Газификация угля Перечень и термодинамические константы основных

Газификация угля

Перечень и термодинамические константы основных реакций, протекающих при газификации угля № Уравнение реакции Н° 298, к. Дж 1 С + Н 2 О СО+Н 2 С + 2 Н 2 О СО 2+2 Н 2 +132, 8 8, 0 102 +87, 9 +175, 8 8, 3 7, 6 3, 3 102 3, 0 103 -87, 4 -394, 9 4, 7 10 -2 1, 8 1017 1, 8 10 -3 1, 5 1013 -219, 1 -570, 7 -484, 6 -803, 5 -43, 0 -208, 7 -247, 2 1, 4 1018 2, 4 1014 2, 2 1016 9, 0 1031 1, 0 5, 9 10 -3 6, 2 10 -3 4, 5 1016 5, 0 109 4, 5 1010 4, 0 1026 0, 33 1, 8 10 -6 6, 0 10 -7 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 С + СО 2 2 СО С + 2 Н 2 СН 4 С + О 2 СО 2 2 С + О 2 2 СО 2 2 Н 2+О 2 2 Н 2 О СН 4+2 О 2 СО 2+2 Н 2 О СО+Н 20 СО 2 + Н 2 СО + 3 Н 2 СН 4+Н 2 О 2 СО + 2 Н СН + СО Константа равновесия 8000 С 1300°С

Равновесный состав продуктов газификации угля в зависимости от температуры

Равновесный состав продуктов газификации угля в зависимости от давления

Схема работы слоевого газогенератора Температурный профиль по высоте газогенератора. концентрационный профиль по высоте газогенератора.

Основные свойства твердых горючих ископаемых, влияющие на их газификацию. Зольность топлива. При газификации с удалением золы в твердом состоянии можно использовать топлива с зольностью 15— 20%, а при жидком шлакоудалении допустима зольность до 50— 60%. . Шлакообразующая способность топлива — свойство его минеральной части превращаться в прочную спекшуюся или сплавленную массу (шлак) под действием высокой температуры и газовой среды. Спекаемость топлива. Нежелательное явление и для ее устранения при газификации в плотном слое применяют различные перемешивающие устройства, поддерживающие слой в разрыхленном состоянии. Гранулометрический состав Можно использовать крупнокусковой, медкодисперсный и пылевидный. Влажность газифицируемого топлива желательно поддерживать минимальной, так как тепло расходуется на ее испарение

Процессы газификации классифицируют по следующим основным признакам 1) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДж/м 3): 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 целей (непосредственное сжигание) и технологических целей (синтезы, производство водорода, технического углерода); 3) по размеру частиц угля: газификация крупнозернистых, мелкозернистых и пылевидных топлив. 4) по типу дутья: воздушное, паро-воздушное, кислородное, паровое. 5) по способу удаления минеральных примесей: мокрое, сухое золоудаление или жидкое шлакоудаление. 6) по давлению газификации: при атмосферном (0, 1 - 0, 13 МПа), среднем (до 2 - 3 МПа) и высоком давлении (> 2 - 3 МПа). 7). по характеру движения частиц газифицируемого угля: • псевдостационарный опускающийся слой угля (слоевой газогенератор); • псевдоожиженный (кипящий слой) с размером частиц до 10 мм. • движущийся поток пылевидных частиц с размером 0, 1 мм 8) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800°С); среднетемпературная (800 - 1300°С); высокотемпературная (> 1300°С). 9) по балансу тепла в процессе газификации: • автотермическая – необходимая температура в газификаторе поддерживается за счет внутреннего источника тепла в системе, например, за счет выделения тепла при протекании экзотермических реакций реакции сгорания; • аллотермическая - нуждается в подводе тепла извне.

