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; В — распределение температур по высоте газогенератора
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-
2С + О2 = 2СО + 218,8 МДж/кмоль углерода (2.1)
С + О2 = СО2 + 394,4 МДж/кмоль углерода (2.2)
Образующийся диоксид углерода в восстановительной зоне восстанавливается новыми порциями углерода в оксид углерода:
СО2 + С = 2СО— 175,6 МДж/кмоль углерода (2.3)
Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар, то в восстановительной зоне дополнительно протекают реакции:
С + Н2О = СО + Н2 — 132,57 МДж/кмоль углерода (2.4)
С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 — 89,5 МДж/кмоль 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 + 43,1 МДж/кмоль (2.6)
При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан:
СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 203,7 МДж/кмоль (2.7)
который в условиях процесса подвергается термическому распаду
СН4 —> С + 2Н2 —71,1 МДж/кмоль (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.
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: