НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ» На правах рукописи

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»
На правах рукописи
ФЕДЮХИН Александр Валерьевич
РАЗРАБОТКА СИСТЕМ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ
ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА ОСНОВЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ
ПИРОЛИЗА И ГАЗИФИКАЦИИ БИОМАССЫ
Специальность 05.14.04 – Промышленная теплоэнергетика
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель
доктор технических наук
профессор И.А. Султангузин
Москва – 2014
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 4
1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ......................... 9
1.1
Анализ методов исследования термического распада биомассы .......... 9
1.2
Анализ калорийности и состава газа ...................................................... 20
1.3
Анализ установок пиролиза биомассы ................................................... 26
1.4
Анализ установок газификации биомассы ............................................ 33
1.5 Анализ методов оценки воздействия вредных выбросов на
окружающую среду, применяемых в передовых странах ............................. 40
1.6
Постановка задачи .................................................................................... 47
2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ТЕРМОГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК БИОМАССЫ И
ПРОДУКТОВ ЕЕ ТЕРМИЧЕСКОЙ КОНВЕРСИИ .......................................... 48
2.1
Описание экспериментальной установки .............................................. 48
2.2
Результаты термогравиметрических экспериментов ............................ 49
2.3
Обработка результатов термогравиметрического анализа .................. 53
2.4
Проведение экспериментов по оценке состава продуктов пиролиза .. 64
2.5
Выводы по главе ....................................................................................... 66
3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОДУКТОВ ПИРОЛИЗА И
ГАЗИФИКАЦИИ БИОМАССЫ .......................................................................... 67
3.1 Разработка математической модели и методики расчета параметров
термической конверсии углеродсодержащего топлива ................................. 67
3.2 Оценка равновесного состава газа, его объема и теплоты сгорания при
пиролизе .............................................................................................................. 78
3.3 Оценка равновесного состава газа, его объема и теплоты сгорания при
газификации ........................................................................................................ 83
3.4 Сравнение теоретических расчетов термической конверсии с
литературными данными................................................................................... 88
3
3.5 Сопоставление теоретических расчетов процесса газификации с
результатами экспериментальных исследований ........................................... 94
3.6
Выводы по главе ....................................................................................... 97
4. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БИОМАССЫ ДЛЯ
ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ............... 98
4.1 Выбор приоритетной схемы выработки тепловой и электрической
энергии в ПГУ с пиролизером биомассы ........................................................ 98
4.2 Выбор приоритетной схемы выработки тепловой и электрической
энергии в ПГУ с газификатором биомассы................................................... 105
4.3 Моделирование ПГУ с газификатором биомассы в компьютерной
программе Aspen Plus. ..................................................................................... 108
4.4
Расчет тепловых нагрузок и выбор паровой турбины для ПГУ ........ 111
4.5
Сравнение циклов на основе пиролиза и газификации биомассы .... 115
4.6
Сравнение расчетов схем ПГУ с литературными данными............... 116
4.7
Выводы по главе ..................................................................................... 118
5. ОЦЕНКА СИСТЕМЫ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ НА ОСНОВЕ БИОМАССЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКИМ И
ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ .......................................................... 119
5.1
Сравнение ПГУ на основе газификации биомассы и ТЭЦ на угле ... 119
5.2 Расчет капиталовложений и сроков окупаемости ПГУ на основе
газификации биомассы .................................................................................... 126
5.3 Проведение технико-экономической оценки рыночного потенциала
полученных результатов ................................................................................. 129
5.4
Выводы по главе ..................................................................................... 139
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................... 140
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ................................................................................... 141
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ................................................................................................ 153
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ................................................................................................ 155
4
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Общий запас древесины в России превышает 80 млрд. куб. м.,
благодаря чему наша страна занимает лидирующее место в мире по площади
лесного фонда и его количеству на одного жителя. Потенциал использования
биомассы в России составляет: валовый (467 млн. тут/год), технический (129
млн.
тут/год),
экономический
агропромышленного
комплекса
(69
-
млн.
до
тут/год),
80
млн.
включая
отходы
тут/год;
отходы
лесопромышленного комплекса - более 30 млн. куб. м. В то же время в
районы Крайнего Севера, Дальнего Востока и Сибири ежегодно завозится
порядка 6-8 млн. тонн жидкого и 20-25 млн. тонн твердого топлива [47]. В
настоящее время доля возобновляемых ресурсов в производстве энергии в
России, включая малые гидроэлектростанции, не превышает 2 %, при
планируемом целевом показателе – 4,5 % к 2020 году [51]. Использование
биомассы в энергетических целях актуально также с точки зрения
экологического аспекта, т.к. приведет к снижению выбросов парниковых
газов в совокупности с утилизацией бытовых, промышленных, древесных и
сельскохозяйственных отходов [26, 30, 52].
Переход на предлагаемый вид топлива для решения проблем
энергоснабжения
промышленности
и
ЖКХ
должен
сопровождаться
применением передовых энергоэффективных технологий на базе пиролиза
или газификации исходного сырья и последующей комбинированной
выработки электрической и тепловой энергии в цикле ПГУ.
Цель работы заключается в разработке тепловых схем использования
биомассы в энергетических целях с применением современных технологий
комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на основе
непрерывного пиролиза или газификации исходного топлива.
5
Задачи работы
 Анализ
мирового
опыта
применения
биомассы
в
качестве
энергетического сырья.
 Рассмотрение процессов пиролиза и газификации растительных
продуктов как одного из перспективного направления использования
возобновляемых
источников
энергии
в
России,
проведение
термогравиметрического анализа разных видов биомассы.
 Математическое моделирование и описание процесса термической
конверсии с получением кинетических параметров, отвечающих за данный
процесс.
 Разработка методики оценки состава и энергетического потенциала
продуктов пиролиза и газификации твердого углеродсодержащего топлива, а
также создание вычислительного комплекса на ее основе.
 Оценка благоприятных режимных параметров работы установки
непрерывного пиролиза или газификации биомассы.
 Разработка принципиальных схем когенерационных установок на
основе ПГУ с внутрицикловым пиролизером или газификатором биомассы.
 Определение параметров системы комбинированной выработки
тепловой и электрической энергии в парогазовой установке с пиролизером
или
газификатором
биомассы
по
энергетическим,
экологическим
и
экономическим показателям.
Научная новизна
1.
На основе термогравиметрического анализа выполнен расчет
четырехкомпонентного состава биомассы с получением универсальных
кинетических параметров, отвечающих за пиролиз древесных пород, широко
распространенных на территории России.
2.
Разработана методика и компьютерная программа (свидетельство
о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2013660842 от
6
20.11.2013) для расчета состава продуктов пиролиза и газификации твердого
топлива,
на
основе
которой
получены
оптимальные
режимные
характеристики реакторов термической конверсии биомассы.
3.
Разработаны тепловые схемы ПГУ с пиролизером (заявка на
полезную модель № 2013157316 от 25.12.2013) и газификатором биомассы с
определением параметров производства тепловой и электрической энергии
по энергетическим, экологическим и экономическим показателям.
Практическая значимость
1.
Анализ термогравиметрических кривых термической конверсии
биомассы позволяет, не проводя заново лабораторных испытаний, оценивать
выход летучих, величину угольного остатка исследуемого образца.
2.
Рассчитаны
энергетической
оптимальные
установки
на
основе
режимные
характеристики
биомассы,
соответствующие
температуре 850 – 900 ◦С и давлению 1 атм для пиролизера, а также
следующим параметрам для газификатора: 900 – 950 ◦С, 20 атм при расходе
воздуха 1,6 – 1,8 кг воздуха/кг сухой биомассы и расходе пара 0,4 – 0,6 кг
пара/кг сухой биомассы.
3.
Выбор и расчет оборудования для цикла ПГУ на основе
пиролиза и газификации органического сырья позволяет сопоставить оба
направления термической конверсии биомассы по энергетическим и
экономическим показателям, с определением оптимальных диапазонов
установленной
мощности
для
каждого
вида
реактора.
Применение
пиролизера экономически обоснованно при мощностях от 1 до 10 МВт из-за
более низких удельных вложений в оборудование, тогда как для
газификатора приемлемы электрические нагрузки от 10 до 50 МВт.
4.
Разработанная методика применима для расчета состава и
свойств продуктов термической конверсии углеродсодержащего топлива при
заданном элементарном составе исходного сырья, а также режимных
7
параметрах реактора, что позволяет рассчитывать свойства получаемого газа,
достигаемые при термодинамическом равновесии.
Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены
применением положительно зарекомендовавших себя методик расчетов
химических
процессов,
достоверных
справочных
балансов
данных,
теплоэнергетических
а
также
установок
сравнением
и
полученных
результатов с данными других авторов.
Личное участие
Основные результаты получены лично автором под руководством
д.т.н., проф. Султангузина И.А.
Обоснование соответствия диссертации паспорту научной
специальности 05.14.04 – «Промышленная теплоэнергетика»
Пункты 1, 2 научной новизны соответствуют пункту 3 паспорта
специальности – «Теоретические и экспериментальные исследования
процессов тепло- и массопереноса в тепловых системах и установках,
использующих тепло. Совершенствование методов расчета тепловых сетей и
установок с целью улучшения их технико-экономических характеристик,
экономии
энергетических
ресурсов.»,
пункт
3
научной
новизны
соответствует пункту 2 паспорта – «Оптимизация схем энергетических
установок и систем для генерации и трансформации энергоносителей,
основанных на принципах их комбинированного производства» и пункту 5
паспорта – «Оптимизация параметров тепловых технологических процессов
и разработка оптимальных схем установок, использующих тепло, с целью
экономии энергетических ресурсов и улучшения качества продукции в
технологических процессах».
8
Апробация работы
Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных
исследований докладывались на:
- 5 Российской национальной конференции по теплообмену (НИУ
МЭИ, Москва, 2010 г.);
- 17, 18, 19, 20 Международных научно-технических конференциях
студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, Электротехника и Энергетика»
(НИУ МЭИ, Москва, 2011 – 2014 г.);
- XXVI Международной конференции «Взаимодействие интенсивных
потоков энергии с веществом» (КБГУ, Нальчик, 2011 г.);
-
8,
9
Межрегиональной
(международной)
научно-технической
конференции студентов и аспирантов «Информационные технологии,
энергетика и экономика» (филиал НИУ МЭИ, Смоленск, 2011 – 2012 г.);
- II Всероссийской научно-практической конференции «Повышение
надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и
энергетических систем: Энерго – 2012» (НИУ МЭИ, Москва, 2012 г.);
- Шестой Международной школе – семинаре молодых ученых и
специалистов «Энергосбережение – теория и практика» (НИУ МЭИ, Москва,
2012 г.);
Публикации
Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 19
журнальных статьях, тезисах, докладах и учебном пособии, в т.ч. 3 в
рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК.
Структура и объем работы
Диссертация изложена на 157 страницах и состоит из введения, пяти
глав, заключения. Работа содержит 68 рисунков и 38 таблиц, 2 приложения,
список использованных источников содержит 110 наименований.
9
1.
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
1.1
Анализ
методов
исследования
термического
распада
биомассы
Для
описания
процесса
пиролиза
используются
различные
кинетические модели, отличающиеся количеством либо независимых
параллельных
(обычно
от
одной
до
трех),
либо
независимых
последовательных (характерных для различных температурных интервалов)
химических реакций, ответственных за выход летучих [23, 90].
Простейшей
моделью
описания
термического
разложения
органического сырья растительного происхождения является одноканальная
модель, в которой константа скорости реакции чаще всего описывается
Аррениусовской зависимостью [77]. В этом случае изменение относительной
массы исследуемого образца, связанное с выходом летучих, можно записать
в виде:
dX
 k 0 exp(  E / T (t )) X n , (1.1)
dt
m(t )  m
1
где X  m  m - относительная потеря массы компонента в образце.
0
1
Параметры:
Е
(энергия
активации),
k0 (предэкспоненциальный
множитель) и n (порядок реакции) являются искомыми величинами, значения
которых определяются путем минимизации функционала отклонения
расчетной кривой от экспериментальной.
В работе [89] рассмотрена модель, состоящая из 2 последовательных
реакций
разложения
органического
сырья
(в
качестве
которого
использовались рисовая шелуха и бамбуковые опилки). Были выделены две
основные зоны термораспада: первая – в диапазоне 200°С – 400°С и вторая –
свыше 400°С. В диапазоне 200°С – 400°С наблюдалось наиболее быстрое
разложение, порядка 85% от всей теряемой массы, что связано с деструкцией
целлюлозы и гемицеллюлозных составляющих образца. После 400°С идет
преимущественно процесс распада лигнина.
10
Главнейшие из них образуют клеточную оболочку (целлюлоза, лигнин,
гемицеллюлозы — пентозаны и гексозаны) и составляют 90—95% массы
абсолютно сухой древесины (табл. 1.1). Остальные вещества называются
экстрактивными, то есть извлекаемыми различными растворителями без
заметного изменения состава древесины; из них наибольшее значение имеют
дубильные вещества и смолы. Содержание основных органических веществ в
древесине зависит от породы. В среднем можно принять, что в древесине
хвойных пород содержится (48 - 56) % целлюлозы, (26 - 30) % лигнина, (23 26) % гемицеллюлоз, содержащих (10 - 12)% пентозанов и около 13%
гексозанов; в то же время древесина лиственных пород содержит (46 - 48) %
целлюлозы, (19 - 28) % лигнина, (26 - 35) % гемицеллюлоз, содержащих (23 29) % пентозанов и (3 - 6) % гексозанов [28].
Таблица 1.1.
Содержание органических полимеров в древесине различных пород.
Порода
Сосна
Пихта
Ясень
Бук
Береза
Ольха
Тополь
Целлюлоза
Лигнин
41,93
44,06
40,24
45,41
41,85
43,64
47,36
29,52
27,98
26,01
22,69
28,27
24,57
22,45
Гемицеллюлозы
пентозаны
гексозаны
12,78
8,70
13,00
9,74
5,70
19,29
4,36
17,79
4,61
23,20
3,65
15,90
2,60
15,36
Экстрактивные
вещества
7,07
5,22
8,76
9,75
2,07
12,24
12,23
Целлюлоза - природный полимер, полисахарид с длинной цепной
молекулой, которая образована повторяющимися звеньями, состоящими из
двух глюкозных остатков. Общая формула целлюлозы (C6H10O5)n, где n
степень полимеризации составляет от 6000 до 14000. Это стойкое вещество,
нерастворимое в воде и обычных органических растворителях (спирте, эфире
и
других),
белого
цвета.
Целлюлоза
(клетчатка)
является
главной
составляющей биомассы и представляет собой ценное сырье для бумажной
промышленности.
Понятием гемицеллюлоза объединяется группа веществ, близких по
химическому составу к целлюлозе, но отличающихся от нее способностью
легко
гидролизоваться
и
растворяться
в
разбавленных
щелочах.
11
Гемицеллюлозы представляют собой главным образом полисахариды:
пентозаны (C5H8O4)n и гексозаны (C6H10O5)n с пятью или шестью атомами
углерода в основном звене. Степень полимеризации гемицеллюлоз (n = 60200) значительно меньше, чем целлюлозы, иными словами цепочки молекул
короче. Из гемицеллюлозы при химической переработке древесины
получают много полезных продуктов, одним из которых является фурфурол,
применяемый в производстве пластмасс, синтетических волокон, смол, для
приготовления медицинских препаратов [17].
Кроме углеводов (целлюлозы и гемицеллюлоз), в состав клеточной
оболочки входит ароматическое соединение — лигнин, которое отличается
высоким содержанием углерода. Целлюлоза содержит 44,4 % углерода, а
лигнин (60—66)%. Лигнин менее стоек, чем целлюлоза, и легко переходит в
раствор при обработке древесины горячими щелочами, водными растворами
сернистой кислоты или ее кислых солей. Лигнин, в свою очередь,
отвечающий за механическую прочность растения необходим для получения
полимерных материалов, фенолформальдегидных смол, и как компонент
клеящих композиций в производстве ДСП, картона, фанеры. Гидролизный
лигнин служит котельным топливом в лесохимических производствах, а
также сырьем для получения гранулированного активного угля, пористого
кирпича, удобрений, уксусной и щавелевой кислот [50].
В связи с этим наиболее часто в научной литературе встречается
трехканальная (трехкомпонентная) кинетическая модель пиролиза, в которой
термическая деструкция каждого из выше перечисленных компонентов
протекает независимо друг от друга. Данный подход основан на анализе
дифференциальных
термогравиметрических
характеристик
(ДТГ),
на
которых, как правило, визуально различимы три пика скорости потери
массы. В [63] в рассмотрение вводится четвертый псевдокомпонент, чей
температурный пик не соотносится ни с одним из упомянутых ранее. Это
обуславливается наличием на общей ДТГ характеристике максимума выхода,
не описываемого ни одной из трех основных составляющих (рис. 1.1).
12
Поэтому
с
целью
повышения
точности
моделирования
процесса
термораспада четвертый пик относят к пиролитической воде или другому
компоненту исходного образца (экстрактивные вещества).
Рисунок 1.1 - ДТГ – кривая пиролиза биомассы при темпе нагрева 10 °С/мин.
Константа
скорости
реакции
разложения
каждого
компонента,
входящего в состав исходного сырья, описывается Аррениусовской
зависимостью, как и в ранее упомянутой одноканальной модели, с той лишь
разницей, что всем компонентам соответствуют свои значения параметров:
Е, k0 и n. Экспериментально определенные пики выхода летучих из
различных компонентов соответствуют температурам: для гемицеллюлозы –
290 °С, для целлюлозы - 340°С, для лигнина - 380°С. Отметим, что
деструкция лигнина, в отличие от других составляющих, происходит в
существенно более широком диапазоне изменения температуры. В работе
[82] процедура расчета идентична описанной выше многоканальной модели,
но в отличие от [63], порядки реакции для гемицеллюлозы, целлюлозы и
лигнина не вычисляются заново для каждого отдельного взятого образца, а
фиксируются со значениями 1,1,3 соответственно. Такой подход объясняется
результатами других исследователей, в частности [85, 95, 110], где
13
проводятся эксперименты с химически выделенной гемицеллюлозой,
целлюлозой и лигнином.
Использование различных катализаторов (FeSO4, ZnCl2) в процессе
пиролиза позволяет, как правило, сдвинуть пики выхода компонентов на
более низкий температурный уровень и сделать их заметно «острее», то есть
увеличить скорость потери массы, что характерно прослеживается на ДТГ
кривых [110].
В
работе
[22]
авторы
не
придерживаются
математического
моделирования Аррениусовских зависимостей, а благодаря компьютерной
SCIENTIST®
программе
3.0
MicroMath®
разделяют
и
подбирают
необходимое количество пиков деструкции в мультиплете и оптимизируют
их параметры (интенсивность разложения, полуширину, положение Tmax) до
тех пор, пока среднеквадратичное отклонение подобранной и реальной
кривых не будет минимальным в каждой точке. В результате полученная
модель конверсии представляет собой набор N элементарных пиков, каждый
из
которых
характеризуется
четырьмя
параметрами:
полушириной
максимума, интенсивностью, шириной и долей Лоренцева контура (формой
полосы).
Бьяджини с соавторами [66] рассматривают процесс пиролиза сосновой
щепы, биогранул (осадки сточных вод), каменного и бурых углей, как
отдельно друг от друга, так и в разных сочетаниях. Проводя эксперименты в
среде азота при темпе нагрева 20°С/мин от 100 °С до 900 °С, ученые
отмечают независимость протекания реакций распада угля и биомассы в
предварительно приготовленной мелкодисперсной смеси. Иными словами,
подчеркивается
пренебрежительно
малое
взаимовлияние
различных
органических веществ, а также практически полное отсутствие вторичных
реакций при процессе быстрого пиролиза экспериментальной смеси (рис.
1.2). Авторы работы проводят сравнение двух кинетических моделей
описания
реакции
термораспада
(одноканальной
и
многоканальной),
используя Аррениусовскую зависимость для реакции первого порядка.
14
Рисунок 1.2 - ТГ – кривые пиролиза смеси органических веществ (темп
нагрева – 20 °С/мин).
При этом утверждается, что многоканальный подход гораздо точнее
описывает
деструкцию
вещества,
состоящего
из
нескольких
явно
выраженных компонентов с получением набора химических констант для
каждой независимой реакции разложения. Однако, несмотря на более низкую
сходимость, важным преимуществом одноканальной модели является ее
простота, универсальность и высокая скорость обработки данных в
компьютерной среде.
Авторы
статьи
[97]
проводят
кинетический
анализ
пиролиза
растительного сырья, описывая независимый распад четырех основных
компонентов сырья (гемицеллюлозы, целлюлозы, лигнина, экстрактивных
веществ) с первым порядком реакции для каждого процесса (табл. 1.2).
15
Таблица 1.2
Кинетические параметры термораспада гемицеллюлозы и лигнина в составе
сосновой щепы, эвкалипта, сосновой коры.
Параметры
Сосновая щепа
Эвкалипт
Сосновая кора
36.3
32.6
19.9
γ1
9
8
1.85·10
3.05·10
1.43·10 5
β1
7.42
8.29
8.36
γ3
55.2
85.6
43.2
β3
0.276
0.332
0.394
Z1o
0.400
0.423
0.158
Z2o
0.324
0.245
0.448
Z3o
88.4
79.4
48.5
E1, кДж/моль
7
6
3.16·10
5.20·10
2.44·10 3
A1
18.1
20.2
20.4
E3, кДж/моль
0.942
1.46
0.737
A3
0.228
0.273
0.242
y1o
0.330
0.347
0.097
y2o
0.442
0.380
0.661
y3o
с
60.4
52.9
41.8
Х3∞
Где Ej = 2.436*γj, Aj = βj/58.6, zio – массовая доля j-того компонента в газовой
фазе, yio – массовая доля j-того компонента в исходном сырье, сХ3∞ - массовая доля
лигнина в угольном остатке.
Ссылаясь на труды предшественников, Орфао с коллегами, обращают
внимание, на схожесть структуры целлюлозы во всех органических
веществах
растительного
эксперимент
по
происхождения.
термораспаду
Проведя,
химически
предварительно
выделенной
целлюлозы,
специалисты приходят к выводу, что кинетические параметры конверсии
этого компонента идентичны, как при деструкции «чистого» компонента, так
и в составе исследуемых в работе материалов (ель, эвкалипт). При этом
отмечается, что энергия активации целлюлозы во многих литературных
источниках
лежит в диапазоне 185
–
240
кДж/моль. На основе
вышеперечисленных заключений, авторы статьи фиксируют кинетические
параметры пиролиза целлюлозы, тем самым, выделяя один характерный пик
на ДТГ кривой распада древесины и облегчая процесс компьютерного
моделирования
пиролиза.
Кинетические
параметры
деструкции
гемицеллюлозы, лигнина и экстрактивных веществ отличаются для разных
16
сортов и видов сырья, как в работе [97], так и во многих других трудах.
Авторы объясняют это различие индивидуальным строением и составом
полимеров, образующих вышеперечисленные компоненты, в каждом,
отдельно взятом образце биомассы [102].
В работе [86] исследуется влияние темпа нагрева биомассы на
температурные пики разложения образцов (рис. 1.3). Варьируя скорости
роста температуры в диапазоне от 1 °С/мин до 100 °С/мин, ученые приходят
к выводу, что с повышением темпа нагрева происходит смещение пиков в
сторону более высоких температурных областей для соответствующих видов
растений и углей. Это обуславливается наличием температурного градиента
поверхности образца, т.е. уменьшением времени реакции.
Рисунок 1.3 - ДТГ – кривые пиролиза плодов пальмы при разных скоростях
нагрева.
Представленные выводы также хорошо согласуется с результатами
схожих исследований в трудах [85, 95, 101]. Более того, в статье [85]
проводятся
эксперименты
по
термической
конверсии
химически
выделенного лигнина. Орнунг с коллегами, отмечают также влияние темпа
17
нагрева
на
значения
кинетических
параметров:
Е,
k0,
n.
Ввиду
неоднородности и сложности химического состава, авторы рассматривают
распад лигнина как пиролиз трехкомпонентного сырья с разложением
каждого компонента в соответствующей температурной зоне (рис. 1.4).
При этом математически рассчитанный порядок реакции для двух
составляющих равняется 2, а для оставшейся – 1. Стоит обратить внимание,
что с ростом скорости нагрева образца от 5 °С/мин до 25 °С/мин,
наблюдается увеличение значения энергии активации в полтора раза, в том
время как порядок реакции остается постоянным для всех компонентов
лигнина.
Рисунок 1.4 - ДТГ – кривая пиролиза лигнина (трехкомпонентная модель).
Басу с коллегами [65], опираясь на труды других специалистов [62],
предлагает наряду с альтернативными моделями оценивать процесс пиролиза
древесины как три независимые параллельные реакции образования газовой,
твердой и жидкой фазы из исходного сырья с составлением уравнения
Аррениуса для каждой из реакций при получении соответствующего набора
кинетических параметров. Также авторами вводятся в рассмотрение
18
вторичные процессы конверсии жидкого продукта термораспада в твердое
и/или газообразное состояние (рис. 1.5).
Рисунок 1.5 - Модель кинетического анализа пиролиза древесины на основе
независимых реакций образования твердой, газообразной и жидкой фазы.
Предложенная модель может быть расширена, если биомассу
рассчитывать
как
многокомпонентную
смесь
ранее
упомянутых
органических полимеров (гемицеллюлоза, целлюлоза, лигнин, экстрактивные
вещества). Очевидно, что при таком подходе количество параллельных
реакций и сложность математического расчета возрастает пропорционально.
В работе [79] проводится термогравиметрический (ТГ) анализ сосновой
щепы и рассчитываются кинетические параметры согласно модели,
описанной выше [65], для трех независимых реакций. В итоге исследователи,
приводя свои данные и сравнивая их с результатами расчетов других
авторов, отмечают, что для многих сортов и видов биомассы энергия
активации реакции образования газа выше, чем энергия активации получения
жидкой и твердой фазы из исходного сырья (табл. 1.3).
Для сосновой щепы рассчитанные значения энергии активации
19
упомянутых продуктов термораспада соответственно равны – 140:133:121
кДж/моль.
пиролиза
Следствием этого является то, что повышение температуры
способствуют
росту
генерации
газовой
составляющей
и
уменьшению получения остальных двух фракций на выходе.
Таблица 1.3
Кинетические параметры пиролиза различных видов биомассы (бук, сосна,
дуб, миндаль) с образованием твердой, жидкой, газообразной фаз.
Автор
Ди Блази
Чен
Тернер
Фонт
Сырье
Бук
Сосна
Дуб
Миндаль
Ec,
111.7
121
106.5
73.1
кДж/моль
kc ·с -1
3.2·l0 9
1.08·10 7
7.377·l0 5
2.98·l0 3
El,
148.0
133
112.7
119
кДж/моль
l.l·1010
2.0·10 8
4.125·l0 6
5.85·10 7
kl ·с -1
Eg,
152.7
140
88.6
139.2
кДж/моль
kg ·с -1
4.38·l0 9
1.3·10 8
14345
1.52·10 7
Фантоцци с коллегами [76], используя обсуждаемую модель
кинетического анализа процесса медленного пиролиза, получают следующие
данные по энергии активации фаз (газ: жидкость: угольный остаток) для
тополя
– 147:144:111 кДж/моль, артишока
мискантуса
– 147:141:110 кДж/моль,
– 143:145:111 кДж/моль, сорго – 128:126:107 кДж/моль.
Очевидно, что значения кинетических параметров соответствующих реакций
для разных сортов биомассы схожи между собой, что говорит о подобии
протекания
термораспада
в
органическом
сырье
растительного
происхождения. Небольшие численные отклонения результатов расчета в
работах разных авторов могут быть объяснены как различием методик
проведения эксперимента (темп нагрева, масса образца, тип реактора,
погрешность приборов), так и способом компьютерной обработки данных.
Авторы работы [12] усовершенствуют кинетическую модель пиролиза,
представленную на рис. 1.5, предлагая добавить вторичную реакцию
образования газовой фазы из твердых продуктов распада. Результаты
термической обработки углей показывают, что кривые разложения и, в
20
большей степени, состав продуктов существенно зависит от скорости роста
температуры исходного образца. Исследователи обращают внимание на то,
что при скоростном нагреве с повышением температуры атомы Н, N и О
удаляются быстрее, чем при медленном нагреве. Согласно уравнению
Аррениуса, чем больше энергия активации реакции и температура, тем
быстрее растет относительная скорость реакции. Иными словами, с
увеличением темпа подъема температуры скорость реализации реакций с
высокой энергией активации увеличивается. В результате, продукты
пиролиза быстрого и медленного нагрева могут существенно отличаться в
зависимости от вида органического сырья. Согласно рассматриваемой
модели термодеструкции, при постоянной температуре образца наибольшую
скорость имеют реакции с наименьшей энергией активации, т.е. чем слабее
связь, тем с большим темпом идут процессы, в которых она рвется.
1.2
Анализ калорийности и состава газа
Для оптимизации конструктивных характеристик реактора, а также
выбора наиболее благоприятного режима пиролиза и типа исходного сырья, в
том числе касаемо долей каждого вида биомассы в топливной смеси, крайне
необходимо оценивать калорийность получаемого газа, которая, в первую
очередь, зависит от исходного элементного состава биомассы. Древесные и
растительные
породы
различаются
между
собой
по
элементному
содержанию весьма незначительно и, в среднем, имеют 50 % углерода (С), 43
% кислорода (О) и 6 % водорода (Н) (табл. 1.4).
Таблица 1.4
Элементарный состав различных видов биомассы.
Биомасса
Акация белая
Тополь
Дуб
Сосна
Береза
С
50.73
48.45
48.61
49.51
48,55
Н
5.71
5.85
5.83
6.15
6.12
О
41.93
43.69
43.36
43.04
43.65
N
0.57
0.47
0.59
0.21
0.45
S
0.01
0.01
0.02
0.01
0.01
А
1.05
1.55
1.59
1.08
1.22
Qвр , кДж/кг
19.71
19.30
19.44
19.53
19.38
Остальную часть сырья 0,1 – 0,3 % составляют азот (N), и
неорганические соединения, образующие при сжигании золу Массовая доля
21
минеральных соединений находится в диапазоне (0,2—1,7) %. У одной и той
же древесной породы количество золы зависит от части, ее положения в
стволе, возраста, условий произрастания и т.д. Наибольшее количество золы
находится в коре и листьях, в то время как древесина ветвей содержит золы
больше, чем древесина ствола; например, ветви березы и сосны дают при
сгорании 1,14 и 1,32% золы, а стволовая древесина — 0,46 и 0,57 % золы.
Древесина верхней части ствола дает золы больше, чем нижняя, что
указывает на большее содержание золы в молодых деревьях. В состав золы
входят преимущественно соли щелочноземельных металлов. В золе из
древесины березы, сосны и ели содержится более 40 % солей кальция, свыше
20 % солей калия и натрия и до 10 % солей магния. Зола от коры содержит
больше солей кальция (до 50% у ели), но меньше солей калия, натрия и
магния.
В частности в работе [63] авторы, наряду с ТГ - анализом образцов
проводят масс-спектрометрический анализ (МСА) генерируемого газа.
Причем,
вместе
с
общей
оценкой
составляющих
горючего
газа
рассчитывается вклад каждого компонента (гемицеллюлоза, целлюлоза,
лигнин) древесного сырья в выход летучих. Такой результат достигается
благодаря соотнесению пиков распада на ДТГ – кривой и данными МСА
(рис. 1.6).
При низких температурах 200 °С – 400 °С вклад в образование газа
вносят преимущественно первые два компонента древесины. Продуктами
пиролиза в этом диапазоне являются СО, СО2, Н2О, СН4, Н2, причем, более 60
% от общего объема газа составляют монооксид и диоксид углерода
приблизительно в равных долях. Их пики выхода наблюдаются при
температурах 350 °С – 400 °С, далее следует резкое уменьшение генерации
этих газов. Для метана характерны два максимума выхода при 300 °С и 520
°С, в зоне высоких температур его доля быстро уменьшается.
22
Рисунок 1.6 - ДТГ и МСА - кривые пиролиза биомассы при темпе нагрева
10°С/мин.
Интенсивность образования водорода резко нарастает от 200 °С до 340
°С и далее отмечается постоянный небольшой прирост вплоть до окончания
эксперимента (700 °С). Очевидно, что в зоне температур, свыше 550 °С,
объемная доля Н2 является преобладающей. Процессы в области 350 °С –
500 °С объясняются разложением лигнина [87]. При этом стоит упомянуть,
что на этот компонент приходится почти 60 % водорода и 50 % монооксида
углерода от общего производства соответствующего газового компонента.
Процессы свыше 500 °С объясняются химической реакцией образования
угольного остатка, следствием чего является увеличение генерации Н2 и
снижение выхода СН4, в том числе связанное с нестабильностью метана при
высоких температурах [58].
Орнунг с соавторами представляют в статье [85] результаты
совмещенного ТГ – МСА анализа для химически выделенного лигнина и
отмечают
характерные
температурные
газообразного продукта пиролиза (рис. 1.7).
интервалы
выхода
каждого
23
Рисунок 1.7 - ДТГ и МСА - кривые пиролиза лигнина с указанием
температурных зон выхода физической воды, монооксида и диоксида
углерода.
При температуре менее 100 °С наблюдается испарение физической
воды, содержащейся в исходном сырье. Образец, достигнув 140 °С, начинает
генерировать диоксид углерода, причем пик для СО2 лежит в диапазоне 380
°С – 400 °С. Для монооксида углерода характерная температура начала
выхода несколько больше, чем для диоксида углерода, и составляет
примерно 200 °С. Также стоит заметить, что СО имеет свойство
образовываться в более высокой температурной зоне в сравнении с СО 2 и его
профиль описывается несколькими максимумами выхода: 250, 400, 530, 660
°С. Объемная доля метана в газе существенно меньше упомянутых выше
компонентов,
он образуется в интервале температур 320 °С – 670 °С.
Максимум генерации водорода наблюдается при 500 °С. Результаты
последней стадии пиролиза, связанной преимущественно с карбонизацией
(образованием угольного остатка), аналогичны работе [63]. Иными словами,
при температуре свыше 600 °С отмечается резкое снижение образования СО,
СО2, СН4 и преобладание объемной доли водорода в составе генерируемого
газа.
24
В статье [103] исследователи проводят эксперименты с химически
выделенным лигнином, полученным из стебля бамбука (рис. 1.8).
Рисунок 1.8 - Хроматографический анализ пиролиза лигнина.
При этом авторы в отличие от [85] наблюдают увеличение выхода
монооксида углерода с ростом температуры пиролиза на всем интервале
эксперимента, от 300 °С до 900 °С, особенно в зоне разложения свыше 500
°С. С помощью хроматографического анализа также идентифицируется
небольшое образование (менее 2% от объема газа) С2Н4 и С2Н6 при
температурах более 700 °С.
Результаты и тенденции в генерации других газовых составляющих из
лигнина схожи с работой Орнуга. Также авторами статьи [103] составляются
графики образования жидкой, твердой и газообразной фазы в зависимости от
температуры пиролиза. На всем диапазоне проведения эксперимента
отмечается рост образования газа и снижение массовой доли угольного
остатка с повышением температуры. Для жидкой фазы характерен пик при
600 °С, затем следует резкое снижение вклада этой фракции в продукты
распада лигнина, что объясняется ее переходом в газообразную фазу. В итоге
25
по окончании эксперимента при 900 °С доли жидкой, твердой и газообразной
фазы соответственно равны – 40:30:30 % (рис. 1.9). При этом авторы,
опираясь на результаты предшественников, подчеркивают существенное
отличие в долях каждой фракции в зависимости не только от температуры
пиролиза и условий лабораторного анализа, но и от строения, состава,