Газогенератор Лурги 1, 3, 15 - затворы, 2, 14 - бункеры, 4, 9 -приводы; 5 - распределитель угля, 6 -перемешивающее устройство, 7 - шахта, 8 -ножи; 10 -скруббер, 11 - колосниковая решетка, 12 - водяная рубашка

Рисунок 3. 2 - Газогенератор псевдоожиженного слоя с решеткой (а) и без решетки (б): 1 -распределительная решетка; 2 -привод шурующего устройства; 3 -шнек для подачи угля

Рисунок 3. 3 - Газогенератор для пылевидного угля системы Копперс-Тотцек: 1, 3 -бункера-дозаторы; 2 камера газогенератора; 4 -узел отвода жидкого шлака и его грануляции

Основные показатели процессов газификации твердых топлив Показатель По Лурги Тип используемого угля Бурые, По Винклеру По Копперс. Тотцеку Бурые, Все типы углей неспекающиеся каменные Производительность по углю, т/ч 40— 75 20— 35 До 40 Крупные куски 6 -50 мм 75— 85 < 10 мм Пылевидный, 65— 85 Температура в зоне реакции, °С 750— 1100 820— 1100 1300— 1700 Расход: угля, кг на 1000 м 3 сухого газа кислорода, м 3 на 1000 м 3 (СО + Н 2) 800— 650 750— 610 660— 560 210— 250 300— 350 400— 500 Теплота сгорания газа, МДж/м 3 11, 9— 16, 3 7, 5— 9, 4 10, 3 -11, 7 25— 31 17— 22 10 - 13 СО 17— 25 31— 35 50— 60 Н 2 40— 42 32— 43 29— 34 Размер частиц угля К. п. д. газификации, % Состав сухого газа, % (об. ) CO 2 + H 2 S < 0, 1 мм

Основные способы газификации угля в зависимости от природы газифицирующих агентов, направления использования продуктов Газификация воздухом и паром Воздухом и паром под давлением Низкокалорийный генераторный газ CO+H 2+N 2, горючий газ, но немного CH 4 больше Получение энергии Кислородом и паром синтез-газ, восстановитель ный газ, CO+H 2 Получение метанола, аммиака Процесс Фишера. Тропша, оксосинтез, восстановление

Сопоставление результатов газификации ирша-бородинского угля на паровоздушном и парокислородном дутье в кипящем слое Показатель Влажность топлива, % Состав дутья, % воздух (кислород) водяной пар Расход на 1 м 3 неочищенного газа: воздух (кислород), м 3 пар, кг Выход газа в расчете на рабочее топливо, м 3/кг Состав газа, объем. % CO 2+H 2 S СО Н 2 СН 4 N 2 Теплота сгорания сухого газа, МДж/м 3 Паровоздушное дутье Парокислородное дутье 0, 05 МПа 24, 5 2, 0 МПа 24, 5 90, 0 10, 0 91, 2 8, 8 20, 0 80, 0 14, 8 85, 2 0, 69 0, 70 0, 31 0, 22 0, 06 2, 65 0, 05 2, 95 0, 98 1, 65 1, 04 1, 39 14, 1 14, 2 13, 2 2, 6 55, 4 4, 68 10, 7 18, 8 12, 5 2, 2 55, 6 4, 87 42, 4 18, 3 33, 6 3, 5 1, 2 7, 95 36, 3 15, 0 41, 2 5, 7 1, 2 9, 41

Характеристика производства различных продуктов на основе газов, получаемых при газификации твердых горючих ископаемых Процесс Продукт Состав используемого газа, % объем. Расход на 1 т продукта Затраты твердого топлива на 1 т продукта, т. у. т. Синтез аммиака Синтез метанола Оксосинтез Аммиак Метанол 75% Н 2, 25% N 2 67% Н 2, 33% СО 1, 40 1, 50 Альдегиды, спирты Жидкие углеводороды 50% Н 2, 50% СО 2050 м 3 Н 2+685 м 3 N 2 1650 м 3 Н 2 + 825 м 3 СО 600 м 3 Н 2+600 м 3 СО 3, 85 Железная губка (92% Fe) Бензин 33% Н 2> 67% СО 2000 м 3 Н 2+4000 м 3 СО или 4000 м 3 Н 2 + 2000 м 3 СО 225 м 3 Н 2+ 450 м 3 СО 100% Н 2 500 м 3 Н 2 0, 02 Жидкие 100% Н 2 2070 м 3 Н 2 0, 27 Синтез по Фишеру-Тропшу Восстановление железа Гидрокрекинг вакуумного дистиллята нефти Гидрирование 33% Н 2, 67% СО или 67% Н 2, 33% СО 0, 88 0, 45

