Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Процессы газификации и горения твердого топлива. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

08.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 98 9 > Следующая >>>

поверхности угольных стенок канала и восстанавливается до оксида углерода, который поступает в газовый объем, где снова сгорает до диоксида углерода. Процесс восстановления СО2 до СО и горение СО до СО2 происходит до тех пор, пока не израсходуется весь кислород в газовом потоке. Дальше по ходу дутья в канале происходит только восстановление СО2, содержание которой в газовом потоке уменьшается, а содержание окиси углерода возрастает. Различие процессов в канале и слое топлива состоит в том, что в канале размеры зон газификации значительно превышают (в десятки раз) размеры их в слое, так как в случае газификации в слое при наличии искривленных и извилистых проходов для дутья между кусками топлива происходит интенсивное перемешивание газового потока.

В восстановительной зоне происходит восстановление СО2 и разложение Н2О; так как в ней отсутствует свободный кислород, то количество Н2 и СО в газе значительно увеличивается. Реакции восстановления СО2 и разложения Н2О протекают с поглощением тепла, поэтому в восстановительной зоне температура процесса понижается. При значительном понижении температуры (ниже 700 ℃) восстановительные реакции практически прекращаются.

На процесс газификации в канале оказывает существенное влияние зола топлива. В процессе выгазовывания на поверхности топлива появляется слой золы. Этот слой, с одной стороны, препятствует диффузии к поверхности угля газообразных реагентов и обратной диффузии продуктов реакции в газовое пространство, с другой, – зольные части топлива оказывают каталитическое воздействие на химизм и кинетику процесса газообразования. В связи с образованием зольной корки на поверхности топлива длины зон газообразования могут измениться.

Оставшееся тепло газового потока расходуется на процесс полукоксования топлива, а в дальнейшем тратится только на его сушку. Выделившиеся при этих процессах продукты полукоксования и сушки присоединяются к газовому потоку, который направляется в газоотводную выработку и выдается на поверхность земли. В отличие от процессов, протекающих в слоевых наземных газогенераторах, в подземных газогенераторах процесс сухой перегонки (полукоксования) может протекать на всем участке огневого забоя, где нагревается угольный пласт, поэтому продукты сухой перегонки и сушки топлива выделяются в газовое пространство во всех зонах

газификации. В окислительной зоне горючие компоненты этих продуктов сгорают до СО2 и Н2О, а в восстановительной зоне вследствие высоких температур подвергаются процессу расщепления (крекингу). Схема расположения зон газификации и процесса газообразования в подземном газогенераторе показана на рис. 5.2 [9].

Рис. 5.2. Схема получения газа в подземном газогенераторе

Кроме указанных особенностей процесса в подземном газогенераторе, следует отметить влияние на процесс газообразования притока пластовых вод. Чрезмерный приток пластовой воды способствует снижению температуры процесса, так как много тепла тратится на испарение влаги, вследствие чего реакции восстановления СО2 и Н2О не могут получить должного развития.

При большой концентрации водяного пара в газе в конце восстановительной зоны может получить развитие реакция конверсии окиси углерода:

СО2 + Н2О = СО2 + Н2.

Протеканием этой реакции объясняется повышенное содержание водорода в газе подземной газификации углей.

По мере выгазовывания горючей массы топлива увеличиваются пространство, где происходит процесс газификации, ширина канала подземного газогенератора и длина зоны газификации. Ширина канала может увеличиваться только до определенного размера, после чего кровля угольного пласта рушится, а так как кровля обрушивается неравномерно, то канал получается не прямолинейным, а искривленным, с различным диаметром, что способствует лучшему перемешиванию компонентов газового потока и ведет к сокращению зон газификации. Вместе с тем при обрушении кровли могут образоваться побочные каналы, расположенные в негорючих породах. Проходящий по этим каналам кислород дутья может дальше дожигать получившийся горючий газ. Действие этих побочных каналов аналогично действию прогаров в слоевом газогенераторе.

При осуществлении этого метода предварительная подготовка подземного газогенератора и его эксплуатация проводятся только с поверхности земли.