чистоты лигнина.
Рисунок 1.9 - Кривые образования жидкой (Tar), твердой (Char) и
газообразной (Gas) фаз при пиролизе лигнина.
Авторы работы [101], проводя эксперименты с отходами сельского
хозяйства (шелуха кофе, сахарный тростник), приводят результаты по
выходу газовой фазы в пересчете на сухую массу образца, лежащую в
пределах 20 – 30 %. Оставшуюся часть составляют примерно в равной
пропорции угольный остаток и жидкая фракция. Причем массовые доли
каждого газа в составе продуктов следующие: СО2 (9 – 12 %), СО (3,5 – 7,5
%), СН4 (1,6 – 3 %), Н2 (0,5 – 0,7 %). Характерные температурные пики и
диапазоны образования каждого вещества хорошо согласуются с другими
источниками [63, 85].
26
1.3
Анализ установок пиролиза биомассы
Рахманкулов Д.Л. с соавторами в статье [34] проводит глубокий анализ
различных
современных
технологий
пиролиза
древесины,
оценивая
преимущества и недостатки каждого способа термической конверсии
органического
сырья.
Характеристики
наиболее
распространенных
технологий процесса пиролиза приведены в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Сравнительные характеристики различных видов пиролиза биомассы.
Параметр
Время процесса
Размер сырья
Влажность сырья
Температура, °С
Давление, кПа
Выход газа, %
Теплота сгорания
газа, МДж/м3
Выход жидкости, %
Теплота сгорания
жидкости, МДж/кг
Выход твердого
остатка, %
Теплота сгорания
твердого остатка,
МДж/кг
Быстрый
низкотемп.
пиролиз
1-3 с
Малый
Очень низкая
450-600
100
До 30
10-20
Быстрый
высокотемп.
пиролиз
1-3 с
Малый
Очень низкая
600-900
10-100
До 75
10-20
Медленный
пиролиз
До 80
20-23
До 20
20-23
До 30
20-23
До 15
До 20
20-30
28-33
28-33
28-33
5-30 мин
Средний
Низкая
500-700
100
До 40
5-10
Путем изменения технологических параметров (температура, давление,
время реакции, наличие катализаторов) удается в широких пределах
изменять
химический
состав
продуктов
реакции
[3,
67].
Самые
распространенные в настоящее время технологии быстрого пиролиза можно
подразделить на следующие типы: пиролиз в кипящем слое, пиролиз в
циркулирующем кипящем слое, абляционный пиролиз, пиролиз в циклонных
реакторах, вакуумный пиролиз и др.
В табл. 1.6 приведены ведущие мировые компании, занятые
разработкой и использованием передовых технологий пиролиза биомассы.
27
Таблица 1.6
Организации, ведущие исследования быстрого пиролиза биомассы.
Организация, страна
Ensyn Group Inc., Канада
Технология, реактор
Два реактора с КС (RTPтехнология)
Red Arrow, США
Два реактора с КС Технология
Ensyn
ENEL, Италия
Два реактора с КС Технология
Ensyn
Два реактора с КС Технология
Ensyn
КС
КС
ЦКС
ЦКС
КС
VTT, Финляндия
Pasquali-ENEL, Италия
GRES, Греция
Dynamotive Energy Systems,
Канада
Dynamotive-RTI, Канада
RTI, Канада
КС
КС
NREL, США
КС
BFH/IWC, Германия
Абляционный вихревой
КС
INETI, Португалия
BTG-Twente, Голландия
КС
Абляционный конусный
Union Fenosa-Университет
Сантьяго, Испания
Гамбургский
Университет,Германия
Мельбурнский Университет,
Австралия
Университет Ватерлоо,
Канада
Астонский Университет,
Великобритания
Университет Leeds,
КС
Технология Университета Ватерлоо
КС
Производительность,
кг/ч
6250
1875
1670
100
100
40
10
1250
1000
125
625
20
1
<1
25
10
8340
540
<1
<1
80
15
<1
20
<1
20
6
<1
5
250
50
200
50
КС
5
КС
3
КС
Абляционный пластинчатый
<1
5
3
<1
КС
28
Великобритания
Олденбургский
Университет, Германия
Технологический
Университет, Малайзия
Университет Sassari, Италия
Университет Сарагоса,
Испания
Университет Twente,
Голландия
Университет Twente-TNO,
Голландия
Groupe Pirovac, Канада
Университет ЛаваляCANMET, Канада
Lurgi-Ruhrgas, Германия
КС
<1
КС
<1
КС
КС
<1
<1
Абляционный конусный
10
Циклонный
30
1
3500
75
2185
50
10
Вакуумный пиролиз
Вакуумный пиролиз
Реактор с двумя шнеками
Одним из крупнейших производителей бионефти в Северной Америки
является компания Dynamotive [31]. Особенностью процесса, реализованного
этой организацией, является возврат несконденсированных газов в качестве
топлива для пиролиза, что позволяет сократить расход топливных газов до
75%. Технология предусматривает получение четырех видов продуктов:
бионефть марки BioOil (60 - 75 %), древесный уголь (15 - 20 %),
несконденсированные газы (10 - 20 %), а также бионефть марки BioOil Plus
[107].
Итальянская компания ENEL Produzione с 1998 г. располагает самой
крупной в Европе установкой быстрого пиролиза производительностью до
650 кг/ч биомассы на входе в реактор, состоящей из 2-х реакторов кипящего
слоя и работающей по технологии RTP (Rapid Thermal Processing) компании
Ensyn (Канада) (рис. 1.10).
Газообразные продукты, получаемые по RTP-технологии, пригодны
для прямого сжигания во многих современных котлах. Для использования их
в газовых турбинах и газопоршневых установках зачастую необходимо
улучшить качество газа.
29
Рисунок 1.10 - Технология и реактор RTP-пиролиза биомассы компании
Ensyn: 1 — реактор; 2,3 — система рециркуляции твердых остатков (песка); 4
— шнек для подачи сырья; 5 — бункер; 6 — циклон; 7 — улавливатель
твердых остатков; 8,9 — контактные конденсаторы; 10 — каплеотбойник;
11— фильтр; 12 — компрессор; 13 — сетчатая пластина; 14 — ограничитель
потока; 15 — зона вторичного сжатия; 16 — зона высокотемпературного
смешения; 17 — зона подогрева; 18 — газовая горелка; 19 — линия
рециркуляции газа; 20 — теплообменник.
Другая итальянская компания Pasquali эксплуатирует установку с циркулирующим
кипящим
слоем
производительностью
25
кг/ч,
сконструированную вместе с инженерами ENEL. При оптимальных условиях
выход продуктов пиролиза достигает 65% от массы сухого сырья [68]. В
реакторах с кипящим слоем нагрев исходного сырья осуществляется при контакте мелких частиц с горячим продувочным агентов, например, песком.
В настоящий момент широкое распространение получает технология
абляционного пиролиза, который проводится под давлением с одновременным воздействием горячего потока песка. Нагрев частиц топлива
осуществляется теплопередачей через стенку с ограниченной поверхностью
при высокой скорости подачи проходящей (скользящей) по ней биомассы.
Теплопередача происходит
при помощи
непосредственного
контакта
твердых частиц биомассы с нагретой теплопередающей поверхностью реактора. Первый абляционный конусный реактор быстрого пиролиза был
30
разработан в 1989-1993 гг. в университете Twente (Нидерланды) [69]. Реактор
представлял собой вращающийся конус, через стенки которого подводится
тепло, необходимое для осуществления пиролиза. На рис. 1.11 приведена
схема одной из последних конструкций конусного реактора абляционного
пиролиза.
Рисунок 1.11 - Схема абляционного конусного пиролизного реактора: 1 —
трубка для загрузки биомассы, 2 — неподвижный конус: 3 — циклон; 4 —
трубка для возврата песка в кипящий слой конуса; 5 — вращающийся конус;
б — отверстия; 7 — подвод газа для возврата песка в кипящий слой конуса; 8
— кипящий слой конуса; 9 — канал для подвода воздуха в камеру сгорания;
10 — канал для подвода азота в кипящий слой конуса; 11 — отверстия; 12 —
кипящий слой камеры сгорания; 13 — канал для выхода продуктов сгорания;
14 — канал для выхода продуктов пиролиза.
Процесс быстрого пиролиза протекает в свободном пространстве между двумя конусами. Нижняя часть конуса погружена в кипящий слой,
сформированный частицами горячего песка и потоком азота. Биомасса в
реактор подается сверху через трубку, охлаждаемую водой. Газообразные
продукты пиролиза отводятся из реактора по каналу, который начинается у
основания внутреннего неподвижного конуса.
Группа компаний Pyrovac (Канада) занимается изучением вопроса
вакуумного пиролиза. Первая демонстрационная установка компании,
31
работающая на отходах древесины, имела мощность 75 кг/ч и была создана в
1998 г. в Квебеке (Канада). В течение последних лет успешно функционирует
мировая пиролизная сеть - Pyrolysis Network (PyNe), входящая в единую
организацию ThennalNet, созданную на средства Европейских комиссий и
специализирующуюся на накоплении и обобщении знаний о термических
процессах переработки биомассы. PyNe объединяет исследователей процесса
быстрого пиролиза в разных странах. В настоящее время в PyNe входят 15
европейских стран, а также США и Канада. Сетью PyNe создана единая база
знаний в области развития технологий быстрого пиролиза, также издается
собственный журнал [9].
Сейчас ведутся активные исследовательские работы в области
совершенствования
конструкций
реакторов
и
оптимизации
условий
проведения пиролиза. Наилучшие с коммерческой точки зрения результаты
достигнуты на установках с реакторами кипящего слоя, которые имеют
хороший потенциал для увеличения масштаба [60]. Принципиальная схема
газотурбинной установки с внутрицикловым пиролизером представлена на
рис. 1.12. Предварительно подготовленная биомасса из бункера поступает в
реактор
с
циркулирующим
кипящим
слоем
песка
в
потоке
рециркулирующего газа. Нагрев биомассы происходит за счет тепла,
вносимого в слой инертным веществом. Песок нагревается при сгорании
части пиролизного газа, а газ после реактора поступает в циклоны.
В современной металлургии находят широкое применение печи с
внешним обогревом, которые используются для термического разложения
без доступа окислителя угольной шихты. Основным продуктом такой
реакции является кокс и коксовый газ, находящие свое эффективное
применение в комплексе всего комбината. В частности, Школлер М.Б. в
монографии [57] рассматривает большое количество пиролизных печей,
хорошо зарекомендовавших себя на отечественных металлургических
комбинатах.
32
Рисунок 1.12 - Принципиальная схема быстрого пиролиза и использования
жидкого продуктов в газовой турбине GT2500: 1 — бункер биомассы; 2 —
реактор; 3 — камера сгорания: 4 — продукты сгорания; 5 — твердое
инертное вещество; 6 — угольный остаток; 7 — циклон; 8 — циклон; 9 —
первая ступень конденсации; 10 — водяной теплообменник; 11 — вторая
ступень конденсации; 12 — жидкое пиротопливо; 13 — насос; 14 —
рециркулирующий газ; 15 — подача воздуха; 16 — отвод золы; 17 —
газодувка рециркулирующего газа; 18 — предварительный подогреватель
пиротоплива; 19 — отвод загрязняющих веществ; 20 — система подготовки
пиротоплива; 21 — электрогенератор; 22 — планетарная коробка передач; 23
— газовая турбина GT 2500.
Достоинствами таких агрегатов являются то обстоятельство, что
газообразный теплоноситель, подаваемый для нагрева сырья, не смешивается
с продуктами реакции. Наиболее же существенный недостаток заключается в
том, что вследствие низкой теплопроводности топлива вся загрузка
прогревается неравномерно. Кроме того, наличие зон с более высокой
температурой может приводить к протеканию в них вторичного пиролиза
33
летучих продуктов. Для повышения эффективности печей с внешним
обогревом, автор, предлагает применять установку типа KSG [24] с шнековой
подачей топлива, а также вращающимся барабаном (рис. 1.13). Мелкое
измельчение топлива, в свою очередь, также повышает долю термически
переработанного сырья.
Рисунок 1.13 - Схема вращающихся печей с внешним обогревом KSG: 1 —
опорные ролики; 2 — загрузочная воронка; 3 — шнек; 4 — цепные скребки;
5 — патрубок для газа.
1.4
Анализ установок газификации биомассы
Басу в своей книге [64] проводит сравнительный анализ основных
видов реакторов газификации угля и биомассы. Так автор замечает, что
модель газификатора, в первую очередь, зависит от типа основного и
вспомогательного оборудования всей системы, а также от проектной
мощности установки. Среди основных типов реакторов принято выделять
следующие три класса: с неподвижным или подвижным слоем; с кипящим
слоем; с вдуваемым потоком газа.
Исследователь утверждает, что данные типы газификаторов в общем
случае не конкурентные между собой и применимы в разных диапазонах
мощностей (рис. 1.14).
34
Рисунок 1.14 - Распределение типов применяемых газификаторов в
зависимости от установленной мощности.
Такое распределение объясняется разными удельными затратами на
подготовку сырья, параметрами реакции (давление, температура), расходами
окисляющей среды и т.д. К примеру, для ректора с неподвижным слоем
допустим средний размер частиц биомассы не более 51 мм, в то время как,
для реактора с кипящим слоем и с вдуваемым потоком газа, соответственно,
6 и 0,15 мм. Большие расходы воздуха и пара с высокими параметрами тоже
характерны скорее для последних двух типов газификаторов.
Реакторы с подвижным и неподвижным слоем представляют собой
модели газификаторов, в которых реакционный газ (пар и воздух) продувает
сырье, находящееся на решетке (рис. 1.15).
Рисунок 1.15 - Схема газификатора с неподвижным слоем.
35
Преимуществом подобных реакторов является низкие капитальные
затраты, простота в эксплуатации, невысокая себестоимость производимого
газа. К недостаткам принято относить неравномерность прогрева сырья,
находящегося на решетке, высокую долю жидкой фракции в продуктах
газификации.
Для
решения
зашлаковывания
проблем
решетки,
выхода
был
большого
разработан
количества
реактор
с
смол
и
разделением
температурных зон путем подачи окислителя в середину газификатора. При
этом газ отводится через нижнюю часть установки, где в зоне высоких
температур происходит реакция крекинга смол с образованием из них
летучих соединений (рис. 1.16).
Рисунок 1.16 - Схема газификатора с разделением температурных зон.
В таком реакторе содержание смол на выходе лежит в диапазон от
0,015 до 3 грамм на 1 кубометр газа, что позволяет применять их с
двигателями внутреннего сгорания без лишних затрат на очистку и
подготовку горючей смеси.
Реакторы с кипящим слоем демонстрируют высокую эффективность
термической конверсии среды за счет равномерности прогрева всей засыпки
36
(рис. 1.17). Время реакции в них гораздо ниже, чем в газификаторах с
неподвижным
слоем,
что
обеспечивает
высокий
массовый
расход
перерабатываемого топлива и, как следствие, большие установленные
мощности всего энерготехнологического комплекса [38]. К недостаткам
реакторов с кипящим слоем относятся необходимость в измельчении и сушке
исходной биомассы, а также существенная доля смол в продуктах
термической конверсии - до 10 грамм на 1 кубометр получаемого газа.
Рисунок 1.17 - Схема газификатора с кипящим слоем.
Эффективность реактора с кипящим слоем повышается за счет
рециркуляции твердого остатка продуктов газификации, который может
содержать углерод в достаточно большом количестве. Также для увеличения
КПД применяются различные энергосберегающие технологии, например,
37
предварительный подогрев воздуха, идущего в камеру реактора, с
использованием теплоты уходящего газа [91].
Широкое применение находят газификаторы с двумя камерами реакции
(рис. 1.18). Благодаря соответствующей конструкции, основная часть
биомассы подвергается воздействию паров воды, газ отводится через
специальный патрубок, при этом твердый остаток направляется во вторую
камеру, где реагирует с воздухом.
Рисунок 1.18 - Схема газификатора с двумя камерами реакции.
Реакторы с вдуваемым потоком газа в настоящее время – самые
распространенные типы газификаторов. Они хорошо подходят для каменных
и бурых углей с низким содержанием золы. Применение их для термической
конверсии биомассы оправдано в случае низкой влажности исходного сырья,
38
что удорожает расходы на подготовку топлива. Также для реакторов с
вдуваемым потоком газа характерны высокие температуры в камере реакции,
что для большинства видов биомассы не приемлемо, т.к. температура
плавления золы в растительном сырье несколько ниже, чем, например, для
каменных углей. Как известно, расплавленная зола увеличивает износ
газификатора, уменьшая срок его службы. Кроме того из-за высокого
содержания смол и, как следствие, большой доли жидкой фракции на выходе,
газификация
биомассы
в
реакторах
с
вдуваемым
потоком
газа
малоэффективна. Рис. 1.19 объясняет принцип работы таких реакторов.
Рисунок 1.19 - Принцип работы газификаторов с вдуваемым потоком газа.
Поток кислорода и измельченного сырья распыляется в камере с
большой скоростью. Нагрев зачастую осуществляется через стенки реактора.
При этом в первой зоне газификатора осуществляется горение сырья с
температурой вплоть до 2500 °С. Продукты горения топлива, пары воды и
диоксид углерода, направляются во вторую зону реактора, где и происходит
непосредственно процесс газификации.
На рис. 1.20 представлена модель типового вертикального реактора с
вдуваемым потоком газа.
39
Рисунок 1.20 - Схема газификатора с вдуваемым потоком газа.
Преимуществами таких газификаторов является существенная доля
перерабатываемого сырья, низкий процент жидкой фракции в продуктах,
возможность эксплуатации при высоких температурах и давлениях. Для
биомассы сложность использования заключает также в том, что растительное
сырье ввиду своего строения очень трудоемко в мелком дроблении, которое
необходимо для вдувания в камеру реактора.
40
Мировыми лидерами в производстве газификаторов с кипящим слоем и
вдуваемым потоком газа являются: Foster Wheeler Energia Oy (Финляндия),
Siemens (Германия), Lurge Energie (Германия), PRM Energy Systems (США).
На территории России также существует ряд компаний – производителей
газификаторов.
Среди
газотурбостроения
них
«Салют»,
крупнейшим
которая
является
выпускает
ФГУП
«НПЦ
газификаторы
с
электрической мощностью комплекса до 2 МВт.
Выше упомянутые технологии газификации по большей части
являются не конкурентными между собой и находят свое применение в
различных
диапазонах
установленных
мощностей
в
связи
с
соответствующими удельными затратами на подготовку топлива и стоимость
капитальных вложений в оборудование [71, 92]. Предложенный анализ
современных технологий пиролиза и газификации биомассы позволяет
оценить потенциал экспериментальных и опытно-промышленных установок
термической
конверсии,
усовершенствованы
с
которые
учетом
должны
требуемой
быть
адаптированы
установленной
и
мощности
населенного пункта и имеющегося вида топлива.
1.5
Анализ методов оценки воздействия вредных выбросов на
окружающую среду, применяемых в передовых странах
Более 90% всех топливно-энергетических ресурсов используется для
сжигания в энергетических, промышленных и транспортных установках.
Сжигание топлива в этих установках неизбежно связано с образованием и
выбросом вредных веществ и парниковых газов в окружающую среду. В
нашей стране одним из первых специалистов, изучавших проблему
потепления за счет выброса парниковых газов, является Будыко М.И. [7]. С
другой стороны повышение энергетической эффективности процессов
производства
электрической
и
тепловой
энергии,
промышленных
технологических процессов неразрывно связаны со снижением вредных
выбросов и их воздействия на окружающую среду [1, 6, 56].
41
Основой законодательства России об охране атмосферного воздуха
являются предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ, при
которых на человека и окружающую среду еще не оказывается ни прямого,
ни косвенного вредных воздействий [29]. На основе реакции у наиболее
восприимчивых людей устанавливается пороговая концентрация. ПДК
устанавливаются по отношению к пороговым величинам обычно с
двукратным запасом.
Для веществ, оказывающих немедленное, но временно раздражающее
действие, устанавливают максимально разовые ПДКм.р. за 20-ти минутный
период. Для веществ, накопление которых в организме приводит к
хроническим заболеваниям, устанавливают среднесуточные ПДКс.с. ПДК
впервые были введены в СССР в 1952 году [29]. Впоследствии ПДК были
введены во многих развитых странах (США, Япония, ЕС и др.) [93], причем
их значения могли существенно отличаться (табл. 1.7). Это говорит о
некотором различии методов определения ПДК в разных странах и
неизбежном элементе субъективности.
Таблица 1.7
Сравнение предельно допустимых концентраций в России и США.
Страна
Загрязняющее
вещество
Зола ТЭС (PM10)
Окислы серы SO2
Диоксид азота NO2
Оксид углерода CO
Озон O3
Россия
ПДКМ.Р.
ПДКС.С.
мг/м3
0,05
0,5
0,085
5
0.16
мг/м3
0,02
0,05
0,04
3
США
Загрязняющее
вещество
мг/м3
0,15
0,365
40
0.235
ПДКМ.Р.
мг/м3
0,05
0,08
0,1
10
Если предприятие имеет вредные выбросы в пределах ПДВ, то
устанавливается плата за 1 т загрязняющих веществ в соответствии с
нормативами Постановления Правительства Российской Федерации № 344 от
12 июня 2003 г. «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух
загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками,
сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные
42
объекты, размещение отходов производства и потребления». За превышение
ПДВ в пределах установленных лимитов выбросов плата возрастает в 5 раз.
Законодательное
закрепление
метода
оценки
воздействия
на
окружающую среду (ОВОС) в США и Европе и его применение на практике
позволяет достичь компромисса между социально-экономическими целями и
экологическими потребностями общества по каждому проекту, реализация
которого повлияет на состояние окружающей среды. В [29] рассматриваются
основные этапы реализации ОВОС в России. Отмечается, что его внедрение в
России сталкивается с большими трудностями, вызванными тем, что в законе
РФ «Об охране окружающей природной среды» (19.12.1991) нет требований
об обязательном проведении ОВОС.
Развитие ОВОС предусматривает проект «Государственной стратегии
устойчивого развития Российской Федерации» [10]. Для эффективного
применения ОВОС необходимо решить ряд методологических и научнотехнических проблем, связанных с различием в подходах к оценке
воздействия на окружающую среду в России и в других странах [21].
Одной из первых работ за рубежом по современной ОВОС, вызвавшей
большой резонанс в научных кругах, стала книга немецкого ученого
Хохмейера О. [84] по определению социальных затрат на решение
экологических проблем при производстве электроэнергии. Однако для нее
была характерна чрезмерная драматизация экологических последствий,
которые определялись на основе экспертных оценок, не подкрепленных
обосновывающими расчетами.
Следующим этапом развития работ по ОВОС стали исследования,
проводимые в США [74] и в Европе по программе JOULE в рамках проекта
«ExternE», финансируемого Европейской Комиссией [75, 99]. В качестве
названий нового методологического подхода применялись: Damage Function
Approach (DFA) - подход на основе функции вреда [74], Impact Pathways
Analysis (IPA) - анализ последовательности воздействия [99].
43
Представленные работы объединяют детальные расчеты ущерба по
последовательной цепочке: выбросы из источников загрязнения – приземные
концентрации загрязнителей – физическое воздействие в соответствии с
функцией «доза-эффект» – экономическая оценка ущерба, вызванного
физическим воздействием на окружающую среду (рис. 1.21).
Рисунок 1.21 - Основные этапы методологии IPA.
В работе [99] проводится сопоставительный анализ оценки воздействия
на окружающую среду различных топливных циклов (на основе угля, газа,
мазута, биомассы, атомной, солнечной, гидро- и ветро- энергии) для
производства электроэнергии. Данный методологический подход оценки
воздействия вредных выбросов был применен для металлургического
комбината [2, 40].
Наибольшее распространение получили две модели рассеивания,
доведенные до расчетных методик и программ: модель, разработанная в
Главной Геофизической обсерватории (ГГО) им. Воейкова, и являющаяся
основой общероссийского нормативного документа ОНД-86, и Гауссовская
модель Паскуилла-Гиффорда, в частности, реализованная в программе
Industrial Source Complex (ISC), которая была разработана в США для
44
Агентства по защите окружающей среды США (Environment Protection
Agency - EPA) и принята в качестве международного стандарта во многих
странах мира.
Статистическая теория рассеивания вредных выбросов в атмосфере
(рис. 1.22) основана на предположении, что распределение концентраций
примесей в диффундирующем облаке дыма определяется в соответствии с
законом Гаусса.
Рисунок 1.22 - Модель распределения Гаусса рассеивания вредных выбросов.
Согласно этой теории, концентрации вредных веществ описываются
распределением Гаусса в вертикальном направлении и в горизонтальном,
перпендикулярно преобладающему направлению ветра.
Приземная концентрация c(x, y) выбросов вредных веществ из
дымовой трубы определяется по формуле:
c  x, y  
 1  y 2 h 2 
exp   2  e 2 
V y z
 2   y  z 
M
(1.2)
где σy и σz — стандартные отклонения, поперечное и вертикальное
соответственно; V — средняя в слое рассеивания примеси скорость ветра,
(м/с); M —массовый выброс вредных веществ, (г/с); he — эффективная
высота источника выброса, (м).
Данная методика положена в основу программы расчета рассеивания
Industrial Source Complex (ISC) [109]. Программа ISC, рекомендованная для
45
использования Американским Агентством по защите окружающей среды
(EPA), является общепризнанной и широко применяется для экологических
расчетов в США [74] и в Европе [75, 99]. Программа ISC позволяет задавать
большое число точечных, поверхностных и объемных источником вредных
выбросов, имеющих различную начальную высоту.
В течение последних 10 - 15 лет экологическая эпидемиология,
устанавливающая количественные зависимости между неблагоприятными
факторами окружающей среды и состоянием здоровья населения [35],
интенсивно развивалась и вышла на качественно новый уровень. Результатом
этого развития явилась методология оценки воздействия вредных веществ на
здоровье населения в соответствии с функцией «доза-эффект» [72, 93, 98,
105], появившаяся в 1990-тые годы и развиваемая в настоящее время.
Функция «доза-эффект» (dose-response function)
Y = fдэ(х) (1.3)
устанавливает связь возросшей приземной концентрации вредного
вещества х [мкг/м3] во всех направлениях от источника выбросов (например,
частиц пыли PM10, полученных с помощью моделей рассеивания) с
физическим воздействием Y на рецепторы (например, число случаев
заболевания астмой части населения, вызванных этими частицами пыли в
соответствии с функцией дозы-эффекта). Термин «рецептор» происходит от
латинского слова receptor, что означает «принимающий». Под рецепторами
будем понимать все объекты, принимающие вред на себя: здоровье людей в
целом,
их
сердечнососудистую
и
дыхательную
системы,
сельскохозяйственные угодья, леса, здания и т.д.
Для
оценки
воздействия
свойственно
определять
эффект
как
приращение действия за счет увеличения дозы. Таким образом, функция
«доза-эффект» начинается в исходной точке и в большинстве случаев она
возрастает монотонно с увеличением дозы Х, как схематично показано на
рис. 1.23. Самой простой является линейная модель, т.е. прямая линия из
нулевой точки через точки, полученные в испытаниях. Например,
46
заболеваемость раком от радиоактивного облучения. Линейной также
представляется
полученная
зависимость
внезапной
смертности
от
мельчайших частиц пыли PM10 [72, 93, 98].
Рисунок 1.23 - Возможные виды функции доза-эффект.
Другой возможный вид - это прямая линия с нижним порогом, когда до
наступления пороговой дозы не проявляется никакого эффекта. Пороги
имеют место тогда, когда организм имеет механизм самовосстановления и
обладает запасом прочности, благодаря которому предотвращается и
нейтрализуется вред до некоторого предела. Многие функции «доза-эффект»
для не канцерогенных веществ имеют такой вид. Возможен также «эффект
удобрения» при малых дозах, как показывает пунктирная линия на рис. 1.23.
Такая зависимость, например, прослеживается в функции «дозы-отклика»
для воздействия NOх и SO2 на урожайность: низкие дозы этих веществ могут
приводить к увеличению урожая, другими словами вред становится
отрицательным. Также эффект удобрения может проявляться с вредными
веществами, когда организм получает недостающие микроэлементы; этот
эффект зависит от местных условий, в частности от общего баланса питания.
При очень больших дозах функция может иметь вид S-образной формы,
предполагающей насыщение (нелинейная функция).
47
Описанная
методология
расчета
вредных
выбросов
широко
применяются в передовых европейских странах, в которых квоты за выбросы
являются существенной частью затрат любого промышленного производства
[94]. В России суммы штрафов за вредные выбросы уступают зарубежным
показателям, но, тем не менее, экологический аспект может сыграть важную
роль как в выборе системы тепло- и электроснабжения, так и в способах
подготовки и очистки горючего топлива.
1.6
Постановка задачи
Основными практическими задачами данной работы являются:
 Проведение
термогравиметрического
анализа
разных
видов
биомассы.
 Математическое моделирование и описание процесса термической
конверсии с получением кинетических параметров, отвечающих за данный
процесс.
 Разработка методики оценки состава и энергетического потенциала
продуктов пиролиза и газификации твердого углеродсодержащего топлива, а
также создание вычислительного комплекса на ее основе.
 Оценка благоприятных режимных параметров работы установки
непрерывного пиролиза или газификации биомассы.
 Разработка принципиальных схем когенерационных установок на
основе ПГУ с внутрицикловым пиролизером или газификатором биомассы.
 Определение параметров системы комбинированной выработки
тепловой и электрической энергии в парогазовой установке с пиролизером
или
газификатором
биомассы
экономическим показателям.
по
энергетическим,
экологическим
и
48
2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ТЕРМОГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
БИОМАССЫ И ПРОДУКТОВ ЕЕ ТЕРМИЧЕСКОЙ КОНВЕРСИИ
2.1 Описание экспериментальной установки
В ходе работы были исследованы несколько образцов древесных
пород, наиболее часто встречающиеся в средней полосе России, среди
которых береза, дуб, сосна.
Измерения проводились на базе ИНУМиТ при МГУ им. М.В.
Ломоносова с помощью синхронного термического анализатора NETZSCH
STA 449 C Jupiter, совмещённом с ИК-спектрометром Bruker Tensor 27 с
газовой кюветой (рис. 2.1). Термоанализатор измеряет тепловой поток и
изменение массы, являющиеся следствием химических превращений. Кювета
соединена с обогреваемым тефлоновым капилляром, нагретым до 190 С, в
самой кювете поддерживается температура 200 С.
Рисунок 2.1 - Термоанализатор NETZSCH STA 449 C Jupiter, совмещенный с
ИК-спектрометром Bruker Tensor 27.
49
Образец древесины массой до 20 мг помещали в платиновый тигель,
который ставили в ячейку для образца дифференциально сканирующего
(ДСК) - сенсора. Во вторую ячейку помещали пустой тигель той же массы.
Прибор закрывали, после чего проводили смену атмосферы в приборе, для
этого измерительная камера вакуумировалась до давления ~ 10 мм рт. ст., а
затем заполнялась аргоном. Цикл откачка/заполнение повторяли, после чего
начинали измерение. Измерения проводили в динамической атмосфере
аргона, скорость потока составляла 150 мл/мин, скорость нагрева – 10
°С/мин.
Указанный прибор позволял регистрировать потерю массы образца в
процессе его нагрева, так называемые термогравиметрические кривые.
Предельная чувствительность прибора по массе равна 0.1 мкг, по
температуре – 0.001°С.
В экспериментах нагревание проводилось в среде инертного газа
(аргона) от комнатной температуры до температуры 1000 °С с темпом
нагрева равным 10°С/мин. Скорость прокачки газа через камеру нагрева
составляла 150 см3/мин. При объеме камеры нагрева равном 50 см 3
характерное время газообмена камеры нагрева не превышало 30 секунд.
Нагрев осуществлялся благодаря электрической обмотке камеры, где
находились
образцы,
то
есть
теплопроводностью
и
излучением.
Температура измерялась специальными термопарами, размещенными в
основании чашек, расположенных в каждом плече микровесов.
2.2 Результаты термогравиметрических экспериментов
Термогравиметрические кривые (ТГ) для трех выше перечисленных
древесных
материалов,
полученные
представлены на рис. 2.2, 2.3 и 2.4.
с
помощью
термоанализатора,
50
DTG /(%/min)
DSC /(mW/mg)
exo
0.5
0
TG /%
[1]
100
90
80
Peak: 98.3 °C
-2
Mass Change: -2.76 %
Complex Peak:
Area: -91.74 J/g
Peak: 103.8 °C
Peak: 425.0 °C
Complex Peak:
Area: 10.28 J/g
Peak: 387.0 °C
Onset: 417.6 °C
70
-0.5
Complex Peak:
Area: -41.45 J/g
Peak: 362.5 °C
Onset: 348.0 °C
Mass Change: -24.34 %
Complex Peak:
Area: 28.72 J/g
Peak: 303.5 °C
Onset: 271.6 °C
50
-4
Mass Change: -10.35 %
Peak: 297.1 °C
60
0.0
Mass Change: -44.35 %
-1.0
Peak: 363.2 °C
-6
-8
40
-10
30
-1.5
-12
[1]
20
100
200
300
400
500
600
Temperature /°C
700
800
900
1000
Рисунок 2.2 - ТГ, ДТГ и ДСК – кривые пиролиза березы.
DTG /(%/min)
DSC /(mW/mg)
exo
0
0.0
-1
TG /%
Mass Change: -1.01 %
100
[1]
Peak: 127.4 °C
90
Complex Peak:
Area: -35.68 J/g
Peak: 117.7 °C
Onset: 101.9 °C
-0.2
80
70
60
Complex Peak:
Area: 12.94 J/g
Peak: 609.0 °C
Onset: 572.1 °C
Complex Peak:
Area: 21.28 J/g
Peak: 301.1 °C
Onset: 257.6 °C
Complex Peak:
Area: -21.2 J/g
Peak: 352.3 °C
Onset: 314.4 °C
Mass Change: -32.69 %
Mass Change: -22.68 %
Peak: 292.4 °C
Peak: 352.0 °C
50
-0.4
-0.6
Mass Change: -14.80 %
Peak: 415.0 °C
-2
-3
-4
-5
Complex Peak:
Area: 36.57 J/g
Peak: 419.2 °C
Onset: 385.0 °C
-0.8
-6
-1.0
-7
-1.2
-8
40
[1]
30
-9
100
200
300
400
500
600
Temperature /°C
700
800
900
1000
Рисунок 2.3 - ТГ, ДТГ и ДСК – кривые пиролиза дуба.
51
DTG /(%/min)
DSC /(mW/mg)
exo
TG /%
100
[1]
0
0.6
90
Peak: 97.4 °C
80
70
Peak: 434.0 °C
Complex Peak:
Area: 104.6 J/g
Peak: 586.2 °C
Onset: 472.0 °C
0.2
Mass Change: -11.67 %
0.0
Complex Peak:
Area: 11.79 J/g
Peak: 391.0 °C
Onset: 420.5 °C
Complex Peak:
Area: 27.35 J/g
Peak: 326.1 °C
Onset: 252.0 °C
60
-2
0.4
Mass Change: -4.62 %
Complex Peak:
Area: -144.1 J/g
Peak: 103.2 °C
Onset: 50.4 °C Peak: 330.0 °C
-4
Mass Change: -24.48 %
-0.2
-6
Mass Change: -37.48 %
50
Peak: 369.5 °C
-0.4
Complex Peak:
Area: -31.37 J/g
Peak: 369.6 °C
Onset: 357.2 °C
40
-8
-0.6
30
-0.8
-10
[1]
100
200
300
400
500
600
Temperature /°C
700
800
900
Рисунок 2.4 - ТГ, ДТГ и ДСК – кривые пиролиза сосны.
Из представленных зависимостей видно, что качественно все они
имеют сходный вид. Изменение массы образцов в процессе нагрева можно
разбить
на
несколько
соответствующая
характерных
интервалу
областей.
температур
от
Первая
комнатной
до
область,
150°
С,
характеризуется незначительным изменением массы образцов (от 1 до 5 %),
связанным с выходом физической воды с поверхности и из пористой
структуры материала. Далее до температуры примерно 200° С масса
образцов
практически
температуры
не
происходит
меняется.
При
достаточно
дальнейшем
быстрое
повышении
уменьшение
массы,
обусловленное интенсивным выходом летучих и разложением целлюлозных
и гемицеллюлозных составляющих. При достижении температуры порядка
400° С процесс термической деструкции замедляется, уменьшение массы
образцов
связано
преимущественно
с
деструкцией
лигнина.
температурах выше 600°С изменение массы практически прекращается.
При
52
Более наглядно скорость потери массы можно наблюдать, используя
дифференциальную
термогравиметрическую
характеристику
(ДТГ).
Рассмотрим ее на примере образца из дуба (рис. 2.5).
Рисунок 2.5 - ДТГ-кривая пиролиза дуба.
Как было отмечено выше, на ДТГ характеристике отчетливо
прослеживаются 4 пика, каждый из которых в основном может быть
приписан одному из упоминавшихся выше компонентов: выход воды,
термическое
разложение
гемицеллюлозы,
целлюлозы
и
лигнина
соответственно. Естественно, что некоторый относительно небольшой вклад
в каждый пик, приписываемый конкретному компоненту, включает в себя
процесс разложения других компонентов, входящих в состав исходного
сырья. Пики наблюдаются при различных значениях температуры и
характеризуют различную скорость потери массы. Наибольшую скорость
разложения можно наблюдать у целлюлозного компонента (около 1,2 %/°С)
при значении температуры порядка 350 °С. Наименьшую – у лигнина
(примерно 0,1 %/°С) при температуре 410 °С. При этом важно иметь ввиду,
что деструкция лигнина происходит почти на всем диапазоне изменения
температуры и, в некотором роде, мешает идентифицировать другие
53
составляющие исходного продукта, так как частично изменяет профиль
соседних пиков.
В сводной таблице для трех видов древесных образцов (табл. 2.1)
представлены
основные
параметры,
полученные
в
результате
термогравиметрического анализа.
Таблица 2.1
Характеристики различных видов древесных пород, полученные в результате
термогравиметрического анализа.
Материал
Влажность, %
Выход
Угольный
Зола, %
летучих,%
остаток,%
Береза
3
79
17
1
Дуб
1
69
27
3
Сосна
5
73
20
2
Влажность материалов примерно одинакова (не более 5 % от начальной
массы). Ярко выраженное отличие наблюдается в величине угольного
остатка,
представляющего
собой
смесь
углерода
и
минеральной
составляющей образца (золы).
2.3 Обработка результатов термогравиметрического анализа
В текущей работе для интерпретации экспериментальных данных
использовалась схема, состоящая из четырех независимых параллельных
реакций, каждая из которых описывает термическое разложение одного из
компонентов, входящих в состав
исходного сырья
(гемицеллюлоза,
целлюлоза, лигнин, остальное) [13]. Рассматриваемый диапазон температур –
200°С - 1000°С. Изменение концентрации исследуемого образца для одной из
составляющих, связанное с выходом летучих, можно записать в виде:

dCi
n
 ki  Ci
dt
,
(2.1)
где Сi – концентрация i - того компонента в исходном сырье (доля
неразложившегося вещества), ki – константа скорости реакции, с-1; n –
порядок реакции, t – время, с.
54
Процесс
пиролиза
сопровождается
тепло-
и
массопереносом,
обусловленным выделением летучих веществ из биомассы при постоянном
подводе тепла в неизотермических условиях:

dT
, К/с. (2.2)
dt
Это приводит к необходимости учитывать зависимость констант
скорости
реакции
от
температуры.
Константы
скорости
реакции
записывались в Аррениусовском виде:
ki  ko  exp(  E / RT ) , (2.3)
i
i
где koi – предэкспоненциальный множитель, с-1; Еi – энергия активации,
кДж/моль; R – газовая постоянная, кДж/(моль·К); Т – абсолютная
температура, К.
Тогда текущая концентрация компонента в твердой фазе является
решением уравнения (2.1) и находится интегрированием:
 1
 koi  Ei  (1  ni )  1  П ( x) 
Ci  exp 
 ln 1 
  , (2.4)
2
1

n


R

x

exp(
x
)


 
i
где x = Ei/RT, П(х) – регрессионная зависимость с коэффициентом
детерминации R2=0.9999: П(х) = 0,0096 + 1,576/х – 0,9896/х2 .
Потерю массы можно рассчитать, то есть долю компонента от общей
массы, перешедшую в газообразную фазу:
mi  mo  (1  C ) ,
i
i
(2.5)
где moi – массовая доля i - того компонента в исходном продукте.
Используя
выше
вышеприведенные
уравнения,
рассчитываются
кинетические параметры для всех четырех составляющих. Искомыми
параметрами являются E, ko, n, mo.
Суммарный выход летучих из исследуемого образца определяется
сложением массовой доли каждого из четырех компонентов:
55
V
daf
4
  moi
(2.6)
i  1
Ошибка математического описания эксперимента учитывается путем
минимизации функционала по методу наименьших квадратов.
Абсолютная ошибка расчета:

t (V
daf
экс
 V daf расч)2
, где n – число точек. (2.7)
n
Относительная ошибка расчета:

