоградского угля проводили на лабораторной установке периодического

действия с газогенератором стационарного типа рис .

Газогенератор имел высоту 0.5 м, внутренний диаметр 0.04 м. Объем

реакционной зоны составлял 0.05 м.

Воздух компрессором (1) направляется в парообразователь (5), где

смешивается с паром, образующимися в парообразователе при подаче воды из

резервуара (3). Полученная паровоздушная смесь заданной температуры

поступала в газогенератор (6), на решетку в которую предварительно

загружалась навеска угля. Температурный режим в реакторе поддерживался

электронагревателем (7). Выходящий из газогенератора газ охлаждался в

холодильнике (8), проходил сепаратор (9), фильтр-смолоотделитель (10) и

далее направляется на хроматографический анализ (12). Контрольно-

измерительная аппаратура обеспечивает учет расхода воздуха, пара, выхода

газа, замер температур.

[pic]

Рис. 1. Схема лабораторной установки по газификации угля. На схеме:

1–компрессор; 2–расходомер; 3–резервуар для воды; 4–гидрозатвор;

5–парообразователь с пароперегревателем; 6–реактор (газогенератор (ГГ));

7–электронагреватель для ГГ; 8–холодильник; 9–сепаратор; 10–фильтр;

11–газовый счетчик; 12–блок анализа.

3.2. Техническая характеристика угля

Для проведения эксперимента применяли обогащенный концентрат

Павлоградской ЦОФ ш. Сташкова. Оценка топлива как сырья для газификации

проводилась на основании данных технического анализа. Для анализа были взят

рядовой уголь марки ДГ ш. Днепровская и обогащенный концентрат

Павлоградской ЦОФ марки ДГ ш. Сташкова.

Технический анализ углей выполняли в соответствии с ГОСТами 6379-59,

6383-52, 6382-53.

Влажность угля определялся по формуле W=((a-b)/a)*100 %, где а-

навеска угля до сушки, г; в- навеска угля после сушки ,г.

Зольность Аа=(в*100)/а ,% где в- влажность зольного остатка, г

Выход летучих веществ Va=((b*100)/a)-W ,%

Полученные результаты приведены в табл 3.1

|Уголь |Технический анализ |

| |Зольность |Влажность |Выхолд летучих веществ |

|Рядовой |20.5 |6.7 |32.5 |

|Обогащенный концентрат |5.1 |9.8 |38.2 |

Таким образом, в результате проведения исследований установлено, что

данные угли отвечают трабованиям, предъявляемому к сырью для газификации.

Для проведения экспериментных исследований процесса газификации нами был

выбран по содержанию балластных компонентов, выходу летучих веществ

обогащенный концентрат Павлоградской ЦОФ ш. Сташкова, фракционного состава.

3.3. Влияние скорости подачи газифицирующих агентов.

Исследовано влияние скорости подачи окислителей на степень конверсии

угля в условиях данной лабораторной установки. Серию опытов проводили при

постоянном соотношении воздух/пар = 7:1 и температуре в газогенераторе 950

0С. Продолжительность процесса составляла 75 мин. Полученные результаты

представлены на рис.3.1 .

Так как скорость газового потока определяет время контакта

окислителя с топливом, то установлено, что при одинаковой продолжительности

процесса, низкая интенсивность дутья не обеспечивает достаточной конверсии

угля. В тоже время при превышении оптимальной скорости подачи, реагирующие

вещества не успевают взаимодействовать полностью. В результате получаемый

газ содержит больше негорючих компонентов в своем составе и степень

превращения угля уменьшается. Кроме того, значительно возрастает

вероятность уноса.

Рис. 3.1. Влияние скорости подачи газифицирующих агентов на степень

превращения угля.

С учетом выше изложенного, была выбрана скорость подачи

газифицирующих агентов 1,7 мл/мин.

3.4. Анализ полученных данных

Чтобы выбрать оптимальный расход показателей газифицирующих агентов

был проведена серия экспериментов.

В качестве входных переменных использовали расход воздуха и расход

пара.

Температура в реакционной зоне составляла 950 0С, газа на выходе из

реактора 700 0С. Скорость роста температуры в газогенераторе 15 0С/мин.

Паровоздушная дутьевая смесь подогревалась до 400 0С.

В приведённой табл. 3.2 видно, что если увеличить расхода пара в

дутье с 0,4 до 0,6 кг на 1 кг рабочего топлива, степень разложения пара

уменьшается. При этом на выходе наблюдается возрастание концентрации

водорода и снижение оксида углерода.

Концентрация диоксида углерода в газе возрастает, т.к. реакция его

образования является источником тепла для осуществления эндотермических

реакций разложения водяного пара, что приводит к некоторому снижению

теплоты сгорания газа, и это частично компенсируется за счет увеличения

содержания водорода. Кроме того, увеличивается выход газа. Также увеличение

пара в дутья приводит к торможению процессов пиролиза, обусловленных

спекаемостью исходного угля. Это имеет прежде всего большое технологическое

значение, т.к. повышает устойчивость работы установки.

При увеличении расхода воздуха теплота сгорания получаемого газа

уменьшается, хотя выход его достаточно высокий. В составе газа наблюдается

более высокое содержание азота, диоксида углерода, остаточного кислорода.