2. Бесшахтная подземная газификация. Сущность этого ме-

тода состоит в том, что с поверхности земли до угольного пласта бурят скважины. По одним скважинам в угольный пласт подается дутье, по другим отводится получающийся газ. Чтобы в подземном газогенераторе, подготовленном бесшахтным способом, развивался процесс газификации, необходимо образовать первоначальный канал, то есть соединить по угольному пласту дутьевые и газоотводящие скважины. Процесс образования первоначального канала называют сбойкой скважин по углю. В настоящее время известно несколько методов сбойки скважин: огневая фильтрационная сбойка, сбойка посредством гидравлического разрыва пласта угля и электросбойка. Фильтрационная сбойка основана на свойстве газопроницаемости угольного пласта. Если в дутьевую скважину подавать под давлением дутье, то, проникая через поры и трещины угольного пласта, из газоотводящей скважины будет выходить некоторая часть дутья. Дутье как бы фильтруется через угольный пласт. Если в процессе продувки воздухом разжечь угольный пласт, то спустя некоторое время между дутьевой и газоотводящей скважинами пласта горючая масса угля выгорит и образуется первоначальный канал, который будет частично заполнен золой угля. Сбойка скважин методом гидро- или пневморазрыва угольного пласта проводится путем подачи воды или воздуха под высоким давлением с последующим разрывом пласта.

3. В настоящее время предложены инновационные техниче-

ские решения по повышению управляемости и стабильности технологического процесса, повышению химического КПД до 75 % и сокращению количества эксплуатационных скважин.

В новой технологии предусмотрен перенос точки подвода дутья к реакционной зоне угольного пласта (снизу вверх) по мере его выгазовывания. На фрагменте подземного газогенератора (рис. 5.3), состоящего из одной дутьевой и двух газоотводящих скважин (в плоскости пласта), можно проиллюстрировать новый способ эксплуатации дутьевых скважин.

Рис. 5.3. Фрагмент подземного газогенератора по новой технологии

подземной газификации угля: 1 – дутьевая скважина; 2 – газоотводящая

скважина; 3 – угольный пласт; 4 – реакционная угольная поверхность;

5 – поперечный горизонтальный буровой канал; 6 – контур выгазовывания;

7 – зона перемещения реакционного канала

Дутьевые 7 и газоотводящие 2 скважины бурят направленно по угольному пласту 3 (независимо от угла его залегания – от горизонтального до крутопадающего). Эти скважины располагают параллельно друг другу и поочередно. Расстояние между скважинами обусловлено прежде всего мощностью газифицируемого угольного пласта. Скважины 7 и 2 бурят вне зоны сдвижения покрывающего горного массива, то есть в лучшем варианте – со стороны почвы угольного пласта 3.

Дутьевые скважины 7 обсаживают колонной на всю длину и используют для направленного подвода дутья непосредственно к

огневому забою реакционной поверхности 4 угольного пласта 3. Контролируемое взаимодействие окислительного дутья с огневым забоем угольного пласта благоприятствует надежному и управляемому процессу выгазовывания угольного пласта.

По мере выгазовывания угольного пласта, начиная от поперечной горизонтальной скважины 5 к входу дутьевой скважины 7 в угольный пласт 3, колонна дутьевой скважины 7 при противоточном перемещении очага горения ликвидируется, и зона взаимодействия окислительного дутья с раскаленной реакционной поверхностью 6 переносится в зону с нетронутым углем 7. Таким образом, зону взаимодействия 7 перемещают вдоль дутьевой скважины 7 по мере выгазовывания угольного пласта, обеспечивая тем самым направленный подвод дутья к огневому забою (без неуправляемых обводных потоков окислителя в подземном генераторе).

Контроль за выгазовыванием угольного пласта 3 между дутьевыми 7 и газоотводящими 2 скважинами осуществляют по количеству поданного дутья, а следовательно, и выгазованного угля. Последний равномерно распределяют между упомянутыми скважинами 7 и 2 [10]. Очень привлекателен способ двухстадийной подземной газификации, смысл которого состоит в использовании аккумулированного в подземном газогенераторе тепла на эндотермические реакции восстановления (Н2О+С и СО2+С). Осуществление двухстадийной газификации угля возможно как периодически, так и непрерывно.