Минимизация
функционала

V
daf
(2.8)
ошибок
проводилась
с
помощью
компьютерной программы DSFD 4 [46] на базе Borland C++ (рис. 2.6).
Методы математического программирования для решения задач
оптимизации, первоначально разрабатывавшиеся и использовавшиеся в области исследования операций, могут быть широко использованы в
инженерных
расчетах.
Поэтому
они
находят
значительное
и
всевозрастающее применение в целом ряде технических дисциплин. Эти
методы решают или пытаются решить следующую задачу:
Найти совокупность значений xn переменных xn, такую, что
f ( xn )=min[f (xn)], n = 1,2,...,N, (2.9)
при ограничениях типа неравенств
g i ( xn )  0 , i =1,2,...,I, (2.10)
и (или) равенств
h j ( xn )  0,
j=1,2,...,J. (2.11)
Кроме того, часто вводятся «боковые», или «областные», ограничения
вида
xnl  xn  xnu ,
(2.12)
где xnl и xnu — соответственно верхний и нижний пределы переменной
xn .
56
Рисунок 2.6 - Вид программы DSFD 4.
Нелинейные
методы
математического
программирования
представляют собой по существу стратегии оптимального поиска. Они
начинают с некоторой произвольно выбранной точки, обычно лежащей в
допустимой области (где удовлетворяются все ограничения) и затем
пытаются
двигаться
к
оптимуму,
используя
локальные
свойства
фигурирующих в задаче функций. По сравнению с общей линейной задачей с
57
ограничениями основная нелинейная задача без ограничений очень сложна.
С
введением
ограничений
трудности
сильно
возрастают.
Особенно
неприятны ограничения типа равенств, так как они строго ограничивают
допустимую область, существенно увеличивая сложность поиска. К счастью,
в техническом проектировании они встречаются гораздо менее часто, чем
неравенства, обращаться с которыми легче. Кроме того, ограничение тина
равенства часто можно исключить, воспользовавшись равенством для
исключения независимой переменной; это уменьшает размерность и степень
трудности задачи [27].
Для тех задач, где все выражения линейны, существуют высокоэффективные методы линейного программирования, надежно отыскивающие
глобальный оптимум за конечное число шагов. Как видно из рис. 2.6,
искомыми значениями переменных являлись 15 значений кинетических
параметров, по 4 для каждого компонента (16-й представлял собой массовую
долю одной из составляющих и находился вычетом из общей массы веса трех
остальных). На экране отображается также значение абсолютной ошибки,
рассчитанной по формуле (2.7). В данном случае она составляет 0,1136; тогда
относительная погрешность по равенству (2.8) равна 0,15 %.
Сопоставление результатов расчета термогравиметрической кривой для
образцов из древесины дуба с экспериментальными данными представлено
на рис. 2.7. Из кривых, представленных на рис. 2.7, видно, что используемая
программа с ошибкой менее 0,5 % описывает термическое разложение
растительного сырья.
материала
из
Более наглядное представление
древесины
дуба
дает
о
деструкции
дифференциальная
термогравиметрическая характеристика, позволяющая оценить скорость
разложения не только всего образца, но и каждого из четырех компонентов,
входящих в его состав (рис. 2.8).
58
Рисунок 2.7 - ТГ-кривая (опытная и расчетная) для древесины дуба.
Рисунок 2.8 - ДТГ-кривые (опытная и расчетная) для древесины дуба.
На представленных кривых (рис. 2.8) видны пики, соответствующие
выходу каждой из четырех составляющих, а также их суммарный вклад в
дифференциальную термогравиметрическую характеристику всего образца.
59
Максимумы выхода по температуре и характер распада гемицеллюлозы,
целлюлозы и лигнина соответствуют данным, полученным в работе. Что
касается выхода четвертого компонента, то его максимум приходится на
интервале температур 410 °С – 430 °С. Наиболее острые пики наблюдаются у
гемицеллюлозы и целлюлозы, а более длительному процессу разложения
(более широкий температурный интервал) подвержен лигнин, деструкция
которого наблюдается в диапазоне 300 °С – 750 °С. Отметим, что и скорость
разложения лигниновой составляющей почти в десять раз меньше, чем у
гемицеллюлозы и целлюлозы.
В
табл.
2.2
приведены
значения
кинетических
параметров,
описывающих термораспад образца из древесины дуба.
Компонент
Таблица 2.2
Кинетические параметры процесса пиролиза древесины дуба.
Гемицеллюлоза Целлюлоза Лигнин Остальное
Предэкспоненциальный
множитель, ln k0
14,99
45,26
0,001
5,795
Энергия активации, Е,
(кДж/моль-1)
Порядок реакции, n
109,6
273,0
58,85
81,79
2,045
1,001
2,487
1,106
Выход летучих, %
32,84
22,38
11,14
4,54
Из табл. 2.2 явно прослеживается, что наибольший вклад в выход
летучих
вносят
два
компонента:
температурные пики относительно
гемицеллюлоза
и
целлюлоза.
Их
невысоки, менее 400 °С, суммарная
относительная доля в исходном продукте составляет больше половины всей
массы. Это позволяет рассматривать их в качестве наиболее энергетически
эффективной
сырьевой
базы
по
сравнению
с
остальными
двумя
составляющими.
Аналогичным образом были обработаны экспериментальные данные
для образцов из березы и сосны.
60
Термогравиметрические и дифференциальные термогравиметрические
характеристики для березы представлены на рис. 2.9 и 2.10; для сосны на рис.
2.11 и 2.12 соответственно.
Рисунок 2.9 - ТГ-кривая (опытная и расчетная) для древесины березы.
Рисунок 2.10 - ДТГ-кривые (опытная и расчетная) для древесины березы.
61
В табл. 2.3 приведены искомые значения кинетических параметров,
описывающих термораспад образца из древесины березы.
Компонент
Таблица 2.3
Кинетические параметры процесса пиролиза древесины березы.
Гемицеллюлоза Целлюлоза Лигнин Остальное
Предэкспоненциальный
множитель, ln k0
17,19
44,62
0,001
5,747
Энергия активации, Е,
(кДж/моль-1)
Порядок реакции, n
119,9
273,8
62,23
79,66
1,263
1,001
4,044
1,001
Выход летучих, %
29,96
37,30
11,86
6,33
Рисунок 2.11 - ТГ-кривая (опытная и расчетная) для древесины сосны.
62
Рисунок 2.12 - ДТГ-кривая (опытная и расчетная) для древесины сосны.
В табл. 2.4 представлены значения кинетических параметров,
описывающих термораспад образца из древесины сосны.
Компонент
Таблица 2.4
Кинетические параметры процесса пиролиза древесины сосны.
Гемицеллюлоза Целлюлоза Лигнин Остальное
Предэкспоненциальный
множитель, ln k0
16,56
49,08
0,001
21,46
Энергия активации, Е,
(кДж/моль-1)
Порядок реакции, n
122,9
299,6
69,25
125,4
2,210
1,001
2,864
1,064
Выход летучих, %
41,43
29,64
11,69
0,58
Отличительной особенностью разложения образца из древесины сосны
по сравнению с дубом или березой является ярко выраженный пик распада
целлюлозного компонента и нечетко проявляющиеся на суммарной кривой
максимумы выхода трех других составляющих. Это является особенностью
ТГ - анализа сосны и многих хвойных пород.
63
Для более наглядного сопоставления кинетических параметров,
соответствующих различным компонентам (гемицеллюлоза, целлюлоза,
лигнин), и рассчитанных из экспериментальных данных для образцов из
различного исходного сырья, результаты обработки сведены в табл. 2.5.
Таблица 2.5
Кинетические параметры пиролиза древесины.
Кинетические
Дуб
Береза
Сосна
параметры
Компонент
Гемицеллюлоза
Целлюлоза
Лигнин
Остальное
ln k0
14,99
17,19
16,56
Е (кДж/моль-1)
109,6
119,9
122,9
n
2,045
1,263
2,210
ln k0
45,26
44,62
49,08
Е (кДж/моль-1)
273,0
273,8
299,6
n
1,001
1,001
1,001
ln k0
0,001
0,001
0,001
Е (кДж/моль-1)
58,85
63,23
69,25
n
2,487
4,044
2,864
ln k0
5,795
5,747
21,46
Е (кДж/моль-1)
81,79
79,66
125,4
n
1,106
1,001
1,064
Из сопоставления данных, представленных в табл. 2.5, следует, что для
целлюлозы
значения всех кинетических параметров весьма близки:
отклонение лежит в диапазоне менее 10%. Для лигнина и гемицеллюлозы
разброс
значений
кинетических
параметров
несколько
больше,
что
объясняется различным химическим строением данных полимеров. Для
четвертого компонента количественный разброс в данных наиболее велик.
Так температурный пик выхода его разложения для сосны равен 250 °С, для
64
дуба – 400 °С. Поэтому не всегда возможно точно идентифицировать его как
воду или другой компонент, отличный от трех выше упомянутых.
2.4 Проведение экспериментов по оценке состава продуктов пиролиза
На рис. 2.13 и 2.14 представлены экспериментальные результаты
исследования состава газа при пиролизе дуба, полученные в ОИВТ РАН [15,
77]. Эксперимент проводился с образцом массой 200 грамм в среде аргона с
темпом нагрева около 10
о
С/мин. Сырье помещалось в специально
сконструированную печь с внешним электрическим обогревом. Отбор газа
производился из верхней части реактора. Кривые состава газа от
температуры получены путем исследования нескольких проб с помощью
хроматографа.
Рисунок 2.13 - Состав газа в зависимости от температуры пиролиза
(экспериментальные данные).
65
Рисунок 2.14 - Объем газа в зависимости от температуры пиролиза
(экспериментальные данные).
Ход экспериментальных кривых хорошо согласуется с расчетными
данными, а также с результатами работ других авторов. К примеру, для
пиролиза биомассы характерно увеличение доли водорода и монооксида
углерода с увеличением температуры в печи, а также рост доли газовой
составляющей в зоне высоких температур. При этом максимальный объем
выделившегося газа составил 0,6 м3 на килограмм исходной древесины, что в
полтора раза меньше расчетных данных при условии термодинамического
равновесия. Это обуславливается как погрешностями измерительного
оборудования, так и низкой эффективностью прогрева засыпки, то есть
невысокой долей переработанного топлива.
Выше перечисленные заключения позволяют сказать, что с ростом
температуры доля горючей составляющей в продуктах пиролиза растет, а
величина углерода, не перешедшего в газообразную фазу, падает. В тоже
время повышение температуры приводит к более высоким затратам на
66
установку с экономической точки зрения. Поэтому данный вопрос
необходимо оценивать с нескольких сторон, делая акцент, в том числе на то,
какой из продуктов пиролиза наиболее важен в конкретном случае.
Полученные экспериментальные результаты в последующих главах
сравниваются с теоретическими расчетами на основе разработанной
методики оценки продуктов пиролиза и газификации биомассы.
2.5 Выводы по главе
1.
Проведен термогравиметрический анализ нескольких образцов
древесных пород с определением влажности, выхода летучих, угольного
остатка и зольности исходного сырья.
2.
Выполнена
обработка
термогравиметрических
кривых
с
рассмотрением независимых параллельных реакций разложения основных
компонентов биомассы и получением кинетических параметров пиролиза
древесины.
3.
Проведено экспериментальное исследование по определению
состава и объема газа, получаемого при пиролизе дуба в инертной среде с
постоянным темпом нагрева.
67
3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОДУКТОВ ПИРОЛИЗА
И ГАЗИФИКАЦИИ БИОМАССЫ
Для оценки энергетического потенциала продуктов термической
конверсии
важно
разработать
математическую
модель,
которая
с
достаточной точностью позволяет выполнять расчет без проведения
дополнительных
экспериментальных
исследований.
Основными
результатами подобного моделирования должны быть состав и объем
горючего газа на выходе из реактора.
3.1 Разработка
математической
модели
и
методики
расчета
параметров термической конверсии углеродсодержащего топлива
Системы уравнений для расчета методами химической термодинамики
равновесного состава многокомпонентной системы по своей записи делятся
на две группы. В одной из них записывается непосредственно условие
экстремальности термодинамического потенциала, в другой используются
выражения, содержащие константы равновесия. При решении уравнений
второй
группы
существенным
является
выделение
независимых
составляющих (базиса), через количества которых выражаются количества
всех остальных составляющих с помощью констант равновесия. В первой же
группе такое выделение не играет особой роли; задача сводится к минимизации некоторой, вообще говоря нелинейной, формы при заданных
ограничениях.
Зельдовичем, а затем Хэнкоком и Моцкиным
было показано, что
система уравнений, определяющих химическое равновесие, всегда имеет
решение, причем это решение является при условии неотрицательности
неизвестных единственным [32, 43].
Изложение основных положений метода проводится согласно работе
[11, 12]. Вывод основных уравнений метода: основные условные обозначения: Т-абсолютная температура, К; - давление, МПа; R- универсальная
газовая постоянная, Джмоль-1 ∙К-1; ∆G - энергия Гиббса, кДж/моль; nj - число
68
молей j-ro компонента в газовой фазе; ni - число молей i-ro компонента в
конденсированной фазе; n - общее число молей в газовой фазе; ̃ - общее
число молей в конденсированной фазе; Кp,i -константа равновесия i-й
реакции; М-общее число компонентов в газовой и конденсированной фазах;
m- число базисных компонентов простых веществ; bj - начальное число
молей j-гo базисного компонента; ft - фазовый признак (газ, жидкость,
твердый) компоненты i.
Допустим, что система состоит из газовой и конденсированной фаз и
содержит М компонентов, из которых М-т - сложные вещества Dj(j= 1,2, ...,
М-т), a m- простые dt (/ = 1, 2, ..., т), и компоненты содержат в своем составе
т типов атомов
(1 = 1,2, ..., т) различных сортов. Тогда связь между брутто-
формулами всех компонентов и образующими их атомами можно
представить в виде матричного уравнения:
[
[
]
[
]
(3.1)
]
где D=|Dj| —вектор компонентов; =| j| J —вектор сортов атомов; А' =
|а'ij| - прямоугольная матрица М·т, которая называется «атомной матрицей»;
d = | dij| - вектор простых веществ.
В общем случае с помощью атомной матрицы вектор компонентов D
=|Dj| можно представить и в другом базисе, например, в базисе простых
веществ di:
69
[
[
]
[
]
(3.2)
]
При этом матричные элементы матрицы А = |mji| будут представлены
соответствующими
стехиометрическими
коэффициентами
реакций
образования соединений D, из базисных компонентов d.
(3.3)
Если некоторый компонент D находится в газовой фазе, то константа
равновесия Кр реакции, согласно закону действующих масс, будет
определяться по формуле:
∏
̂
∏
(3.4)
̂
̂
Если компонент D находится в конденсированной фазе, то
∏
̂
∏
(3.5)
̂
̂
где
∑
∑
̂
∑
∑
̂
∑
∑
̂
̂
̂
∑̂
∑̂
(3.6)
∏
∏
(3.7)
(3.8)
Для определения nD по единой формуле введем в рассмотрение признак
fq, характеризующий фазу (газовую или конденсированную), в которой
находится компонент q.
Примем, что:
- fq =1, если компонент находится в газовой фазе;
- fq =0 , если компонент находится в конденсированной фазе.
Тогда, обозначив
∑
(3.9)
70
и
∑
(3.10)
получим общую формулу:
̂
∏
(3.11)
Учитывая, что
(3.12)
при заданной температуре Т и давлении Р число молей сложных
компонентов nq(q = 1,2, ..., М -m) можно вычислить, если известно число
молей базисных компонентов nl (l = 1, 2,…,m). В случае М-компонентной
двухфазной системы, имеется М+2 неизвестных. Из них М - т неизвестных
характеризуют числа молей сложных компонентов, т неизвестных - числа
молей базисных компонентов, еще два неизвестных - п и ̃ - общее число
молей компонентов в газовой фазе и общее число молей в конденсированной
фазе соответственно. Следовательно, для однозначного определения числа
молей всех М компонентов в системе необходимо иметь М +2 уравнений, а
М - т уравнений даются соотношениями определенными выше. Еще т
уравнений отражают условие сохранения материального баланса по
базисным компонентам
∑
(3.13)
и два уравнения следуют из условий нормировки:
∑
∑
(3.14)
̂
(3.15)
Таким образом, получаем систему М +2 нелинейных уравнений, с М +2
неизвестными: nj (j= 1, 2, …, M), n, ̃ .
Решение системы нелинейных уравнений. Для решения системы
нелинейных уравнений удобно представить их в логарифмическом виде:
(
)
̂
∑
(3.16)
где q= 1,2, ...,М - т.
Затем следует провести линеаризацию функций ln(n j), In(n) и In( ̃ ),
71
разложив их в ряд Тейлора вблизи начальных точек n i, п и п° с дальнейшим
применением метода Ньютона - Рафсона [43]:
(
)
(3.17)
(3.18)
̂
После
некоторых
̂ ̂
̂
(3.19)
̂
преобразований
получим
систему
линейных
уравнений, которая в матричном виде удобной для программирования
записывается следующим образом.
(3.20)
[
̂ ]
][
[
]
Матричные элементы матрицы W = || Wif || равны:
∑
̂
(3.21)
∑
(3.22)
∑
∑
(3.23)
∑
∑
∑
(3.24)
∑
∑
̂ (3.25)
∑
(3.26)
∑
∑
(3.27)
Обозначив вектор неизвестных через X, находим:
(3.28)
С помощью найденных поправок к логарифмам вычисляются новые
значения переменных
(3.29)
̂
(
̂
)
(
̂
)
(
(3.30)
) (3.31)
72
где k - номер итерации. Для каждой итерации вычисляются:
∑
̂
{
̂
[
] (3.33)
[
̂ ] (3.34)
} (3.32)
Затем строится функция Z:
∑
∑
∑
∑
̂
(3.35)
Итерации повторяют до тех пор, пока не выполнится условие:
̂
(3.36)
где ξ - требуемая точность расчета.
Таким образом, расчетная схема метода сводится к следующему:
• задаются исходные данные: температура Т, давление Р, атомная
матрица A =|aij|, ΔG, и fi всех компонентов, начальные значения числа молей
m-базисных компонентов bj;
• в качестве начальных приближений берутся значения (при отсутствии
одной из фаз (газовой или конденсированной) следует предусмотреть обход
логарифма нуля)
(
)
( )
∑
̂
[∑
] (3.37)
- итерационная процедура проводится до выполнения условия
сходимости;
- результатом расчета являются числа молей всех компонентов n, (i =
1,2, ..., М), а также значения n.
Отметим еще два возможных способа определения числа молей
компонентов при равновесии.
Первый способ - нахождение безусловного минимума функции Z,
например, методом Хука-Дживса [33, 36, 59]. В данном случае расчетная
схема метода предельно упрощается, т. е. достаточно сформировать функцию
Z и использовать программу минимизации по методу Хука-Дживса. При этом
для счета потребуется чуть больше времени, чем в случае применения метода
73
Ньютона-Рафсона.
Второй способ - модифицированный вариант метода Ньютона-Рафсона.
Из входящих в функцию Z
слагаемых составляется система из т+2
уравнений:
̂
(3.38)
Далее составляется матричное уравнение:
[
[
]
]
(3.39)
[
]
̂
(3.40)
(3.41)
δ - малое приращение аргумента (например, δ ~ 0,0001). Новые
значения nj определяются по формуле nj = n° + Δnj, и итерации продолжаются
до тех пор, пока не выполнится условие сходимости. Этот способ интересен
тем, что нет необходимости использовать логарифмы, кроме того,
упрощается вычислительная схема метода в целом.
В литературе существуют различные варианты расчета равновесного
состава химических реакций [19, 39, 41]. Например, в работе [39]
равновесный
состав
многокомпонентной
системы
определяется
по
максимуму энтропии, в [14] для четырехкомпонентной системы по
минимуму свободной энергии Гиббса и т.д. Для расчета по предложенному
методу необходимо в качестве исходных данных задавать значение энергии
Гиббса для каждого компонента реакции. Для малых по размеру молекул они
хорошо известны из литературы [42].
Методы
химической
термодинамики
позволяют
рассчитать
равновесный состав продуктов пиролиза органического сырья при заданных
значениях температуры, давления, элементного состава исходного материала.
Результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, что
74
придаёт особую важность этим методам, позволяющим быстро с помощью
компьютера моделировать процесс и определять условия максимального
выхода
продуктов
распада
органического
сырья. Для
исследования
равновесного состава процесса пиролиза биомассы при фиксированных
значениях температуры и давления следует рассматривать реакцию
бескислородной конверсии:
(3.42)
Число молей простых веществ (базисных компонентов), которые
задаются в качестве исходной информации, определяется, исходя из
элементного состава образца. Целевой функцией оптимизации является
дифференциал энергии Гиббса, который в равновесном состоянии равен
нулю.
(3.43)
с дополнительными условиями:
M
 a ji ni  b j , ( j  1,2,..., m,)
i 1
M
n
i 1
i
n 0
где Gi - энергия Гиббса, Дж/кг, ni - число молей i - ого компонента, n
0
- общее число молей в системе, Р - абсолютное давление, Па, aji стехиометрические коэффициенты реакции образования компонент из
атомов, m - число сортов атомов и bj - исходное число молей j-ого сорта
атома в системе.
Для
исследования
равновесного
состава
процесса
газификации
биомассы при фиксированных значениях температуры и давления с учётом
состава дутья следует рассматривать реакцию:
(3.44)
где [биомасса] – исходная биомасса, которая состоит из влаги,
минеральных компонентов и органической массы (ОМБ); α1, α2, α3 – масса
биомассы, воды и воздуха соответственно, г.
75
Для простоты учтём в биомассе только органическую массу [ОМБ].
Тогда можно записать в виде:
(3.45)
Числа молей простых веществ (базисных компонентов), которые
задаются в качестве исходной информации, как для процесса газификации,
так и для пиролиза, будут определяться формулами:
nC0   1
C
;
100mC
2 2 
1  H
;
n H0 2   1