Таким образом, при недостатке окислителей наблюдается низкая степень

конверсии угля, а излишек компонентов дутья ведет к получению большего

количества газа, но низкокалорийного. Поэтому, необходимо произвести серию

экспериментов по газификации для определения оптимальных условий. В области

расходов, которая составляла для воздуха и пара 2,5-3,5 м3 и 0,4-0,5 кг,

соответственно.

Сравнительные результаты опытов газификации обогащенного концентрата

марки ДГ.

Таблица 3.1

|№ |Показатели |Опыт |

| | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |

|1 |Расход дутья: | | | | | | | | | |

| |воздуха, м3/кг |2,5 |2,5 |2,5 |3,5 |3,5 |4,5 |4,5 |4,5 |3,5 |

| |пара, кг/кг |0,4 |0,5 |0,6 |0,4 |0,6 |0,4 |0,5 |0,6 |0,5 |

|2 |Состав сухого газа, %об.: | | | | | | | | | |

| |CO2 |9,0 |9,7 |10,4 |12,8 |13,8 |17,8 |18,0 |18,2 |13,3 |

| |H2 |12,5 |13,3 |14,2 |9,5 |10,7 |6,2 |6,4 |6,5 |10,1 |

| |CO |21,5 |20,6 |19,7 |14,8 |13,7 |5,8 |5,6 |5,4 |14,2 |

| |CH4 |2,3 |2,3 |2,2 |1,9 |1,8 |1,7 |1,7 |1,7 |1,9 |

| |O2 |0,3 |0,3 |0,3 |0,4 |0,4 |0,8 |0,8 |0,8 |0,4 |

| |N2 |54,4 |53,8 |53,2 |60,6 |59,6 |67,7 |67,5 |67,4 |60,1 |

|3 |Выход сухого газа, м3/кг |3,60 |3,65 |3,69 |4,57 |4,63 |5,23 |5,25 |5,27 |4,60 |

|4 |Теплота сгорания газа, Qн МДж/м3 |4,90 |4,87 |4,82 |3,59 |3,54 |2,02 |2,01 |2,00 |3,57 |

|5 |Влажность газа, г/м3 |49,17 |70,03 |87,54 |63,60 |98,67 |69,31 |87,04 |104,36 |81,17 |

|6 |Степень конверсии угля, % |82,6 |83,9 |85,1 |88,7 |89,9 |91,1 |86,4 |87,8 |89,0 |

|7 |Степень разложения пара, % |54,38 |46,12 |44,85 |30,67 |27,47 |12,3 |11,74 |11,64 |28,73 |

|8 |к.п.д. газификации, % |63,72 |64,21 |64,30 |59,27 |59,21 |38,17 |38,12 |38,08 |59,32 |

Сравнительные результаты паровоздушной газификации в выбранной

области расходов окислителей

Таблица 3.2

|№ |Показатели |Опыт |

| | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |

|1 |Расход дутья: | | | | | | | | |

| |воздуха, м3/кг |2,7 |2,7 |2,9 |2,9 |3,1 |3,1 |3,3 |3,3 |

| |пара, кг/кг |0,4 |0,5 |0,4 |0,5 |0,4 |0,5 |0,4 |0,5 |

|2 |Состав сухого газа, %об.: | | | | | | | | |

| |CO2 |8,1 |9,0 |9,2 |9,9 |10,5 |11,1 |11,7 |12,2 |

| |H2 |13,3 |14,1 |12,3 |13,2 |11,3 |12,0 |10,4 |11,0 |

| |CO |22,3 |21,2 |20,9 |19,9 |18,8 |17,9 |16,8 |16,1 |

| |CH4 |2,3 |2,3 |2,3 |2,3 |2,2 |2,2 |2,0 |2,0 |

| |O2 |0,3 |0,2 |0,2 |0,1 |0,3 |0,3 |0,4 |0,4 |

| |N2 |53,7 |53,2 |55,1 |54,6 |56,9 |56,5 |58,7 |58,3 |

|3 |Выход сухого газа, м3/кг |3,90 |3,94 |4,16 |4,20 |4,30 |4,34 |4,45 |4,48 |

|4 |Теплота сгорания газа, Qн МДж/м3 |5,09 |5,04 |4,81 |4,78 |4,40 |4,37 |3,97 |3,95 |

|5 |Влажность газа, г/м3 |52,63 |70,33 |54,55 |72,39 |58,52 |75,64 |61,05 |78,30 |

|6 |Степень конверсии угля, % |89,4 |90,4 |93,1 |94,2 |92,0 |93,1 |90,2 |91,6 |

|7 |Степень разложения пара, % |49,47 |45,56 |45,9 |42,1 |40,02 |37,67 |35,44 |33,29 |

|8 |к.п.д. газификации, % |71,72 |71,73 |72,29 |72,53 |68,35 |68,51 |63,82 |63,93 |

4.ОХРАНА ТРУДА

4.1. Оценка условий, в которых проводилась исследовательская работа.

Данной работой предусматривалось исследование твердых

горючих ископаемых в частности угля, в исследовательской лаборатории

кафедры химической технологии топлива и углеродных материалов УДХТУ.

К группе физически-вредных промышленных факторов во время

проведения работ в исследовательской лаборатории относят:

- повышенная температура 9500С поверхности оборудования, может быть

Страницы: 1, 2, 3, 4