В первом варианте в дутьевую скважину периодически нагнетают окислитель, а затем восстанавливаемое дутье (Н2О и СО2). Во второй стадии зона окисления и газификации с температурой до 1500 ℃, активно содействует восстановлению Н2О и СО2 соответственно до Н2 и СО. После охлаждения реакционной поверхности начинают окислительную стадию и т. д.

При непрерывной двухстадийной газификации восстановительное дутье (Н2О и СО2) нагнетают в зону транспорта, сформировавшегося в предыдущей зоне газа подземной газификации угля, имевшего температуру 800–900 ℃.

Таким образом, двухстадийная подземная газификация позволяет не только полезно использовать физическое тепло сформировавшегося газа, но и активно влиять на его химический состав, изменяя содержание в газе компонентов Н2 и СО [13].

5.2. Состав и свойства продуктов подземной газификации

Газ, получавшийся по методу подземной газификации угольного пласта в целике на Горловской станции подземной газификации, имел следующий состав, % об.: СО2 – 9–11; СО – 15–19; Н2 – 14–17; СН4 – 1,4–1,5; N2 – 53–55 [11].

Газ, полученный бесшахтным способом на станции подземной газификации (Подмосковье) имеет примерный состав, % об.: СО2 – 14–16; H2S – 2; СО – 8–10; Н2 – 17–20; СН4 – 1; N2 – 54–57 [9].

Получаемый газ имеет низкую теплоту сгорания 3700– 4000 МДж/м3. Кроме того, при подземной газификации происходит загрязнение грунтовых подземных, прилегающих поверхностных вод и почвы смолистыми веществами; загрязнение атмосферы участка подземного газогенератора продуктами газификации и термического разложения угля; нарушение сплошности горного массива и земной поверхности над подземным газогенератором [13]. При этом подземная газификация по сравнению с традиционной добычей и сжиганием угля характеризуется сокращением выбросов СО2 в 1,5– 1,8 раза.

5.3. Переработка и использование продуктов

подземной газификации

На рис. 5.4 приведены варианты поверхностного энергохимического комплексного предприятия подземной газификации угля. Технологический процесс в подземном газогенераторе осуществляется на парокислородном дутье. После очистки (отмывки) от H2S и СО2 остается синтез-газ (СО+Н2).

При подземной газификации особый интерес представляет возможность получения метана как заменителя природного газа. Состав сырого газа, получаемого в подземном газогенераторе при осуществлении процесса на парокислородном дутье и давлении около 3,0 МПа, аналогичен составу сырого газа процесса Лурги в наземном газогенераторе.

Перспектива не только энергетического использования газа подземной газификации угля, но и производства на его основе синтетических углеводородов весьма заманчива. У России есть основания стать первой страной мира, превратившей «красивую идею» в

реально освоенную промышленную технологию переработки угля (без извлечения его на поверхность) в экологически более чистые электрический и углеводородный энергоносители [10].

Рис. 5.4. Варианты переработки и использования газа

подземной газификации угля

Вопросы для самопроверки

1. Охарактеризуйте основные методы подземной газификации

углей. В чем их сходство и различие?

2. В чем отличие подземной газификации углей от газифика-

ции в газогенераторе?

3. Охарактеризуйте состав и свойства продуктов подземной га-

зификации углей при различных методах проведения процесса.

4. Назовите варианты переработки и использования газа под-

земной газификации угля.

ГЛАВА 6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

6.1 Основы процесса

Основу горения составляют самоускоряющиеся реакции окисления горючих веществ топлива, в результате которых исходные вещества (горючее и окислитель) преобразуются в продукты сгорания, т. е. в новые вещества c иными физическими и химическими свойствами.

Характерным признаком горения является быстропротекающий процесс, сопровождающийся интенсивным выделением теплоты и резким повышением температуры. Для протекания химической реакции между горючими веществами топлива и окислителем прежде всего необходимо создать физический контакт между молекулами взаимодействующих веществ и довести молекулы до такого состояния, при котором становятся возможными химические реакции между ними [14, 15].

Первое (т. е. физический контакт) осуществляется в процессе образования горючей смеси, второе – при ее воспламенении.