2  100mH 2mH  mO 
3
2
1  O
nO0 2   1 

2  100mO 2mH  mO mO  3,762m N
1  N
3,762
n N0 2   1

2  100m N mO  3,762m N
1  S
n S0   1
2
2  100m S

;


;



,
где mi – атомная масса атома i; H, C, O, N, S – содержания
соответствующих атомов в ОМБ, %.
Предполагается, что суммарное содержание атомов в составе ОМБ
нормировано на 100%. После определения числа молей компонентов
равновесия ni вычисляются два параметра, характеризующие эффективность
процесса:
теплота сгорания компонентов газовой фазы –
M
Qсгор (T )   ni f i qi (T )
(3.46)
i 1
где qi – теплота сгорания компонента i;
тепловой эффект процесса газификации –
Qпроц (T )   nnравн
H i (T )   n 0j H j (T )
i
i 1
j 1
где n 0j – число молей исходных веществ: ОМБ, H2O и воздуха;
(3.47)
76
H j – их теплоты образования; ni и H j – аналогичные величины для
образовавшихся продуктов.
На рис. 3.1 представлен алгоритм расчета параметров термической
конверсии
топлива,
реализуемый
в
методике
расчета
параметров
термической конверсии углеродсодержащего топлива, а также программном
комплексе Fuel Thermal Conversion (FTC), составленном на ее основе в среде
Maple. В данном программном комплексе рассчитываются системы
уравнений для оценки равновесного состава многокомпонентной системы.
Для расчета используются методы химической термодинамики, содержащие
константы равновесия. При решении данных уравнений существенным
является выделение независимых составляющих (базиса), через количества
которых выражаются количества всех остальных составляющих. Число
молей простых веществ (базисных компонентов), которые задаются в
качестве исходной информации, определяется, исходя из элементного
состава образца. Целевой функцией оптимизации является дифференциал
энергии Гиббса, который в равновесном состоянии равен нулю.
Входными данными для программного комплекса FTC (Приложение 1)
является следующая информация вводимая пользователями системы в ходе
работы:
-
виды
сырья,
его
технический
анализ:
элементный
состав
органической массы, содержания влаги и золы;
- расходы сырья и паровоздушного дутья;
-
значения
температуры
и
давления
в
зоне
реакции
газификатора/пиролизера.
Выходными данными являются:
- материальный и тепловой баланс газификатора/пиролизера;
- объем и состав полученных продуктов термической конверсии.
77
Рисунок 3.1 - Алгоритм расчета параметров термической конверсии топлива.
Для расчета параметров термической конверсии топлива решаются
следующие задачи:
1.
Построение матрицы данных всех компонентов сырья на основе
элементарного анализа.
2.
Оценка
максимального
количества
молей
окислителя,
78
необходимого для полного сгорания единицы массы топлива.
3.
Расчет
энергии
Гиббса
системы
и
минимизация
ее
дифференциала.
4.
Составление уравнений материального баланса.
Основными результатами расчета являются:
1.
Состав и доля каждого продукта термической конверсии
2.
Объем и теплота сгорания газовой фазы;
3.
Эффективность процесса термической конверсии;
4.
Материальный баланс установки.
3.2 Оценка равновесного состава газа, его объема и теплоты сгорания
при пиролизе
Для определения состава продуктов пиролиза исходными величинами
являлись элементный состав образца (табл. 3.1), температура и давление в
экспериментальной установке.
Образец
С
H
O
N
Таблица 3.1
Элементарный состав дуба.
S
A
W
Qpн,
МДж/кг
_
0.02
1.59
17,76
Дуб
48.61
5.83
43.36
0.59
сухой
Помимо состава газа, в процедуре определяется теплота сгорания
смеси, её объем, и при составлении материального баланса, зная число молей
углерода в угольном остатке, можно рассчитать его долю от начальной
массы. Результаты расчета для дуба представлены в табл. 3.2. На рис. 3.2
показан ход кривых по температуре, соответствующих теплоте сгорания газа
на кубометр и килограмм исходного образца, а также объемный выход газа
на единицу массы дерева; на рис. 3.3 – расчетный состав газа в зависимости
от температуры пиролиза.
79
Температура, ◦С
СО, %
Н2,%
СН4,%
СО2,%
Н2О,%
Прочие (N2), %
Доля угольного остатка, %
Массовая доля газа, %
Масса газа, кг/кг
Qгаз, МДж/м3
Плотность газа, кг/м3
Vгаз, м3/кг
Qотн, МДж/кг
Qуг.ост., МДж/кг
Qсум, МДж/кг
Таблица 3.2
Равновесный состав продуктов пиролиза дуба.
700
800
900
1000
43
48
48
48
41
46
49
50
7
3
2
1
5
1
3
1
1
1
1
1
15,89
15,64
15,22
14,96
77,28
77,53
77,95
78,21
0,773
0,775
0,779
0,782
12,39
12,14
11,62
11,22
0,759
0,703
0,670
0,664
1,018
1,103
1,162
1,177
12,616
13,394
13,508
13,210
5,019
4,940
4,793
4,725
17,635
18,334
18,301
17,935
Рисунок 3.2 - Изменение теплоты сгорания и объема пиролизного газа в
зависимости от температуры: 1 – Qотн, 2 – Qгаз, 3 – Vгаз.
80
Рисунок 3.3 - Состав газа в зависимости от температуры пиролиза (расчетные
данные).
По результатам табл. 3.2 и рис. 3.2, 3.3 можно говорить о росте доли
синтез-газа (смеси монооксида углерода и водорода) и уменьшению
содержания метана в газообразной фазе с ростом температуры. Это приводит
к некому понижению теплоты сгорания продуктов пиролиза. Однако с
повышением температуры растет общий объем газовой фазы, отнесенный к
массе начального образца, а также уменьшается доля паров воды,
углекислого газа в смеси и величина угольного остатка. В связи с этим растет
теплота сгорания пиролизного газа на массу исходной древесины, максимум
этой кривой достигается в температурном диапазоне 825 °С – 875 °С.
Соответственно, данный участок является наиболее благоприятным с точки
зрения максимальной теплоты сгорания газа [83].
На рис. 3.4 проведено сопоставление экспериментальных (рис. 2.13) и
расчетных (рис. 3.3) данных процесса пиролиза дуба в инертной среде при
одинаковых режимных параметрах (давление – 1 атм, скорость нагрева –
10 С/мин).
81
Рисунок 3.4 – Состав газа в зависимости от температуры пиролиза (сплошные
линии – расчет, символы – эксперимент).
Газовые составляющие, представленные на рис. 3.4 имеют схожий
качественный характер при сопоставлении расчета равновесного состава и
эксперимента. Исключением составляет лишь монооксид углерода, у
которого в эксперименте по сравнению с теорией наблюдается более крутой
рост объемной доли от температуры. Кривые выхода водорода и метана
имеют также удовлетворительное качественное подобие. В интервале 825 °С
– 875 °С отличия данных по их объемным долям составляют не более 5-7 %.
Количество монооксида углерода в эксперименте ниже на 20-30%, чем в
расчете, при этом для прочих компонентов, преобладающим из которых
является диоксид углерод, наблюдается обратное соотношение. Таким
образом, в реальных условиях может наблюдаться окисление углерода с
образованием СО2 в больших количествах по сравнению с расчетом
химического равновесия.
Для образца из древесины был проведен расчет процесса пиролиза с
учетом выхода ароматических соединений (рис. 3.5), которые в случае
конденсации могут приводить к забиванию рабочих полостей пиролизера
82
жидкими фракциями тяжелых углеводородов и, как следствие, аварийному
останову всего агрегата.
Рисунок 3.5 – Состав газа при пиролизе древесины с учетом выхода
ароматических соединений.
При пиролизе древесины наибольший вклад в процесс образования
ароматических соединений вносят С24Н12 (коронен) и С6Н6 (бензол) (рис. 3.6),
доли остальных компонентов, включая бензапирен значительно меньше.
Рисунок 3.6 – Зависимость выхода ароматических углеводородов от
температуры пиролиза.
83
Представленные зависимости показывают, что доля ароматических
углеводородов при температурах 850 – 900 С не превышает 0,5 % по объему
и 9 % по массе, а с увеличением температуры до 1000 С их концентрация
снижается до минимальных значений. Это позволяет рассматривать
увеличение температуры в качестве положительного фактора для снижения
выхода ароматических соединений.
3.3 Оценка равновесного состава газа, его объема и теплоты сгорания
при газификации
Процесс газификации зависит от многих факторов, влияющих на
состав получаемого газа и его теплоту сгорания. В связи с этим до сих пор
отсутствует единая общепринятая классификация методов осуществления
рассматриваемого процесса. Ниже приведен один из возможных вариантов
классификации [5, 16].
-
По виду дутья (газифицирующего агента): воздушное, воздушно-
кислородное, паровоздушное, парокислородное.
-
По давлению: при атмосферном давлении, при повышенном
давлении.
-
По размеру частиц топлива: газификация крупнозернистого
(кускового), мелкозернистого и пылевидного топлива.
-
По
конструктивным
особенностям
реакционной
зоны:
в
неподвижном плотном слое топлива, в псевдоожиженном слое топлива, в
пылеугольном факеле.
-
По способу выведения золы: в твердом виде, в виде жидкого
шлака.
-
По способу подвода тепла: при частичном сжигании топлива в
газогенераторе, при смешении топлива с предварительно нагретым твердым,
жидким или газообразным теплоносителем (регенеративный нагрев), при
подводе тепла через стенку аппарата (рекуперативный нагрев).
84
-
По назначению получаемого газа: получение газов с заданной
теплотой сгорания (низкой — до 6700 кДж/м3, средней — от 12000 до 18000
кДж/м3 и высокой — от 30000 до 35000 кДж/м3); получение газов заданного
состава.
-
По способу обогащения конечного газа метаном: безостаточная
газификация топлива в СО, СО2 и Н2 в сочетании с отдельной стадией
метанирования СО и СО2 водородом; газификация с полным выделением
летучих
и
максимальным
образованием
метана
в
слое
топлива;
гидрогазификация.
Состав газа зависит от параметров газификации, газифицирующих
реагентов и структурно-химических параметров самой биомассы [92]. Газ –
продукт газификации – используется в следующих направлениях:
 Низкокалорийный (Q = 3,8 ÷ 7,6 МДж/м3) – в качестве топлива;
 Среднекалорийный (Q = 10 ÷ 16 МДж/м3) – в качестве синтез-газа
для химической промышленности;
 Высококалорийный (Q > 21 МДж/м3)
в качестве заменителя
природного газа.
Существует несколько вариантов процесса газификации.
Процесс Лурги: газификация медленно движущегося слоя топлива в
потоке кислорода и водяного пара при давлении P = 2  3 МПа и температуре
t = 950  1100 ºС.
Процесс Винклера: газификация топлива в псевдоожиженном слое при
P  0,4 МПа, t = 800 ÷ 1100 ºС, диаметр частиц топлива  10 мм.
Процесс Копперс – Тотцека: газифицируется топливная пыль, к
качеству особых требований нет. Процесс идёт под давлением в потоке
кислорода при t = 1500 ÷ 1600 ºC и при подаче водяного пара 0,05 ÷ 0, 5 кг/кг.
На рис. 3.7 - 3.10 представлены расчетные зависимости состава газа от
расхода воздуха и пара, а также от температуры и давления в реакторе
непрерывной газификации. После ряда итераций по каждому из четырех
независимых
параметров,
были
определены
оптимальные
значения,
85
соответствующие температуре 925 С, давлению 20 атм, расходу воздуха 1,7
кг/кг биомассы и расходу пара 0,5 кг/кг биомассы. Соответственно, рис. 3.7 –
3.10 представляют результаты варьирования одного из этих параметров при
неизменных численных значениях для оставшихся трех характеристик.
Как видно из графика 3.7, варьирование расхода воздуха существенно
влияет на состав газа. Объемная доля горючих газов Н2, СО и СН4 снижаются
на 2,5, 3,3 и 5,5% соответственно. При этом содержание Н2О увеличивается
на 8%. Так же стоит отметить существенное сокращение теплоты сгорания
смеси - 26%, при увеличении количества подаваемого в камеру воздуха
почти в полтора раза. Согласно рис. 3.8 изменение расхода пара при
газификации в небольших пределах мало влияет на состав получаемого газа.
Однако рост количества пара при
термической конверсии биомассы
приводит к снижению теплоты сгорания газа.
Рисунок 3.7 - Состав газа в зависимости от расхода воздуха при газификации.
86
Рисунок 3.8 - Состав газа в зависимости от расхода пара при газификации.
На
рис.
3.9
и
3.10
представлены
расчетные
характеристики
зависимости состава газа от температуры и давления в камере непрерывной
газификации.
Рисунок 3.9 - Состав газа в зависимости от температуры при газификации.
87
Рисунок 3.10 - Состав газа в зависимости от давления при газификации.
По результатам расчета на рис. 3.9 можно судить о заметном влиянии
температуры на продукты газификации. Так, с ростом этого параметра
наблюдается заметное увеличение доли горючих составляющих, водорода и
монооксида углерода. При этом, содержание метана в газе уменьшается, но
общий объем выделившегося газа растет, так же как и его теплота сгорания.
Важно отметить, что при увеличении температуры в камере газификации с
650 оС до 950 оС, химическая энергия газа возрастает почти в полтора раза.
Как следует из рис. 3.10, давление в реакторе оказывает существенно
меньшее влияние на процесс, чем температура. С увеличением давления
наблюдается рост балластных составляющих: азота, углекислого газа и паров
воды. Также растет доля метана, однако за счет снижения выхода водорода и
монооксида углерода, теплота сгорания смеси уменьшается, наряду с полным
объемом выделившейся газообразной фракции. Несмотря на это важно
отметить, что увеличение номинального давления в реакторе приводит к
снижению его габаритных размеров и, как следствие, удешевлению
стоимости всего агрегата.
88
Данный
применяется
метод
при
расчёта
и
компьютерная
термодинамических
программа
исследованиях
широко
углехимических
процессов [12].
3.4 Сравнение теоретических расчетов термической конверсии с
литературными данными
При
проверке
теоретических
расчетов
необходимо
проводить
сравнение с другими авторами по основным параметрам работы реакторов
термической конверсии, среди которых важнейшим является состав газа при
одинаковых режимах эксплуатации (давление и температура в зоне реакции).
В статье [103] исследователи проводят эксперименты с химически
выделенным лигнином, полученным из стебля бамбука. Исследователи
наблюдают увеличение выхода монооксида углерода с ростом температуры
пиролиза на всем интервале эксперимента, от 300 °С до 900 °С, особенно в
зоне разложения свыше 500 °С. С помощью хроматографического анализа
также идентифицируется небольшое образование (менее 2% от объема газа)
С2Н4 и С2Н6 при температурах более 700 °С (рис. 1.8).
Представленные данные хорошо согласуются с результатами расчета
по предложенной ранее методике, представленной для процесса пиролиза на
рис. 3.3 как с точки зрения количественного состава газа при разных
значениях температур, так и в качественном отношении. К примеру, на рис.
1.8 и 3.3 увеличение температуры приводит к росту доли выхода водорода и
монооксида углерода, причем у водорода кривая идет значительно круче.
Также в зоне температур свыше 700 °С наблюдается уменьшение количества
метана.
В итоге по окончании эксперимента при 900 °С доли жидкой, твердой и
газообразной фазы соответственно равны – 40:30:30 % (рис. 1.9). Результаты
расчета, представленные в табл. 3.1 и на рис. 3.2 подтверждают
экспериментальные данные с точки зрения увеличения степени конверсии
твердой и жидкой фазы в газообразную при нагреве образца. Т.е. с ростом
89
температуры наблюдается преобладание газовой фракции над остальными
продуктами пиролиза.
В работе [106] проводятся исследование влияния температуры
пиролиза древесных опилок при наличии катализатора на состав и
распределение массовых фракций после реактора термической конверсии
(рис. 3.11).
Рисунок 3.11 – Фазовое распределение газа в зависимости от
температуры и наличия катализаторов.
Соответственно, наблюдается тенденция роста газовой фазы от
температуры вне зависимости от наличия катализаторов в системе, что
согласуется с данными, полученными при расчете с помощью разработанной
методики и представленными в табл. 3.1 и на рис. 3.2. При 800 °С доля
летучих при пиролизе биомассы достигает 80% и более, что подтверждается
термогравиметрическим анализом древесины (табл. 2.1).
Авторы статьи [81] проводят экспериментальные исследования состава
газа для различных видов биомассы при газификации воздухом расходом 200
мл/мин и температуре 800 °С. На рис. 3.12 приведены результаты анализа
состава газа для различных видов биомассы.
90
Рисунок 3.12 – Результаты хроматографического анализа газа при
газификации различных видов биомассы.
Результаты настоящего расчета процесса газификации древесины в
воздушной среде отображены на рис. 3.7. Расчетные величины в качественно
соотношении близки к рис. 3.12. Преобладающими горючими компонентами
являются водород и монооксид углерода, при этом доля диоксида углерода
также значительна. Количественное отличие в процентном соотношении
каждого компонента обусловлено отличиями в элементном составе для
разных видов биомассы.
Рисунок 3.13 – Исследование влияния температуры и расхода воздуха
на выход монооксида углерода при газификации биомассы.
91
В статье [70] исследуется влияние температуры и расхода воздуха и
пара на продукты газификации биомассы (отходов сельского хозяйства).
Как показано на рис. 3.13, увеличение температуры однозначно
приводит к росту доли монооксида углерода в продукта термической
конверсии. С теоретической точки зрения это обосновывается увеличением
доли углерода, перешедшего в газообразную фазу из твердой и/или жидкой
фракции. В зоне высоких температур в образовании монооксида углерода
преимущественно участвует кислород, содержащийся в биомассе, поэтому
рост расхода окислителя приводит к горению угарного газа и уменьшает
выход СО после реактора газификации.
Рисунок 3.14 - Исследование влияния температуры и расхода воздуха
на выход водорода при газификации биомассы.
Напротив,
в
случае
низкотемпературной
конверсии
большее
количество дутьевого агента способствует увеличению объема газа. На рис.
3.14 приведены схожие результаты по исследованию выхода водорода.
Аналогичная тенденция наблюдается и для расчетов в данной диссертации
92
(рис. 3.9), где рост температуры увеличивает выход горючих компонентов
сырья. Причем, как подтверждается многими литературными источниками,
данная зависимость характерна для всех видов биомассы.
Авторы работы [108] рассматривают научные и технические аспекты
создания автономной установки по газификации органического сырья
различного происхождения. В качестве образцов исследуются сосна, дуб,
навоз и картон, которые участвуют в процессе непрерывной конверсии при
температуре 800 °С и атмосферном давлении. Предполагаемая электрическая
мощность установки составляет 28,3 кВт. Авторы наряду с экспериментом
проводят теоретические расчеты состава газа, основываясь на достижении
термодинамического равновесия всей системы (рис. 3.15).
Рисунок 3.15 – Сравнение экспериментальных и расчетных данных в
статье [108] .
Как следует из рис. 3.15, результаты эксперимента по количественному
составу
газа
уступают
аналогичным
расчетам,
что
обусловлено
естественными погрешностями при исследованиях и недостижимостью на
практике равновесного состояния системы. Эти данные целесообразно
сопоставлять с результатами расчета газификации древесины, выполненные с
помощью разработанной методики (рис. 3.9): при значении температуры 800
°С газ имеет в своем объеме 22% водорода и 2% метана. Аналогичные
расчеты на рис. 3.15 показывают следующие результаты: сосна (20,20 %
водорода и 0 % метана), дуб (22,17 % водорода и 0% метана). Таким образом,
несовпадения в расчетах не превышают 2 %, что свидетельствует о высокой
точности методики, представленной в настоящей работе.
93
По результатам сравнения теоретических расчетов термической
конверсии с литературными данными, включающим показатели работы
реакторов термической конверсии биомассы можно сделать следующие
выводы:

Предложенная
фундаментальных
методика
законов
расчета
химической
разработана
физики
и
на
основе
технической
термодинамики с привлечением наиболее эффективных алгоритмов и
программных средств, имеет высокую точность, подтверждаемую по данным
открытых источников и позволяет, не проводя заново лабораторных
испытаний, оценивать влажность, выход летучих и величину угольного
остатка исследуемого образца;

Сопоставление теоретических расчетов и литературных данных
при одинаковых режимах эксплуатации реактора термической конверсии
(давление, температура в зоне реакции, расход дутьевого агента) доказывает
высокую точность разработанной методики. Отклонения в количественном
отношении равновесного состава газа и его объема находятся в пределах не
более 5 % по сравнению с работами других ученых. Данное отклонение
может
быть
обусловлено
неоднородностью
химического
строения
исследуемых образцов, а также отличиями в экспериментальных результатов
в зависимости от типа и погрешности используемого лабораторного
оборудования;

Результаты расчетов состава получаемого газа в зависимости от
режимов эксплуатации реактора термической конверсии, выполненные с
помощью настоящей методики, отображают качественные тенденции
влияния режимных параметров на продукты пиролиза или газификации. В
частности, путем сопоставления с расчетами других специалистов показано,
что увеличение температуры биомассы в камере реакции приводит к росту
доли выхода водорода и монооксида углерода, причем у водорода кривая
идет значительно круче, а в зоне температур свыше 700 °С наблюдается
уменьшение количества метана. Также доказано, что с ростом температуры
94
наблюдается преобладание газовой фракции над остальными продуктами
пиролиза;

Показано, что в зоне высоких температур в образовании
монооксида углерода при газификации твердого топлива преимущественно
участвует кислород, содержащийся в сырье, поэтому рост расхода
окислителя приводит к горению угарного газа и уменьшает выход СО.
Данное
утверждение
подтверждается
аналогичными
результатами
в
открытых источниках информации.