Основные показатели современных процессов газификации угля Показатель Уголь Дутье Давление, атм Температурав зоне реакции, °С К. п. д. газификации, % Расход: угля, кг на 1000 м 3 сухого газа кислорода, м 3 на 1000 м 3 (СО + Н 2) Производительность по углю, т/ч Коэффициент использования углерода, % Выход сухого газа, м 3 на 1 кг угля Теплота сгорания газа, МДж/м 3 Состав газа, % объем CO 2 + H 2 S По Лурги По Винклеру По Копперс. Тотцеку Плотный слой крупнозернистого угля (5 -30 мм) Псевдоожиженный слой мелкозернисто го угля (< 8 мм) В потоке пылевидного угля (<0, 1 мм) Н 2 O + О 2 30 750— 1100 75— 85 800— 650 Н 2 O + О 2 1 820— 1100 65— 85 750— 610 Н 2 O + О 2 1 1300— 1700 65— 85 660— 560 210— 250 40— 75 300— 350 20— 35 400— 500 До 40 90 85 89 1, 2— 1, 5 1, 35— 1, 65 1, 5— 1, 8 11, 9— 16, 3 7, 5— 9, 4 10, 3 -11, 7 25— 31 17— 22 10 - 13

Получение водорода и синтез-газа

Рисунок. 3. 5 - Схема способа «СО 2 -акцептор» : 1 – зона подготовки угля; 2 – загрузочный шлюз; 3 – зона термического разложения; 4 – газогенератор с псевдоожиженным слоем; 5 – система котел-утилизатор + водный скруббер; 6 – аппарат для очистки газа; 7 – реактор метанирования; 8 – регенератор с псевдоожиженным слоем

Рисунок. 3. 6 - Схема способа «Зола – клинкер» : 1 – топка-регенератор; 2, 5 – циклоны; 3 – газовый скруббер; 4 – газогенератор; 6 – скруббер для очистки газа

Рисунок. 3. 7 - Схема Ангренского участка газификации Рисунок. 3. 8 -. Схема Южно-Абинского участка газификации

Рисунок 3. 9 - Схема паровой газификации бурого угля: 1 -высокотемпературный реактор; 2 -теплообменник; 3 -парогенератор; 4 -аппарат полукоксования; 5 -промежуточный перегреватель; 6 -газогенератор; 7 -газоочистка; 8 -низкотемпературное разделение

Рисунок. 3. 10 - Принципиальная схема ПГУ с внутрицикловой газификацией

Рисунок 4. 1 - Схема алкацидного процесса: 1 – абсорбер; 2 – отпарная колонна

Рисунок 4. 2 - Технологическая схема очистки от СО 2 абсорбцией метанолом при низких температурах: 1, 2, 7, 10 – теплообменники; 3, 4, 13 – абсорбер соответственно I, II и III ступеней; 5 – аммиачная холодильная машина; 6, 14 – колонны ректификации; 8, 12 – насосы; 9 – турбодетандер в блоке с насосом и электродвигателем; 11 – регенератор-десорбер

Рисунок 4. 3 - Варианты процесса для очистки газа с применением молекулярных сит. Для А: 1 – адсорбер; 2 – блок выделения углеводородов; 3 – нагреватель; 4 – десорбер; 5 – холодильник. Для Б: 1 – адсорбер; 2, 5 – холодильники; 3 – нагреватель; 4, 6 – сепаратор; 7 – аппарат для промывки амином; 8 – аппарат для промывки гликолем