Таким образом, горение – это сложный физико-химический процесс, включающий в себя ряд последовательно и параллельно протекающих физических и химических стадий.

По составу исходной массы топлива (при разном его состоянии) выделено несколько видов так называемых расчетных масс (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Классификация состава твердого топлива

Основной является рабочая масса топлива, представляющая процентное содержание химических элементов и негорючих веществ в натуральном топливе, поступающем на электростанцию:

СР + HР+ОР + NР + SР + AР + WР = 100 %.

Поскольку содержание внешнего балласта (AР + WР) подвержено изменениям в зависимости от условий хранения и способа добычи топлива, то установить глубину химических преобразований в топливе, т. е. вид этого топлива (бурый, каменный уголь, полуантрацит, антрацит), можно по процентному содержанию элементов в безводном и беззольном составе топлива. Такими массами являются условно горючая и органическая.

Понятие горючей массы топлива является условным, так как содержащийся в топливе азот не горит, а кислород является окислителем и частично находится в соединении с горючими компонентами:

СГ + HГ+OГ +NГ +SГ = 100 %.

Горючими элементами топлива являются углерод С, водород Н, сера S. Наибольшей теплотой сгорания на единицу массы обладает водород (120,5 МДж/кг), но его в составе топлив немного. Основным горючим элементом является углерод (34,1 МДж/кг). Сера является вредной примесью: выделяет при сгорании мало теплоты (9,3 МДж/кг), но образующиеся оксиды серы приводят к развитию сернокислотной коррозии металла котла. По составу горючей массы прослеживается увеличение доли углерода и уменьшение кислорода по мере старения топлива [15].

Разделение топлив на виды определяется по теплоте горения горючей массы и по объему выхода из нее летучих веществ при нагреве до 850 ℃.

Органическая масса топлива характеризует состав исходного вещества, из которого образовалось это топливо, отличается от условно горючей исключением из последней колчеданной серы SК (в форме пирита FeS2), попавшей в исходную залежь топлива из внешней окружающей породы. Сухая и аналитическая массы топлива используются при лабораторных анализах.

При необходимости пересчета состава топлива с одной массы в другую следует выделить, чем (по составу) отличаются эти массы и в какой из них процентное содержание компонентов будет больше.

Так, горючая масса по составу отличается от рабочей на значение внешнего балласта, и все компоненты горючей массы на долю этого балласта будут больше (в процентах), чем в рабочей, и наоборот.

6.2 Механизм горения твердого топлива

Горение твердого топлива (например, угольной пыли) включает два периода: тепловую подготовку и собственно горение (рис. 6.2).

В процессе тепловой подготовки (рис. 6.2, зона I) частица прогревается, высушивается, и при температуре выше 110 ℃ начинается тепловое разложение исходного вещества топлива с выделением газообразных летучих веществ. Длительность этого периода зависит главным образом от влажности топлива, размера его частиц, условий теплообмена и составляет обычно десятые доли секунды [16].

Протекание процессов в период тепловой подготовки связано с поглощением теплоты, главным образом, на прогрев, подсушку топлива и термическое разложение сложных молекулярных соединений, поэтому нагрев частицы в это время идет замедленно.

Собственно горение начинается с воспламенения летучих веществ (рис. 6.2, зона II) при температуре 400–600 ℃, а выделяющаяся в процессе их горения теплота обеспечивает ускоренный прогрев и воспламенение твердого коксового остатка. Горение летучих веществ занимает 0,2–0,5 с. При большом выходе летучих (бурые и молодые каменные угли, сланцы, торф) выделяющейся теплоты их горения достаточно для воспламенения коксовой частицы, а при малом выходе летучих возникает необходимость дополнительного прогрева коксовой частицы от окружающих раскаленных газов (зона III).

Горение кокса (рис. 6.2, зона IV) начинается при температуре около 1000 ℃ и является наиболее длительным процессом. Это определяется тем, что часть кислорода в зоне у поверхности частицы израсходована на сжигание горючих летучих веществ и оставшаяся концентрация его снизилась, кроме того, гетерогенные реакции всегда уступают по скорости гомогенным для однородных по химической активности веществ.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 98 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]