Разработанная
методика
имеет
высокую
математическую
точность и может применяться как для моделирования процессов пиролиза,
так и газификации любого твердого органического топлива при заданных
режимных параметрах реактора непрерывной конверсии.
3.5 Сопоставление теоретических расчетов процесса газификации с
результатами экспериментальных исследований
В настоящей работе проведено сравнение теоретических расчетов и
результатов экспериментальных исследований на установке непрерывной
газификации твердого топлива кафедры ЭВТ НИУ МЭИ, оснащенной
следующим оборудованием:
- Газогенератор тепловой мощностью до 50 кВт с возможностью
развития температуры в зоне горения до 1800ºС.
- Циклон очиститель: расход газа не менее 2 м3/час;
- Холодильник: температура газа на входе 250-300ºС;
- Воздуходувка: максимальный расход воздуха 120 м3/час;
- Горелка: мощность горелки – сжигание до 120 м3/час газа;
- Смесительное устройство: возможность обеспечения α от 0,4 до 1,1;
- Двигатель внутреннего сгорания – 20-40 кВт электрической энергии,
предназначенный для газификации древесины, резины и пластмассы из
состава ТБО с получением генераторного газа для выработки тепловой и
электрической энергии с возможностью ведения процесса при t = 600-1300
95
ºС, удельной тепловой нагрузке не менее 0,1 МВт/м3, при qF = 500-1000
кг/м2∙ч. Исходные данные и результаты эксперимента представлены в табл.
3.3, 3.4 соответственно.
Таблица 3.3
Входные параметры экспериментального стенда.
Вид сырья
Размер куска, мм
Влажность, %
Зольность, %
Нр , %
Ср, %
Np , %
Op , %
Sp, %
Коэффициент расхода окислителя
Низшая теплота сгорания сырья,
кДж/кг (кВт∙час/кг)
Расход сырья, кг/ч
Расход дутьевого воздуха, м3/кг
Расход пара
Давление в газификаторе, кПа
Температура в зоне реакции, ºС
Древесина
50∙100
10,0
0,38
5,43
45,86
0,11
38,22
0,0
0,5
16579
(4,016)
5
2,125
102
900-1000
Резина
100∙100
5,0
11,6
5,3
65,0
0,5
12,6
0,0
0,5
25800
(7,16)
2,75
3,386
102
900-1000
Пластмасса
100∙100
8,0
10,6
7,8
55,1
0,9
17,6
0,0
0,5
24370
(6,78)
3
3,196
102
900-1000
Таблица 3.4
Выходные параметры экспериментального стенда.
Вид сырья
Объем полученного газа, м3/кг
Температура полученного газа, ºС
Давление полученного газа, кПа
Состав
СН4
полученного
СО
газа, %
Н2
СО2
Н2 О
N2
SO2
Содержание влаги в газе, м3/кг
Содержание смол, г/м3
Содержание частиц, г/м3
Низшая теплота сгорания
генераторного газа, кДж/м3
(Qфгг+Qхгг)/Vгг
КПД электрическое, %
Древесина
3,268
850
102
5,781·10-4
14,972
12,336
11,219
10,078
51,395
0,0
0,329
До 0,5
До 0,1
4522,34
Резина
4,548
950
102
1,595·10-4
20,995
10,311
5,725
4,109
58,899
0,0
0,187
До 0,5
До 0,1
5252,2
Пластмасса
4,533
950
102
1,409·10-4
16,13
13,475
6,558
7,991
55,846
0,0
0,362
До 0,5
До 0,1
4956,32
17,79
17,9
17,15
96
Исходными параметрами для расчета процесса газификации с
помощью разработанной методики были: элементный состав сырья,
режимные параметры (температура, давление) и коэффициент дутья.
Результаты расчета и сопоставления, представлены в табл. 3.5.
Таблица 3.5
Результаты сопоставления теоретических расчетов и эксперимента.
Вид сырья
Температура
газа, ºС
Давление газа,
кПа
Коэффициент
дутья (воздух)
Объем
полученного
газа, м3/кг
Состав
СН4
газа, %
СО
Н2
СО2
Н2 О
N2
SO2
Химическая
энергия газа,
отнесенная к
массе исходного
сырья, кДж/кг
Древесина
Экспер.
Расчет
850
Резина
Экспер.
Расчет
950
Пластмасса
Экспер.
Расчет
950
102
102
102
0,5
0,5
0,5
3,27
3,53
4,55
5,05
4,53
5,01
5,781·10-4
0,0
1,595·10-4
0,0
1,409 ·10-4
0,0
14,97
12,34
11,22
10,08
51,39
0,0
10531,0
16,01
11,25
10,26
10,71
51,77
0,0
11419,2
20,99
10,31
5,72
4,11
58,89
0,0
17126,6
20,92
10,02
5,69
4,04
59,33
0,0
18806,5
16,13
13,47
6,56
7,99
55,85
0,0
15803,8
16,12
13,04
6,53
7,83
56,48
0,0
17240,6
Результаты расчета газификации с использованием предложенной
методики
моделируют
равновесный
процесс
термической
конверсии
твердого углеродсодержащего топлива. Рассчитанный состав, объем и
химическая
энергия
газа
соответствуют
максимально
возможным
характеристикам продукта в случае, если бы реакция протекала бесконечно
длительное время. Параметры газа, полученные на экспериментальном
стенде уступают аналогичным расчетным величинам как с точки зрения
количества газа, так и его химической энергии. Эти расхождения
обусловлены наличием погрешностей экспериментальных исследований, т.е.
97
невозможностью на практике достичь идеальных показателей газа, которые
рассчитываются теоретически.
В следующей главе рассматриваются вопросы выработки тепловой и
электрической энергии с использованием газа, получаемого при термической
конверсии биомассы.
3.6 Выводы по главе
1.
Разработана математическая модель термической конверсии
твердого топлива, которая позволяет оценивать газообразные продукты и
химическую энергию газа, не проводя заново лабораторных испытаний.
2.
Создан
программный
комплекс
Fuel
Thermal
Conversion
(Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №
2013660842 от 20 ноября 2013), рассчитывающий равновесный состав газа
при заданных режимных параметрах
3.
Рассчитаны
энергетической
оптимальные
установки
на
основе
режимные
характеристики
биомассы,
соответствующие
температуре 850 – 900 ◦С и давлению 1 атм для пиролизера, а также
следующим параметрам для газификатора: 900 – 950 ◦С, 20 атм при расходе
воздуха 1,6 – 1,8 кг воздуха/кг сухой биомассы и расходе пара 0,4 – 0,6 кг
пара/кг сухой биомассы.
98
4.
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
БИОМАССЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОВОЙ И
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В Российской Федерации наибольшим техническим потенциалом
использования
древесины в промышленных и энергетических целях
обладают центральный и северо-западный округа: в среднем более 6 млн.
т у.т в год [4]. В качестве примера предлагается рассмотреть республику
Карелию, на территории которой расположено ряд деревообрабатывающих и
целлюлозно-бумажных предприятий, отходы которых могут применяться для
выработки электроэнергии на собственные нужды или энергоснабжения
близлежащих малых населенных пунктов с нагрузкой до 50 МВт. В данном
регионе среди удельной массы сухих фракций древостоев преобладают
сосняки (58,3 %), ельники (31,9 %) и березняки (8,8 %). В главе 2 и 3 были
проведены экспериментальные и теоретические исследования по анализу
энергетического потенциала упомянутых видов биомассы. Далее в работе
проводится разработка схем генерации тепловой и электрической энергии с
использованием полученных результатов.
4.1 Выбор приоритетной схемы выработки тепловой и электрической
энергии в ПГУ с пиролизером биомассы
На отдельных промышленных и металлургических предприятиях
находят применение вращающиеся печи с внешним обогревом, позволяющие
перерабатывать твердое сырье широкого гранулометрического состава.
Обогрев биомассы, подаваемой в барабан с помощью шнека, предлагается
осуществлять
бесконтактно
продуктами
горения
угольного
остатка,
сжигаемого с высоким коэффициентом избытка воздуха 2,5 – 3,0. Далее газ
направляется в фильтр механической очистки и затем в осевой компрессор,
где сжимается до 17 – 18 бар, чтобы осуществить подачу в камеру сгорания
газовой
турбины.
Для
снижения
потребляемой
энергии
осевым
компрессором, является целесообразным до процесса сжатия охладить
99
горючий газ с 870 ◦С до 30 – 50 ◦С. Располагаемую теплоту возможно
отвести в теплообменнике, нагревая воздух, идущий на горение угольного
остатка. Такое решение дополнительно позволяет снизить удельное
энергопотребление пиролизной печи (рис. 4.1).
Рисунок 4.1 - ПГУ на основе пиролиза биомассы.
При расходе биомассы около 5 т/ч, номинальная
электрическая
мощность газовой турбины составляет 4 МВт. Дымовые газы после турбины
направляются в котел-утилизатор, при этом предварительно смешиваясь с
продуктами
горения
угольного
остатка,
которые,
в
свою
очередь,
использовались в качестве горячего теплоносителя в пиролизной печи.
Температурный потенциал смеси газов составляет 520 - 550 ◦С. Это делает
возможным
генерировать
электрическую
и
тепловую
энергию
в
паротурбинной установке (ПТУ). При этом электрическая мощность паровой
турбины составляет 2,7 МВт. Это позволяет применять теплофикационные
агрегаты отечественного производства типов Т или ПТ, эффективность
использования которых повышается, если направлять пар из отборов
высокого давления для нужд промышленных потребителей. Тогда как
100
пиковую
отопительную
нагрузку
рационально
покрывать
за
счет
водогрейной котельной с прямым сжиганием биомассы.
Дымовые газы после котла-утилизатора применяется для осушки
исходного сырья. Затем газовая смесь подается в конденсационный
теплообменник для нагрева сырой или химически очищенной воды в
паросиловом
цикле.
Сконденсировавшаяся
вода
после
сепарации
используется для подпитки контура ПТУ, отработавшие газы выбрасываются
в атмосферу через дымовую трубу [48].
Альтернативным вариантом представленной на рис. 4.1 схемы
(Приложение 2) может быть решение с установкой водяного скруббера (рис.
4.2) вместо теплообменника с целью охлаждения газа перед компрессором.
Рисунок 4.2 - ПГУ на основе пиролиза биомассы с водяным скруббером.
Этот вариант позволяет существенно снизить температуру газа, и
применим для конденсации тяжелых ароматических углеводородов и
удаления жидких смол, которые могут приводить к засорению последующих
ступеней ПГУ. Недостатком подобной схемы является то, что физическая
101
теплота газа не используется полезно внутри цикла. Наиболее значимым
критерием в выборе между двумя предложенными вариантами компоновки
ПГУ является предварительный анализ продуктов пиролиза различных видов
биомассы,
включающий
качественную
и
количественную
оценку
образования ароматических углеводородов и смол. В частности, для топлива
с малым выходом ароматических углеводородов и смол предпочтительна
схема 4.1, с большим выходом – схема 4.2.
Предложенная схема генерации тепловой и электрической энергии в
цикле ПГУ с пиролизером биомассы может найти широкое применение в
регионах России с децентрализованным энергоснабжением благодаря
высокому коэффициенту использования топлива – 50 - 55% (в т.ч. 30 - 35%
по электроэнергии и 20% по теплу), широкому диапазону установленных
электрических мощностей, малому экологическому ущербу, а также
доступности, возобновляемости исходного топлива.
В табл. 4.3 приводится энергетический баланс пиролизера биомассы.
На входе в реактор наибольший вклад вносит химическая энергия топлива,
на выходе получаются полезные величины в виде химической и физической
энергий газа и угольного остатка.
Таблица 4.1
Энергетический баланс пиролизера биомассы.
МДж/кг био
%
Биомасса - тополь:
18,38
100,0%
Энергия на входе
Химическая энергия биомассы
15,62
85,0%
Физическая энергия биомассы
0,05
0,3%
Теплота на нагрев массы дерева
2,71
14,8%
18,40
100,1%
Энергия на выходе
Химическая энергия газа
10,71
58,3%
Химическая энергия угольного остатка
5,14
27,9%
Физическая энергия газа
1,50
8,2%
Физическая энергия угольного остатка
0,32
1,7%
Внешние потери энергии
0,74
4,0%
102
Важным
элементом
предложенной
схемы
(рис.
4.1)
является
теплообменник, который понижает температуру газа перед первой ступенью
компрессора газовой турбины (рис. 4.3).
Рисунок 4.3 - Подогрев газом воздуха, идущего на горение угольного
остатка.
В табл. 4.4 представлены результаты расчета блока газовой турбины
для ПГУ [37], отнесенные к 1 килограмму исходной древесины.
Разность температур в воздушном компрессоре определяется по
формуле:
(
)
(
)
(4.1)
Мощность воздушного компрессора определяется по формуле:
(
)
(
)
(4.2)
Мощность компрессора газа определяется по формуле:
(4.3)
Полная мощность газовой турбины определяется по формуле:
(4.4)
Электрическая мощность газовой турбины определяется по формуле:
(4.5)
103
Таблица 4.2
Расчет параметров компрессора газа и газовой турбины.
ВОЗДУШНЫЙ КОМПРЕССОР
КПД компрессора, %
Производительность компрессора
Средняя температура воздуха в компрессоре
Давление воздуха после основного компрессора
Температура воздуха перед компрессором
Адиабатический коэффициент воздуха
Удельная теплоемкость воздуха
Влажность воздуха
Разность температур в компрессоре
Температура после компрессора
Средняя температура в компрессоре
Мощность компрессора
Компрессор газа
Производительность компрессора
Давление газа после компрессора
Показатель адиабаты газа, k
Удельная теплоемкость газа
Разность температур в компрессоре
Температура после компрессора
Мощность компрессора
КАМЕРА СГОРАНИЯ
Начальная температура в камере сгорания
Удельная теплоемкость воздуха
Теплота воздуха
Суммарная теплота на входе
Удельная теплоемкость уходящих газов
Температура в камере сгорания
ГАЗОВАЯ ТУРБИНА
КПД газовой турбины, %
Начальная средняя температура газа в турбине
Расход газа в турбине
Удельная теплоемкость уходящих газов (средняя в ГТ)
Адиабатический коэффициент газа
Разность температур газа в турбине
Температура после газовой турбны
Средняя температура газа в турбине
Удельная теплоемкость уходящих газов после ГТ
Полная мощность турбины
Электрическая мощность газовой турбины
Коэффициент преобразования газовой турбины
ед. измерения
90%
7,004
208,0
16
20
1,383
1,039
0,01
376
396
207,9
2,757
0,819
17
1,39
2,127
533
653
0,927
1327
1,072
2,996
15,220
1,491
1327,2
90
996
7,61
1,295
1,293
662,5
664,7
996,0
1,214
6,468
2,784
23,8%
кг/кг био
о
С
бар
о
С
кДж/кг оС
кг/нм3
о
С
о
С
о
С
МДж/кг био
кг/кг био
бар
кДж/кг оС
о
С
о
С
МДж/кг био
о
С
кДж/кг оС
МДж/кг био
МДж/кг био
кДж/кг оС
о
С
о
С
кг/кг био
кДж/кг оС
о
С
С
о
С
кДж/кг оС
МДж/кг био
МДж/кг био
о
На рис. 4.4 показан ход кривых горячего и холодного теплоносителей в
котле-утилизаторе. Для выработки электрической и тепловой энергии в
паросиловом цикле используется турбина с давлением острого пара – 34 бар.
104
Рисунок 4.4 - Котел – утилизатор цикла ПГУ с пиролизером биомассы.
В табл. 4.5 приведены основные расчетные показатели ПГУ с
пиролизером биомассы.
КПД ПГУ брутто по выработке электроэнергии в ПГУ определяется по
формуле:
(4.6)
КИТ ПГУ определяется по формуле:
(4.7)
Таблица 4.3
Основные энергетические показатели ПГУ с пиролизером биомассы.
Электрическая мощность ГТУ
4,0
МВт
Электрическая мощность ПТУ
2,7
МВт
Электрическая мощность ПГУ
6,7
МВт
Тепловая мощность ПТУ
5,6
МВт
КПДэл ПГУ брутто
30,2
%
КИТ ПГУ
55,6
%
Число часов использования Hгод
7500
часов
Годовая выработка электроэнергии
50250 МВт·ч/год
Годовая выработка тепловой энергии
12015 Гкал/год
Расход биомассы
5,1
т/ч
Расход биомассы в год
38250 т/год
Расход топлива в год
20390 т у.т./год
105
4.2 Выбор приоритетной схемы выработки тепловой и электрической
энергии в ПГУ с газификатором биомассы.
Впервые принципиальные схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией
твердого топлива были рассмотрены в работах [21, 55]. На рис. 4.5
представлена схема выработки тепловой и электрической на основе
газификации биомассы. Отличительной особенностью схемы ПГУ с
газификатором по сравнению с циклом пиролиза является наличие контура
подачи воздуха и пара в реактор непрерывной конверсии [78].
Рисунок 4.5 - ПГУ на основе газификации биомассы.
Исходное сырье после осушки подается в газификатор, куда под
давлением 20 атмосфер нагнетается пар и воздух для осуществления
процесса термической конверсии. Очищенный газ направляется в газовую
турбину, с которой на одном валу расположен воздушный компрессор. При
расходе биомассы 25 т/ч, номинальная
электрическая мощность газовой
турбины составляет 40 МВт. Температурный потенциал смеси уходящих
газов составляет 600 ◦С. Это делает возможным генерировать электрическую
106
и тепловую энергию в паротурбинной установке (ПТУ). При этом
электрическая мощность паровой турбины составляет 12 МВт, что позволяет
применять теплофикационные агрегаты типов Т или ПТ.
В табл. 4.6 приводится энергетический баланс газификатора биомассы.
На входе в реактор наибольший вклад вносит химическая энергия топлива, а
также физическая энергия пара, на выходе основным полезным продуктом
является горючий газ, химическая и физическая энергии которого
составляют более 95 % от баланса газификатора.
Таблица 4.4
Энергетический баланс газификатора биомассы.
МДж/кг био
%
Биомасса - тополь:
18,58
100,0
Энергия на входе
Химическая энергия биомассы
16,54
88,9
Физическая энергия биомассы
0,05
0,3
Физическая энергия пара
1,47
7,9
Физическая энергия воздуха
0,52
2,9
Энергия на выходе
Химическая энергия газа
18,63
100
14,31
76,9
Химическая энергия смолы
0,002
0,0
Физическая энергия газа
4,11
22,1
Физическая энергия смолы
0,00
0,0
Физическая энергия золы
0,012
0,07
Потери энергии
0,19
1,0
Расчет газовой турбины для цикла ГТУ с газификатором биомассы
проводился по аналогичному алгоритму, как и для контура с пиролизером.
Результаты получены с использованием формул 4.1, 4.2, 4.4, 4.5 и
представлены в табл. 4.7. с отнесением к 1 килограмму исходной древесины.
Таблица 4.5
Расчет параметров газовой турбины в цикле с газификатором.
Параметры
ПОЛНОЕ СГОРАНИЕ
Плотность влажного газа
Содержание O2 для сгорания газа и смолы (α=1)
Количество сухого воздуха (α=1)
Влажность воздуха (α=1)
Величина
Размерность
0,973
0,589
2,803
0,012
кг/Нм3
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
107
Содержание дымовых газов при полном сгорании
Избыток воздуха
Количество O2
Количество H2O
Количество N2
Количество дымовых газов
ВОЗДУШНЫЙ КОМПРЕССОР
КПД компрессора
Средняя температура воздуха в компрессоре
Производительность компрессора
Давление воздуха после основного компрессора
Температура воздуха перед компрессором
Адиабатический коэффициент воздуха
Удельная теплоемкость воздуха
Температура после компрессора
Средняя температура в компрессоре
Мощность компрессора
ВОЗДУШНЫЙ КОМПРЕССОР ГАЗИФИКАТОРА
КПД компрессора
Средняя температура воздуха в компрессоре
Производительность компрессора
Давление воздуха после второго компрессора
Температура воздуха перед компрессором
Адиабатический коэффициент воздуха
Удельная теплоемкость воздуха
Температура после компрессора
Средняя температура в компрессоре
Мощность компрессора
КАМЕРА СГОРАНИЯ
Начальная температура в камере сгорания
Удельная теплоемкость воздуха
Теплота воздуха
Теплота подаваемого пара
Суммарная теплота на входе
Удельная теплоемкость уходящих газов
Температура в камере сгорания
ГАЗОВАЯ ТУРБИНА
КПД газовой турбины
Начальная средняя температура газа в турбине
Расход газа в турбине
Удельная теплоемкость уходящих газов
Адиабатический коэффициент газа
Температура после газовой турбины
Средняя температура газа в турбине
Удельная теплоемкость уходящих газов после ГТ
Полная мощность турбины
Электрическая мощность газовой турбины
5,029
7,009
0,883
1,133
6,275
9,253
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
Нм3/кг био.
90
218,0
7,940
15,5
10
1,382
1,041
366
188,2
3,823
%
°C
м3/с
бар
°C
кДж/(кг*C)
°C
°C
МДж/кг био
90
470
0,931
21
366
1,363
1,085
426
396,2
0,138
%
°C
м³/с
бар
°C
кДж/(кг*C)
°C
°C
МДж/кг био
1235
1,067
3,557
0,000
22,124
1,498
1228,3
°C
кДж/(кг*C)
МДж/кг био
МДж/кг био
МДж/кг био
кДж/(кг*C)
°C
90
920
11,91
1,282
1,299
604,6
916,5
1,204
9,422
5,460
%
°C
кг/кг био
кДж/(кг*C)
°C
°C
кДж/(кг*C)
МДж/кг био
МДж/кг био
В табл. 4.8 приведены основные энергетические показатели цикла ПГУ
с газификатором биомассы.
108
КПД ПГУ брутто по выработке электроэнергии в ПГУ определяется по
формуле 4.6:
КИТ ПГУ определяется по формуле 4.7:
Таблица 4.6
Основные энергетические показатели ПГУ с газификатором биомассы.
Электрическая мощность ГТУ
37,2
МВт
Электрическая мощность ПТУ
10,4
МВт
Электрическая мощность ПГУ
48,7
МВт
Тепловая мощность ПТУ
20,2
МВт
КПДэл ПГУ брутто
41,5
%
КИТ ПГУ
59,2
%
Число часов использования Hгод
7500
часов
Годовая выработка электроэнергии
387750 МВт·ч/год
Годовая выработка тепловой энергии
51622 Гкал/год
Расход биомассы
26,4
т/ч
Расход биомассы в год
198264 т/год
Расход топлива в год
105694 т у.т./год
4.3 Моделирование ПГУ с газификатором биомассы в компьютерной
программе Aspen Plus.
В работе выполнено компьютерное моделирование схемы ПГУ на
основе газификации биомассы в программе Aspen Plus 7.3.2, приобретенной
на кафедре ПТС НИУ МЭИ. Данная программа представляет собой
универсальный продукт, с помощью которого возможно построение и расчет
блоков газификации или пиролиза твердого органического топлива [73, 96,
100]. Программный продукт Aspen Plus, выпущенный американской фирмой
Aspen
Tech
динамических
Inc.,
предназначен
режимов
для
моделирования
энергетических
и
статических
и
химико-технологических
процессов и систем [104]. Для работы с данным программным продуктом
пользователь должен уметь пользоваться персональным компьютером и
операционной системой Windows 95 или более поздней. Aspen Plus включает
109
в себя большую базу данных по различным неорганическим и органическим
химическим веществам в различных агрегатных состояниях и различным
смесям веществ [8]. В состав данного программного продукта входят
различные
программные
технологических
модули
процессов,
таких
для
как
расчета
типовых
ректификация,
химикоабсорбция
выпаривание, сушка, рекуперация тепла. Программный продукт Aspen Plus
решает многопараметрические задачи и позволяет производить синтез
оптимальных систем теплообмена, осуществлять расчет различных типов
химических реакторов, смесителей и делителей потоков [53, 54].
Рисунок 4.6 - Моделирование схемы ПГУ в программе Aspen Plus.
На рис. 4.6 представлена схема ПГУ на основе газификации биомассы,
спроектированная в данной программе. Главным преимуществом подобной
программы
является
возможность
проводить
анализ
всех
стадий
110
энергетического комплекса, начиная расчетом химических процессов
непрерывной газификации и заканчивая оценкой эффективности выработки
электрической энергии в цикле ПГУ. В данной схеме блок газификации
включает в себя два компонента: блок расчета декомпозиции биомассы и
реактор Гиббса, где непосредственно осуществляется процедура расчета
равновесного состава газа. Для каждого потока вещества указана его
температура в градусах Цельсия.
В программе были проведены расчеты для определения оптимальных
режимных параметров различных компонентов тепловой схемы и всей
системы ПГУ [18, 49]. На рис. 4.7. представлены результаты варьирования
коэффициента избытка воздуха с целью изучения его влияния на
температуру дымовых газов на входе в турбину и полезную электрическую
мощность ГТУ.
Рисунок 4.7 – Результаты варьирования параметров ГТУ.
Уменьшение количество подаваемого воздуха в камеру сгорания ГТУ
приводит к увеличению температуры дымовых газов и росту выработки
электрической энергии для того же самого расхода исходного топлива.
111
Однако для современных газовых турбин существует верхняя температурная
граница (1400 – 1500 °С), которая обусловлена эксплуатационными
параметрами и характеристиками металла, применяемого для производства
рабочих лопаток.
4.4 Расчет тепловых нагрузок и выбор паровой турбины для ПГУ
В качестве населенного пункта для расчета установки ПГУ с
газификацией биомассы была выбран поселок Шуя, расположенный в
республике
Карелия.
Была
проведена
оценка
годового
теплового
потребления с построением графика Россандера (рис. 4.8).
Рисунок 4.8 - График тепловой нагрузки поселка Шуя (республика
Карелия).
Численность населенного пункта составляет 4200 человек, расчет
отопительной тепловой нагрузки
производился исходя из удельных
отопительных характеристик зданий. При продолжительности отопительной
нагрузки – 5760 часов, расчетная тепловая нагрузка на отопление равняется
17,5 МВт, для температуры окружающего воздуха –40 °С. Тепловая
мощность системы горячего водоснабжения поселка Шуя для зимнего и
летнего периодов года составляет, соответственно: 2,7 и 2,2 МВт [45].
112
Для производства электроэнергии в цикле ПГУ с газификатором
биомассы (рис. 4.6) могут использоваться отечественные паровые турбины
типа Т-6, Т-12, ПТ-12. В настоящей работе для параметров, представленных в
табл. 4.8 была выбрана турбина марки ПТ – 12 – 3,4/0,6 производства
Калужского турбинного завода. Основные номинальные и расчетные
параметры представлены в табл. 4.9.
Таблица 4.7
Расчетные параметры турбины ПТ – 12 – 3,4/0,6.
Расход пара номинальный
52,8
т/ч
Расход пара максимальный
93,5
т/ч
Расход пара на регулируемый отопительный отбор
39,1
т/ч
Удельный расход пара
4,4
кг/(кВт·ч)
Температура питательной воды
90
◦С
Температура охлаждающей воды
30
◦С
Электрическая мощность
12,00
МВт
Число оборотов
3000
об/мин
Давление свежего пара
34
бар
Температура свежего пара
435
◦С
Число нерегулируемых отборов
0
Давление отработавшего пара:
0,04
ата
Расход охлаждающей воды
2060
м3/ч
Теплофикационный отбор пара:
давление
1,2
ата
температура
113
◦С
величина отбора
39,1
т/ч
Макс. расход пара через ЧВД
93,5
т/ч
Макс. расход пара через ЧНД
80
т/ч
Производственный отбор
давление
6
ата
температура
160
◦С
величина отбора
50
т/ч
Из расчета отопительной тепловой нагрузки поселка Шуя:
максимальная зимняя составляет 20,173 МВт, средняя зимняя – 9,418 МВт,
средняя летняя – 2,193 МВт. При этом расчеты показывают, что вся тепловая
нагрузка может быть покрыта исключительно из отборов турбины,
отопительного с давлением 1,2 атм и промышленного с давлением 6 атм.
Соответствующие расчетные величины для всех трех режимов работы
отражены в табл. 4.10 – 4.15.
113
Таблица 4.8
Расчет графика тепловой нагрузки в максимальном зимнем режиме.
Параметры
Тепловая мощность отбора
Температура сетевой воды на входе
Температура сетевой воды на выходе
Энтальпия сетевой воды на входе
Энтальпия сетевой воды на выходе
Расход сетевой воды
Энтальпия отбора пара
Температура конденсата отбора
Энтальпия конденсата отбора
Разность энтальпии пара и конденсата
Расход пара в отбор
Нагрузка
20,173
70
150
294
630
60,04
Отбор 1.2 атм
8,826
70
105
294
441
60,04
2693
105
441
2252
14,11
Отбор 6.0 атм
11,347
105
150
441
630
60,04
2950
160
672
2278
17,93
МВт
◦С
◦С
кДж/кг
кДж/кг
кг/с
кДж/кг
◦С
кДж/кг
кДж/кг
т/ч
Таблица 4.9
Расчет графика тепловой нагрузки в среднем зимнем режиме.
Параметры
Тепловая мощность отбора
Температура сетевой воды на входе
Температура сетевой воды на выходе
Энтальпия сетевой воды на входе
Энтальпия сетевой воды на выходе
Расход сетевой воды
Энтальпия отбора пара
Температура конденсата отбора
Энтальпия конденсата отбора
Разность энтальпии пара и конденсата
Расход пара в отбор
Нагрузка
9,418
45
75
189
315
74,75
Отбор 1.2 атм
9,418
45
75
189
315
74,75
2693
105
441
2252
15,06
Отбор 6.0 атм
0
75
75
315
315
74,75
2950
160
672
2278
0
МВт
◦С
◦С
кДж/кг
кДж/кг
кг/с
кДж/кг
◦С
кДж/кг
кДж/кг
т/ч
Таблица 4.10
Расчет графика тепловой нагрузки летнего режима.
Параметры
Тепловая мощность отбора
Температура сетевой воды на входе
Температура сетевой воды на выходе
Энтальпия сетевой воды на входе
Энтальпия сетевой воды на выходе
Расход сетевой воды
Энтальпия отбора пара
Температура конденсата отбора
Энтальпия конденсата отбора
Разность энтальпии пара и конденсата
Расход пара в отбор
Нагрузка
2,193
15
70
63
294
9,49
Отбор 1.2 атм
2,193
15
70
63
294
9,49
2693
105
441
2252
3,51
Отбор 6.0 атм
0
70
70
294
294
9,49
2950
160
672
2278
0
МВт
◦С
◦С
кДж/кг
кДж/кг
кг/с
кДж/кг
◦С
кДж/кг
кДж/кг
т/ч
114
Таблица 4.11
Работа турбины в максимальном зимнем режиме.
Параметры
Температура, С
Давление, бар
Энтальпия, кДж/кг
Теплота на
мощность, кДж/кг
Мощность, МВт
Расход (пар
отбирается), т/ч
Расход (пар идет от
пред. ступени), т/ч
Вход в
турбину
435
34,00
3300
52,80
Отбор
6,0 атм
225
6,00
2950
Отбор
1,2 атм
113
1,20
2693
350,00
Деаэратор Конденсатор
Итого
113
1,20
2693
30
0,04
2610
690
257,00
0,00
83,00
690
5,13
2,49
0,00
0,45
8,07
17,93
14,11
1,20
0,00
52,80
34,87
20,76
19,56
Таблица 4.12
Работа турбины в среднем зимнем режиме.
Параметры
Температура, С
Давление, бар
Энтальпия, кДж/кг
Теплота на
мощность, кДж/кг
Мощность, МВт
Расход (пар
отбирается), т/ч
Расход (пар идет от
пред. ступени), т/ч
Вход в
турбину
435
34,00
3300
52,80
Отбор
6,0 атм
225
6,0
2950
Отбор
1,2 атм
113
1,20
2693
350,00
Деаэратор Конденсатор
Итого
113
1,20
2693
30
0,04
2610
690
257,00
0,00
83,00
690
5,13
3,77
0,00
0,84
9,75
0
15,06
1,20
0,00
52,80
52,80
37,74
36,54
Таблица 4.13
Работа турбины в летнем режиме.
Параметры
Температура, С
Давление, бар
Энтальпия, кДж/кг
Теплота на
мощность, кДж/кг
Мощность, МВт
Расход (пар
отбирается), т/ч
Расход (пар идет от
пред. ступени), т/ч
Вход в
турбину
435
34,00
3300
52,80
Отбор
6,0 атм
225
6,0
2950
Отбор
1,2 атм
113
1,20
2693
350,00
Деаэратор Конденсатор
Итого
113
1,20
2693
30
0,04
2610
690
257,00
0,00
83,00
690
5,13
3,37
0,00
1,11
10,01
0,00
3,51
1,20
0,00
52,80
52,80
49,29
48,09
Наиболее целесообразным является использование теплофикационной
турбины для покрытия базовой нагрузки. Для турбины ПТ – 12 – 3,4/0,6
оптимальным решением будет применение только отбора с давлением 1,2
115
атм, в этом случае сетевая вода может быть нагрета лишь до 105 ◦С. Тогда
как, пиковые нагрузки с температурой воды от 105 до 150 ◦С рационально
покрывать за счет водогрейного котла, работающего на том же виде
биомассы, что и цикл ПГУ. Расчеты показали, что в такой ситуации доля
графика Россандера, покрываемая теплофикационным отбором турбины 1,2
атм, составляет 0,64.
Суммарный коэффициент полезного использования топлива (КПИ) по
электрической и тепловой нагрузке для ПГУ с пиролизером биомассы
составляет 55,6 %, тогда как для ПГУ с газификатором КПИ - 59,2 %.
4.5 Сравнение циклов на основе пиролиза и газификации биомассы
Сравнительный анализ энергетических установок на основе пиролиза и
газификации биомассы позволяют сделать следующие основные выводы:
- Применение циклов с пиролизером биомассы наиболее экономически
целесообразно при электрических нагрузках в диапазоне до 10 МВт,
вследствие сравнительно низких начальных капиталовложений. Помимо
этого, применение газопоршневых установок (ГПУ) в диапазоне мощности
до 4 МВт позволяет достичь более высокий КПД и срок службы в сравнении
с ПГУ.
- Электрический КПД ГПУ, работающей на газе пиролизера биомассы,
находится в интервале 30 - 40 %. Дополнительная выработка тепловой
энергии от системы охлаждения ГПУ и от котла-утилизатора за установкой
приблизительно
составляет
40
-
45
%.
Суммарный
коэффициент
использования топлива в пиролизере биомассы, газопоршневой установке и
котле-утилизаторе может достигать 70 – 85 %.
- Установка с газификатором биомассы, в свою очередь, становится
рентабельной
при
электрических
мощностях
свыше
10
МВт.
Это
обуславливается снижением относительных затрат на осушку и измельчение
исходного топлива в сравнении с циклом пиролиза, а также возможностью
116
уменьшения габаритных размеров реактора непрерывной газификации при
повышении давления в нем.
- Электрический КПД ПГУ с газификатором биомассы составляет
более 40% при мощности установки приблизительно равной 50 МВт. В то
время как, электрический КПД ПГУ с пиролизером при аналогичной
нагрузке находится в диапазоне 30 - 35 %. Соответственно, с ростом
установленной мощности всей станции эффективность ПГУ с реактором
непрерывной газификации является одним из определяющих факторов
выбора типа и схемы конструкции.
4.6 Сравнение расчетов схем ПГУ с литературными данными
Во многих скандинавских странах биомасса и торф занимают одно из
ведущих позиций в качестве топлива, используемого на электростанциях.
Например, в Швеции доля ТЭЦ на органическом сырье растительного
происхождения уже преодолела рубеж в 40 %. В Дании эксплуатируется
несколько станций электрической мощностью до 10 МВт с прямым
сжиганием биомассы. В 2001 году была построена одна из первых успешных
установок с внутрицикловой газификацией древесной щепы с помощью
воздуха и выработкой электрической и тепловой энергией [61]. Основные
энергетические характеристики представлены на рис. 4.9.
Рисунок 4.9 - Электростанция в г. Харбоор (Дания).
117
Как следует из рис. 4.10, топливом для станции служит древесная щепа,
на выходе генерируется 1,4 МВт электрической энергии с КПД равным 28 %.
В настоящий момент газификатор имеет более 110 тысяч часов наработки.
Рисунок 4.10 - Схема электростанция в г. Харбоор (Дания).
Полученные результаты в рамках текущей работы позволяют
рассчитывать схемы с газификаций биомассы с электрическим КПД более 40
%
(табл.
4.8).
Это
обусловлено
применением
современного
энергоэффективного оборудования, а также разработкой схем с регенерацией
энергии внутри цикла с минимальными потерями в окружающую среду. Тем
не менее, современные разработки зарубежных ученых в данной области [80]
позволяют моделировать энергетическую установку на биомассе с КПИ по
тепловой и электрической энергии равным 67 %.
118
4.7 Выводы по главе
1.
Применение
циклов
с
пиролизером
биомассы
наиболее
экономически целесообразно при электрических нагрузках в диапазоне до 10
МВт, вследствие сравнительно низких начальных капиталовложений.
Помимо этого, ГПУ в диапазоне мощности до 4 МВт имеют более высокий
КПД и срок службы в сравнении с ПГУ.
2.
Электрический КПД ГПУ, работающей на газе пиролизера
биомассы, находится в интервале 30 - 40 %. Дополнительная выработка
тепловой энергии от системы охлаждения ГПУ и от котла-утилизатора за
установкой приблизительно составляет 40 - 45 %. Суммарный коэффициент
использования топлива в пиролизере биомассы, газопоршневой установке и
котле-утилизаторе достигает 70 – 85 %.
3.
Установка
с
газификатором
биомассы,
в
свою
очередь,
становится рентабельной при электрических мощностях свыше 10 МВт. Это
обуславливается снижением относительных затрат на осушку и измельчение
исходного топлива в сравнении с циклом пиролиза, а также возможностью
уменьшения габаритных размеров реактора непрерывной газификации при
повышении давления в нем.
4.
Электрический КПД ПГУ с газификатором биомассы составляет
более 40% при мощности установки приблизительно равной 50 МВт. В то
время как, электрический КПД ПГУ с пиролизером при аналогичной
нагрузке находится в диапазоне 30 - 35 %. Соответственно, с ростом
установленной мощности всей станции эффективность ПГУ с реактором
непрерывной газификации является одним из определяющих факторов
выбора типа и схемы конструкции.
119
5. ОЦЕНКА СИСТЕМЫ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ И
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ОСНОВЕ БИОМАССЫ ПО
ЭКОЛОГИЧЕСКИМ И ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ
Рассмотренные в предыдущей главе энергетические показатели
являются ключевыми критериями оценки целесообразности внедрения ПГУ
на основе биомассы для нужд тепло и электроснабжения. Следующая часть
работы содержит расчет экономической и экологической составляющих
предлагаемой установки.
5.1 Сравнение ПГУ на основе газификации биомассы и ТЭЦ на угле
Экологический
ущерб
от
установки
на
основе
древесины
целесообразно сравнивать с углем, так как данный видов топлива вносит
наибольший вклад в баланс выработки электрической энергии в России по
сравнению с другими видами твердого топлива. Ниже представлены
сравнительные таблицы производств на биомассе и угле по экологическим
показателям (табл. 5.1 - 5.2).
Таблица 5.1
Сравнение циклов по экологическим показателям.
а) Выбросы летучей золы
Камера сгорания ПГУ /
Котел
aун
Аr ,%
Выбросы в Выбросы в
атмосферу атмосферу
т/год
г/с
ηз/у
Годовые выбросы
ПГУ на биомассе
Котел на угле с ПТУ
0.95
0.95
1.55
7.82
0.995
0.895
Летучая
зола
17.0
2190.9
PM10
0.63
81.14
б) Выбросы диоксида серы
Камера сгорания ПГУ /
Котел
r
S ,%
η`so2
Годовые выбросы
Выбросы в Выбросы в
атмосферу
атмосферу
т/год
г/с
Диоксид серы
SO2
ПГУ на биомассе
0.01
0.7
11.8
0.44
Котел на угле с ПТУ
0.31
0
1683.4
62.35
120
в) Выбросы оксидов азота
Камера сгорания ПГУ /
Котел
СNOx,
мг/нм3
Vсг,
нм3/кг
Выбросы в
Выбросы в атмосферу,
атмосферу
т/год
г/с
Годовые выбросы
Азота
Азота
диоксид
оксид
NOx
ПГУ на биомассе
264
8.12
337.42
54.83
14.53
Котел на угле с ПТУ
459
5.74
572.28
93.00
24.64
г) Выбросы оксида углерода
Камера сгорания ПГУ /
Ссо, мг/нм3
Котел ст. №
3
Vсг, нм /кг
Выбросы в
атмосферу
т/год
Выбросы в
атмосферу
г/с
Оксид
Годовые выбросы
углерода
CO
ПГУ на биомассе
20
8.12
31.95
1.18
Котел на угле с ПТУ
75
5.74
116.89
4.33
Выбросы в
атмосферу
т/год
Выбросы в
атмосферу
г/с
Бенз(а)пирен
CO
д) Выбросы бенз(а)пирена
Камера сгорания ПГУ /
Котел
Сб(а)п,
мг/нм3
3
Vсг, нм /кг
Годовые выбросы
ПГУ на биомассе
Котел на угле с ПТУ
0.2
8.12
0.00032
1.18E-05
0.326
5.74
0.00051
1.88E-05
Как следует, из табл. 5.1 ПГУ на биомассе превосходит по всем
экологическим показателям установку на угле. При этом одним из основных
экологических преимуществ процесса термической конверсии биомассы
являются малые, по сравнению с другими видами производства, выбросы
СО2 в атмосферу, что влияет на снижение парникового эффекта и отражено в
табл. 5.2. Из всего вырабатываемого СО2, 95% перерабатывается, тем самым,
в атмосферу поступает лишь 5% от всего объема газа. Из них: 3% приходится
121
на промышленное сырье (т.е. на биомассу), 0,6 - 0,7% на транспортировку
сырья от места произрастания до электростанции и 1,3 - 1,4% приходится на
саму
ТЭЦ.
Таким
образом,
процесс
использования
биомассы
в
энергетических целях имеет практически нулевой баланс по СО2.
Таблица 5.2
Сравнение вредных выбросов при производстве тепловой и электрической
энергии из биомассы и из угля.
ПГУ на
ТЭЦ на угле
Разность
биомассе
ТЭЦ - ПГУ
Вредные выбросы
SO2, мг/кВт∙ч эл.
31.5
4383
мг/Мкал теп.
752
г/c
0.44
62.35
61.91
т/год
11.81
1683.4
1671.6
NОx, мг/кВт∙ч эл.
1046.0
1701
мг/Мкал теп.
519
г/c
14.53
24.64
10.11
т/год
392.25
665.3
273.02
Пыль РМ10 , мг/кВт∙ч эл.
45.3
5681
мг/Мкал теп.
1145
г/c
0.63
81.14
80.51
т/год
17.00
2190.9
2173.9
СО, мг/кВт∙ч эл.
85.2
294
мг/Мкал теп.
128
г/c
1.18
4.33
3.15
т/год
31.95
116.9
84.93
СО2, г/кВт∙ч эл.
0.0
1074
г/Мкал теп.
500
г/c
0
15892
15892
т/год
0
429084
429084
В табл. 5.3 приведены результаты расчетов экономической оценки
ущерба здоровью населения от вредных выбросов установки с газификацией
биомассы мощностью 50 МВт по методике оценки сокращения жизни,
особенности которой описаны ниже.
122
Таблица 5.3
Расчет воздействия на здоровье населения и ущерба.
Уровень
ущерба
Функция
дозы-эффекта,
(лет/год)
чел.·(мкг/м3)
2,46·10-4
Количество
лет
сокращения
жизни
0,46
Ущерб с
учетом
ППС,
млн.$
1,188
NOX
2,97·10-6
0,25
0,65
22,9
SO2
1.42·10
CO
1.11·10
0,71
1,838
64,46
Вредные
вещества
Пыль РМ10
Локальный
Ущерб без
учета ППС,
млн.руб.
41,56
-4
-6
Итого
Глобальный
CO2
-
-
0
-
Суммарный
Всего:
-
0,71
1,838
64,46
Расчеты позволяют определить наклон функции доза-эффект для
России на человека в год на мкг/м3 для разных видов загрязнений. Согласно
функция
«доза-эффект»
определяется
количество
вероятных
случаев
смертности, количества лет потери жизни, вызванных увеличением
приземной концентрации вредных веществ.
В табл. 5.3 величина «количества лет сокращения жизни» для каждого
человека является устойчивой нормативной оценкой смертности населения
страны, которая показывает сокращение средней продолжительности жизни
человека, постоянно проживающего в области воздействия данного вида
загрязнения. Перемножая количество вероятных случаев смертности,
количества лет потери жизни на стоимость среднестатистической жизни,
стоимости года сокращения жизни и стоимости излечения заболевания,
получаем экономическую оценку ущерба здоровью населения вредными
выбросами. Кроме того, предотвращенный ущерб от глобального потепления
при использовании биомассы снижается на 1,838 млн.$, т.к. при этом
снижаются выбросы парниковых газов на 429000 т СО2. Результаты расчета
воздействия вредных выбросов на население окрестностей республики
Карелия по программе ISC Manager (Industrial Source Complex, ГИС Карта
2008) внесены в сравнительную (табл. 5.4).
123
Таблица 5.4
Сравнение влияния вредных выбросов на население при работе установки на
биомассе и угле.
Показатель
Смертность от NOx
Смертность от CO
Смертность от SO2
Смертность от пыли
Хроническая смертность
пыли
Сумма
от
Уголь
0,0419
0,00019
0,3104
0,1731
1,3245
Биомасса
0,0247
0,00005
0,0022
0,00138
0,0106
Разность
0,0172
0,00014
0,3082
0,17172
1,2185
1,85009
0,03893
1,71576
В табл. 5.5 приводятся результаты расчетов основных энергетических и
экологических
показателей
перспективных
установок
производства
электроэнергии в топливных циклах на угле, жидком топливе, природном
газе и биомассе [44] с учетом технических и экономических характеристик,
соответствующих
условиям
европейских
стран,
США
и
России.
Представленные значения доказывают, что технологии с использованием
биомассы по экологическому критерию превосходят уголь и жидкое топливо
и сопоставимы с циклами на основе природного газа.
Таблица 5.5
Основные энергетические и экологические характеристики установок
производства электроэнергии.
Установка Пыль,
N=50 МВт г/кВт·ч
SO2,
г/кВт·ч
ПТУ
0,057
0,29
ПТУ
ДВС
0,12
0,134
1,93
0,15
ПТУ
ПГУ
ДВС
0,01
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
ПТУ
ПГУ
0,12
0,044
0,055
0,032
NOX,
CO2,
г/кВт·ч г/кВт·ч
Уголь
0,52
781
Жидкое топливо
0,92
750
3,46
600
Природный газ
1,05
526
0,21
348
1,82
450
Биомасса
1,03
0
0,242
0
Смертность,
чел.
Ущерб,
млн.руб
1,85
83,64
5,96
3,59
269,4
162,3
0,11
0,04
0,16
5,15
1,90
7,02
0,12
0,039
5,51
1,76
На рис. 5.1 – 5.4 приведено влияние вредных выбросов на
окружающую среду и здоровья людей в окрестностях города Петрозаводска
для установки с газификацией биомассы электрической мощностью 50 МВт.
124
Рисунок 5.1 - Среднегодовое рассеивание пыли (0,63 г/с).
Рисунок 5.2 - Среднегодовое рассеивание SO2 (0,44 г/с).
125
Рисунок 5.3 - Среднегодовое рассеивание NOx (14,53 г/с)
Рисунок 5.4 - Влияние пыли на смертность населения.
126
Согласно проведенному сопоставлению технологий ПГУ на биомассе и
ТЭЦ на угле можно сделать следующие выводы:
- ареол рассеивания вредных выбросов для обеих электростанций
достаточно схож, но их концентрация заметно отличается в пользу
экологических характеристик ПГУ на биомассе. Наблюдается устойчивое
снижение выбросов NOx на 40 %, СО – на 70 %, SO2 и РМ10 более чем в 100
раз;
- приземные концентрации вредных веществ в месте расположения
ПГУ на биомассе находятся в диапазоне до 0,03 мкг/м3 (за исключением NOx,
максимальная концентрация которого составляет 0,27 мкг/м3). Так в самом
месте расположения ПГУ на биомассе вредные выбросы составляют 0,03
мкг/м3 пыли, 0,27 мкг/м3 оксидов азота, 0,01 мкг/м3 оксида углерода, что
является высоким экологическим показателем.
- согласно табл. 5.3 и 5.4 влияние вредных выбросов на смертность и
экономический ущерб ПГУ на биомассе по отношению к ТЭЦ на угле
сократилось пропорционально уменьшению концентрации каждого типа
вредных выбросов. При этом показатель смертности населения от
энергетической установки на биомассе меньше примерно на 90 %.
5.2 Расчет капиталовложений и сроков окупаемости ПГУ на основе
газификации биомассы
С помощью программного комплекса Energy Invest была выполнена
оценка ежегодных инвестиционных затрат и срока окупаемости ПГУ на
основе газификации биомассы для снабжения тепловой и электрической
энергией малого населенного пункта. Исходные данные для экономического
расчета сведены в табл. 5.6. При этом срок строительства ПГУ составляет 2
года при нормальном периоде эксплуатации - 30 лет. В качестве топлива
рассматривались отходы деревообрабатывающего предприятия, состоящие
преимущественно из хвойных пород. Исходя из зарубежных литературных
данных, себестоимость топлива может достигать 0,7-0,9 руб./кВт·ч [88]
127
выработанной электрической энергии. В стоимости сырья закладывается в
том числе транспортные затраты на доставку древесины на расстояние от 50
до 100 км. Для республики Карелия затраты на производство щепы из
лесосечных отходов без учета доставки составляют около 400-450 руб./т у.т.
[4], т.е. не более 0,15 руб./кВт·ч. При этом себестоимость производства газа
путем газификации древесины в 3-5 раз ниже себестоимости природного газа
при пересчете на условное топливо [20].
Таблица 5.6
Исходные экономические параметры
Год начала реализации проекта
2014
Срок строительства, лет
2
Период нормальной эксплуатации, лет
30
Ставка дисконтирования, %
14,5
Налог на добавленную стоимость (НДС), %
18
Налог на прибыль, %
20
Единый социальный налог, %:
Пенсионный фонд РФ
26
Фонд социального страхования
2,9
Фонд обязательного медицинского страхования
5,1
Суммарная вводимая электрическая мощность, МВт
50
Число часов использования электрической мощности, час
8600
Тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч
3,15
Суммарная вводимая тепловая мощность, Гкал/ч
17,4
Число часов использования тепловой мощности, час
2976
Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал
1300
Суммарный объем инвестиций в строительство, млн. руб.
4450
Норма амортизации, %
5
Цена топлива, руб./т.у.т.
2927
Удельный расход условного топлива
На отпуск электроэнергии, г/ кВт·ч
254
На отпуск тепловой энергии, кг/Гкал
162
Численность персонала станции, чел
25
Средняя заработная плата, руб./мес.
35 000
Расчеты показывают, что срок окупаемости инвестиций ПГУ на
биомассе с учетом дисконтирования составляет около 7 лет (рис. 5.5).
128
Рисунок 5.5 – Финансовый профиль проекта.
Графики оценки чувствительности инвестиционных характеристик
проекта представлены на рис. 5.6 и 5.7.
Рисунок 5.6 – Оценка чувствительности ЧДД.
129
Рисунок 5.7 – Оценка чувствительности срока окупаемости.
Расчеты показали, что себестоимость выработки электроэнергии в
цикле ПГУ на основе биомассы составляет 1,5 – 2 руб./кВт·ч, а тепловой
энергии – 400 - 600 руб./Гкал, что позволяет рассматривать данную
установку в качестве приоритетной для автономного энергоснабжения малых
населенных пунктов России.
5.3 Проведение
технико-экономической
оценки
рыночного
потенциала полученных результатов
Ключевым
научным
результатом
текущей
работы,
имеющим
потенциал для коммерциализации, вследствие чего являющимся объектом
технико-экономической оценки, следует считать:
-
Программный
комплекс
Fuel
Thermal
Conversion
(FTC),
рассчитывающий на основе созданной математической модели и методики
равновесный состав газа при заданных режимных параметрах, а также
позволяющий
оценивать
лабораторных испытаний.
химическую
энергию
газа,
не
проводя
130
Первым и основным назначением программного комплекса может быть
помощь в проектировании установок, то есть его использование на рынке
проектирования
и
разработок
перспективных
схем
когенерационных
установок с применением технологий газификации и пиролиза твердого
углеродсодержащего топлива. По аналогии с настоящей работой для любых
других видов углеродсодержащего топлива можно получить расчеты
равновесного состава газа и дать оценку химической энергии газа при
заданных режимных параметрах и в условиях прочих ограничивающих
факторов.
Это позволит повысить эффективность проектирования и разработок
перспективных схем когенерационных установок с применением технологий
газификации и пиролиза твердого углеродсодержащего топлива за счет, с
одной стороны, сокращения времени на расчеты параметров основных
режимов, и, с другой стороны, помощи при подборе оптимальных схем
когенерационных установок.
Другим назначением программного комплекса Fuel Thermal Conversion
является его развитие и применение на рынке инвестиционного анализа,
планирования
и
технико-экономического
обоснования
инвестиций.
Долгосрочные планы развития энергетики России до 2030 года предполагают
увеличение выработки электроэнергии за счет местных и возобновляемых
источников энергии. В связи с этим актуальна задача повышения
эффективности проектирования за счет создания моделей оптимальных
когенерационных установок и научного обоснования проектов возведения и
эксплуатации данных установок с применением технологий газификации и
пиролиза твердого углеродсодержащего топлива.
Развитие комплекса Fuel Thermal Conversion как эффективного
научного
инструмента
инвестиционного
обоснования
проекта
и
интегрирование в одной компьютерной системе существующей нормативной
информации, методов расчетов и оптимизации проекта когенерационных
установок обеспечит ее успешные продажи и использование не только среди
131
инженеров и проектировщиков, но и инвесторов, в обязанности которых
входит обеспечение эффективного, научно обоснованного предпроектного
анализа и принятия решений на стадии обоснования инвестиций.
Третьим назначением и применением Программного комплекса Fuel
Thermal Conversion может быть его использование в образовательном
процессе или для прочих демонстрационных нужд.
При доработке системы визуализации можно в наглядной форме:

ставить и решать задачи по изучению равновесного состава
многокомпонентной
системы,
методов
химической
термодинамики,
отдельных процессов термической конверсии углеродсодержащего топлива,
зависимости эффективной конверсии и прочих результатов при изменении
одного или нескольких параметров;

демонстрировать
не
только
принцип
действия
высокоэффективных схем когенерационных установок с применением
технологий газификации и пиролиза углеродсодержащего топлива, но и
наглядно и обоснованно показывать недостатки неэффективных схем,
причины, по которым экологические, энергетические и прочие показатели
оказываются неудовлетворительными.
Дополнительным назначением программного комплекса Fuel Thermal
Conversion может быть его использование при диагностике или разработке и
эксплуатации
систем
управления
непосредственно
когенерационными
установками.
Так как программный комплекс содержит модель расчета параметров
термической конверсии местных видов углеродсодержащего топлива, то есть
содержит зависимость параметров газа от элементного состава топлива и
заданных
режимных
оптимизационных
параметров,
алгоритмов,
то
при
возможно
добавлении
его
к
расчетам
применение
в
автоматизированных системах управления энергетическими установками с
применением технологий газификации и пиролиза углеродсодержащего
топлива.
Например,
при
установке
автоматизированного
контроля
132
параметров поступающего углеродсодержащего топлива при их отклонений
от номинала автоматизированная система управления когенерационной
установкой может корректировать заданные режимы термической конверсии
топлива в целях оптимизации протекающих процессов по энергетическим и
экологическим показателям.
В
соответствии
с
аналогичными
рассуждениями
программный
комплекс может развиваться в направлении его использования в качестве
диагностических стендов и систем, обеспечивающих анализ эффективности
их работы с обоснованным предложением по их совершенствованию,
например, при энергоаудите.
Таким образом, для программного комплекса Fuel Thermal Conversion
имеются следующие возможные рынки применения:

рынок проектирования и разработок перспективных схем
когенерационных установок с применением технологий газификации и
пиролиза твердого углеродсодержащего топлива;

рынок инвестиционного анализа, планирования и технико-
экономического обоснования инвестиций в создание когенерационных
установок с применением технологий газификации и пиролиза твердого
углеродсодержащего топлива;

рынок образовательных технологий;

рынок систем управления и диагностики когенерационных
установок с применением технологий газификации и пиролиза твердого
углеродсодержащего топлива.
Рынками
для
когенерационных
установок
на
основе
пиролиза/газификации биомассы то есть целевыми потребителями могут
быть:

лесоперерабатывающие
и
прочие
предприятия,
имеющие
потребности в утилизации биомассы в виде отходов лесопереработки с
получением энергии в виде тепла и электричества;
133

торфопредприятия
и
предприятия,
занимающимися
торфоразработками;

частные
и
фермерские
предприятия,
имеющие
в
своем
распоряжении сравнимые запасы биомассы.
Схемы с газификатором углеродсодержащих местных видов топлива и
применением циклов ПГУ при электрических мощностях свыше 10 МВт
могут быть использованы для утилизации отходов в виде биомассы, но
следует учитывать, что для номинальной электрической мощности газовой
турбины примерно 35-40 МВт расход биомассы составит около 25 т/ч,
следовательно, одним из ограничивающих факторов применения подобных
когенерационных установок является наличие топлива в значительных
масштабах. Также большим преимуществом применения топлива с высокой
теплотой сгорания является уменьшение расхода исходного сырья, а значит и
доли удельных затрат энергии на собственные нужды генерирующей
станции.
Таким
образом,
рынком
для
когенерационных
установок,
разработанных по схеме с ПГУ, может быть рынок модернизации или
строительства энергоустановок в регионах, в которых имеются значительные
запасы биомассы, месторождения торфа или угля, применяя или заменяя
существующие энергоустановки на когенерационные установки, работающие
по схеме ПГУ с пиролизом и газификацией.
Определение емкости рынка предполагает возможную оценку «снизу»
и «сверху». Оценка «сверху» осуществляется на основе макроэкономических
показателей и потенциальных возможностей рынка. Оценка «снизу»
предусматривает наличие продаж и рассчитывается путем агрегации и
экстраполяции данных отдела продаж с учетом тенденций рынка,
возможностей и ресурсов компании, а также ее маркетинговых решений.
В связи с тем, что по объектам оценки пока отсутствуют продажи,
возможность достоверной оценки емкости рынка «снизу» затруднена, в том
числе из-за того, что будет основываться лишь на субъективных показателях
134
и аналогиях. Для оценки емкости рынка «сверху» необходимо определить
емкость рынка для объектов оценки. Оценку «сверху» для рынка
когенерационных установок целесообразно начинать с определения мировых
тенденций и с учетом российской специфики. Рынок когенерационных
установок можно отнести к рынку проектов энергосбережения и повышения
энергоэффективности.
Согласно материалам «Отчета ЦЭНЭФ для ICF «Энергоэффективность
в России: скрытый резерв» для реализации потенциала повышения
энергоэффективности необходимы инвестиции в частные и государственные
организации, а также в домохозяйства в размере 320 млрд. долл. США.
Данные
инвестиции
приведут
к
годовой
экономии
для
конечных
потребителей в размере примерно 80 млрд. долл. США и могут окупиться
всего за четыре года. Согласно тем же материалам большая часть
вырабатываемой энергии (около 45%) потребляется в структурах топливноэнергетического комплекса (ТЭК). На втором месте стоят промышленность и
строительство (около 25%). На долю ЖКХ приходится порядка 20%, на
сельское хозяйство и транспорт – чуть более 10% потребляемой энергии.
По разным источникам, потенциал энергосбережения в нашей стране
оценивается в 360 – 430 млн. т у.т. В нефтяном эквиваленте это составляет
230 – 250 млн. т, что сравнимо с объемом всей экспортируемой из России
нефти и нефтепродуктов. Около трети этого потенциала сосредоточена в
ТЭК, еще треть – в сфере промышленности и строительства, около четверти
– в ЖКХ. На долю остальных отраслей экономики приходится около 10%
этого потенциала.
По данным «Центра по эффективному использованию энергии» Россия
может сократить свое совокупное первичное потребление энергии на 45%.
Реализовав потенциал повышения энергоэффективности, Россия может
сэкономить:
•
240 млрд. м3 природного газа – важнейшего топливного
источника в России;
135
•
340 млрд. кВт·ч электроэнергии;
•
89 млн. т. угля;
•
43 млн. т. сырой нефти и ее эквивалента в виде нефтепродуктов.
В целом, Россия может добиться экономии энергоресурсов в объеме,
эквивалентном приблизительно 300 млн. т. нефти в год или 2,1 т. нефти в
расчете на каждого жителя. Такая экономия равна совокупному объему
потребления первичных энергоресурсов таких стран как Франция или
Великобритания или 2% всего мирового производства энергоресурсов в 2005
году. Самое значительное снижение конечного потребления энергии может
быть достигнуто в:
•
жилищном секторе (37,4 млн. т у.т.),
•
в производстве электроэнергии (31,1 млн. т у.т.),
•
обрабатывающей промышленности (29,1 млн. т у.т.),
•
на транспорте (26,8 млн. т у.т.),
•
в системах теплоснабжения (21,8 млн. т у.т.).
В России снижение потребления электроэнергии сокращает совокупное
потребление первичных энергоресурсов почти в пять раз; снижение
потребления
тепловой
энергии
сокращает
совокупное
потребление
первичных энергоресурсов почти в три раза.
Однако технический потенциал повышения энергоэффективности
ограничен экономической целесообразностью, то есть, как минимум,
показателями окупаемости и рентабельности инвестиций.
Более
того
существует
различие
между
экономически
целесообразными и финансово привлекательными инвестициями, которое
обусловливается: а) разной ставкой дисконтирования для государственных и
частных инвестиций, б) учетом косвенных эффектов экономии энергии и в)
учетом внешних факторов. Необходимо также учитывать еще одно отличие
финансово привлекательных проектов от экономически целесообразных
мероприятий, состоящее в исключении из расчета стоимости любых внешних
факторов и косвенных эффектов.
136
Большая часть инвестиций, необходимых для реализации всего
потенциала повышения энергоэффективности в России, будет экономить как
энергоресурсы, так и снижать энергозатраты инвесторов. Три четверти
российского потенциала энергоэффективности могут быть реализованы через
экономически целесообразные инвестиции. Другими словами, экономическая
ценность сэкономленных энергоресурсов для России в целом будет выше,
чем
фактическая
стоимость
инвестиций.
Приблизительно
половина
российского потенциала энергосбережения может быть реализована через
финансово привлекательные инвестиции. Другими словами, эти инвестиции
сэкономят
денежные
средства
и
энергоресурсы
домохозяйствам,
предприятиям и бюджетным организациям, обеспечив привлекательный
уровень доходности на вложенный капитал.
Россия может снизить потребление топлива на электростанциях почти
на 30%. Однако это консервативная оценка, поскольку она не учитывает
экономию энергии, которая может быть достигнута в результате более
широкого
использования
ТЭЦ,
децентрализации
производства
и
оптимизации системы распределения электроэнергии. По сравнению с
системами теплоснабжения в других странах энергоемкость российских
систем теплоснабжения весьма высока. После мероприятий на ТЭЦ самую
большую экономию могут принести меры по повышению эффективности
производства тепловой энергии на газовых промышленных котельных и по
повышению эффективности распределения теплоты в муниципальных
системах теплоснабжения. Потребление энергоресурсов на котельных в
России можно снизить примерно на 8,4%. Инвестиции, необходимые для
реализации этого потенциала, составляют приблизительно 7 млрд. долл.
США. Около 90% технического потенциала может быть реализовано через
экономически целесообразные инвестиции. При внутренних ценах на
природный газ только 20 - 25% технического потенциала может быть
реализовано через финансово привлекательные инвестиции.
137
Отчетные данные о КПД российских котельных свидетельствуют о
том, что эффективность промышленных котельных составляет 68,6%,
котельных центрального отопления – 80,3% и малых котельных – 81,6%.
Однако на практике российские котельные являются менее эффективными,
чем сообщается в официальной статистике. По мнению
ЦЭНЭФ,
энергетические
точности
обследования
заставляют
сомневаться
в
официальных данных, что может только увеличить оценку объема рынка
перспективных когенерационных установок.
Таким образом, общий объем рынка проектирования, строительства и
эксплуатации когенерационных установок можно оценить в 300 млрд.
рублей.
Для каждого объекта оценки необходимо оценить объем релевантного
сегмента. Рынки для схем перспективных когенерационных установок на
основе ПГУ/ГПУ для различных местных видов углеродсодержащего
топлива также не могут превышать 10-15% от всего объема рынка из-за
сильной зависимости от наличия местного высококалорийного топлива, а
при либеральных экологических нормах и при наличии дешевого и
сравнительно экологически чистого природного газа уменьшает его в разы.
Для
программного
проектирования
и
комплекса
разработок,
а
Fuel
Thermal
также
Conversion
инвестиционного
рынок
анализа
перспективных схем когенерационных установок с применением технологий
газификации и пиролиза твердого углеродсодержащего топлива может
составлять не более 10-15% от всего объема рынка. Рынок систем управления
и диагностики когенерационных установок с применением технологий
газификации и пиролиза твердого углеродсодержащего топлива может
составлять не более 5% всего объема рынка.
Рынок
образовательных
технологий
и
услуг,
а
также
рынок
экспериментального стенда или лабораторного оборудования для центров
коллективного
пользования,
научно-исследовательских
и
учебных
138
организаций
оценить
сверху
не
представляется
возможным
ввиду
специфичности продукта.
Следует учесть, что на этапе формирования (становления) рынка не все
потенциальные клиенты имеют обыкновение пользоваться услугами новых
продуктов. Это касается, как правило, клиентов-новаторов и ранних
последователей. Это тип клиентов, которые считают себя лидерами,
передовиками технологий и ведут более смелую политику по внедрению
инновационных бизнес-процессов и методов принятия решений. Доля таких
клиентов по разным оценкам в среднем составляет 10-15%. Это также
подтверждается нормальным распределением, согласно которому основная
масса клиентов – 80% ведут себя нейтрально, сдержанно, 10% консерваторы, столько же – около 10% новаторы. Поэтому ориентировочную
оценку емкости рынка в краткосрочном периоде можно скорректировать на
число «новаторов», чтобы более точно определить число потенциальных
клиентов в кратко- и среднесрочном периоде (один – три года).
Таким образом, ориентировочная оценка перспективных сегментов
рынка составляет:
•
для рынков схем перспективных когенерационных установок на
основе ПГУ/ГПУ для различных местных видов углеродсодержащего
топлива составляет 30 млрд. (в краткосрочном периоде – 3 млрд. руб.);
•
для
рынка
проектирования
и
разработок,
а
также
инвестиционного анализа перспективных схем когенерационных установок с
применением
технологий
газификации
и
пиролиза
твердого
углеродсодержащего топлива составляет 3 млрд. руб. (в краткосрочном
периоде – 300 млн. руб.).
Данные оценки емкости рынка соотносятся как часть и целое, причем
оценка рынка проектирования и разработок, а также инвестиционного
анализа перспективных схем когенерационных установок с применением
технологий газификации и пиролиза твердого углеродсодержащего топлива
является более реалистичной.
139
5.4 Выводы по главе
1.
Приземные
концентрации
вредных
веществ
в
месте
расположения ПГУ на биомассе находятся в диапазоне до 0,03 мкг/м3 (за
исключением NOx, максимальная концентрация которого составляет 0,27
мкг/м3). Так в самом месте расположения ПГУ на биомассе вредные выбросы
составляют 0,03 мкг/м3 пыли, 0,27 мкг/м3 оксидов азота, 0,01 мкг/м3 оксида
углерода, что является высоким экологическим показателем в сравнении с
паросиловыми ТЭЦ.
2.
Влияние вредных выбросов на смертность и экономический
ущерб ПГУ на биомассе по отношению к паросиловым ТЭЦ сократилось
пропорционально
уменьшению
концентрации
каждого
типа
вредных
выбросов. К примеру, показатель смертности населения от энергетической
установки уменьшился примерно на 90 %.
3.
Срок окупаемости инвестиций ПГУ на биомассе с учетом
дисконтирования составляет около 7 лет. Себестоимость выработки
электроэнергии в цикле ПГУ на основе биомассы составляет 1,5 – 2
руб./кВт·ч, а тепловой энергии – 400 - 600 руб./Гкал.
140
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В работе изучен процесс термической конверсии нескольких образцов
древесных пород, распространенных на территории России. Для этого путем
нагрева материала с постоянной скоростью в среде инертного газа были
экспериментально
получены
термогравиметрические
характеристики
разложения каждого образца с оценкой влажности, зольности, выхода
летучих и угольного остатка.
Экспериментальные кривые пиролиза
рассматривались как независимые реакции конверсии основных компонентов
исходного растительного сырья.
Предложено
математическое
описание
процесса
пиролиза
с
использованием Аррениусовских зависимостей и получением универсальных
кинетических параметров пиролиза древесины.
Разработана методика оценки состава и энергетического потенциала
продуктов пиролиза и газификации твердого углеродсодержащего топлива,
реализованная в качестве программы для ЭВМ и зарегистрированная в
государственном Реестре.
Разработаны тепловые схемы ПГУ с пиролизером и газификатором
биомассы
с
определением
параметров
производства
тепловой
и
электрической энергии по энергетическим, экологическим и экономическим
показателям.
Определены оптимальные схемы и режимные параметры установки
производства тепловой и электрической энергии с использованием газа при
пиролизе и газификации биомассы на основе системного анализа и
математического моделирования.
Установлено, что применение ПГУ с пиролизером экономически
обоснованно при мощностях от 1 до 10 МВт из-за более низких удельных
вложений в оборудование, тогда как для ПГУ с газификатором приемлемы
электрические нагрузки от 10 до 50 МВт.
141
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Аверьянов В.К., Карасевич А.М., Федяев А.В. Системы малой
энергетики: современное состояние и перспективы развития. – М.: Страховое
Ревю, 2008 – 968 с.
2.
Анохин А.Б., Ситас В.И., Султангузин И.А., Хромченков В.Г.,
Бородулин А.В. Математическое моделирование и оптимизация как метод
решения проблем энергосбережения и экологии промышленных районов //
Теплоэнергетика. – 1994. – №6. – С.38-41.
3.
Басков В.Н., Панцхава Е.С. Моторные биотоплива: состояние и
перспективы развития технологии в мире и в России // Теплоэнергетика,
2013, № 4, с. 43 – 47.
4.
Безруких П.П., Арбузов Ю.Д., Борисов Г.А. и др. Ресурсы и
эффективность использования возобновляемых источников энергии в
России. – СПб.: Наука, 2002. 314 с.
5.
Беляев А.А. Газификация высокозольных топлив в кипящем слое:
учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2006. – 32 с.
6.
Беляев Л.С., Лагерев В.В., Посекалин В.В. и др. Энергетика ХХI
века: Условия развития, технологии, прогнозы. – Новосибирск: Наука, 2004.
– 386 с.
7.
Будыко
М.И.
Климат
в
прошлом
и
будущем.
–
Л.:
Гидрометеоиздат, 1980. — 352 с.
8.
Гайков А.В., Андреева В.П., Холоднов В.А.. Введение в Aspen
Plus. Учебное пособие. - СПб.: СПбГТИ (ТУ), 2000. – 22 с.
9.
Гелетуха
Г.Г.,
Железная
Т.А.
Современные
технологии
получения жидкого топлива из биомассы быстрым пиролизом. Обзор. Часть
1 // Промышленная теплотехника. – 2005. – Том 27. – №4. С. – 91.
10.
Федерации.
Государственная стратегия устойчивого развития Российской
Проект:
Комиссия
Государственной
думы
ФС
устойчивому развитию. – Зеленый мир, 2002. – № 13-14. – С.1-27.
РФ
по
142
11.
Гюльмалиев А.М. Гладун Т.Г., Головин Г.С. Уравнения
термодинамического расчета равновесного состава химических реакций //
Химия твердого топлива. – 1997. – № 6, – С.25-36.
12.
Гюльмалиев А.М., Головин Г.С., Гладун Т.Г. Теоретические
основы химии угля. М.: Московский государственный горный университет,
2003. – 556 С.
13.
Гюльмалиев
Математическое
А.М.,
моделирование
Султангузин
И.А.,
процесса
пиролиза
Федюхин
А.В.
биомассы
для
производства синтез – газа и кокса // Химия твердого топлива, 2012, №3, С.
25 - 29.
14.
Джонсон К. (1983). Численные методы в химии. М.: Мир. – 1983.
15.
Зайченко В.М., Косов В.Ф., Майков И.Л., Синельщиков В.А.
Получение водорода на основе пиролиза твердого и газообразного
углеводородного сырья // Труды III Международного симпозиума по
водородной энергетике. 2009. – М.: Издательский дом МЭИ. – С. 110-114.
16.
Канторович Б.В. Введение в теорию горения и газификации
твердого топлива. – М.: Металлургиздат. 1960, – 360 с.
17.
Кислицын А.Н. Пиролиз древесины. М.: Лесн. пром-сть, 1990. –
18.
Клер А.М., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. и др. Теплосиловые
312 с.
системы: Оптимизационные исследования. – Новосибирск: Наука, 2005. –
236 с.
19.
Клер А.М., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и
технико-экономические исследования энерготехнологических установок
синтеза метанола. Новосибирск: Наука – Сиб. предприятие РАН, 1998. – 127
с.
20.
Клименко А.В., Реутов Б.Ф. Биомасса – важнейший источник
энергии для России // Энергетика России: проблемы и перспективы: тр. Науч.
сессии РАН / под. ред. В.Е. Фортова, Ю.Г. Леонова. – М.: Наука, 2006. – с.
336-340.
143
21.
Клименко В.В., Терешин А.Г., Безносова Д.С. Изменение климата
и потребление энергии на европейской части России: ретроспектива и
прогноз // Вестник МЭИ. - 2003. - № 5. - С. 76 – 81.
22.
Лыгина Е.С., Дмитрук А.Ф., Галушко Л.Я., Любчик С.Б.,
Третьяков В.Ф. Особенности изучения термодеструкции твердых и жидких
органических углеродосодержащих продуктов методом термогравиметрии //
Химия твердого топлива. 2009. – №3. – С. 58-74.
23.
Майков И.А., Синельщиков. В.А., Федюхин А.В. Исследование
термического распада органического сырья растительного происхождения //
Труды 5-й Российской национальной конференции по теплообмену. – М.:
МЭИ, 2010. – Т. 3. – c. 262 – 264.
24.
Макаров Г.Н., Харлампович Г.Д., Королев Ю.Г. и др. Химическая
технология твердых горючих ископаемых – М.: Химия. 1983. - 496 с.
25.
Масленников В.М., Выскубенко Б.А., Штеренберг В.Я. и др.
Парогазовые
установки
с
внутрицикловой
газификацией
топлива
и
экологические проблемы энергетика / Под ред. С.А. Христиановича (СССР) и
Т.Х. Джейнса (США). – М.: Наука, 1983.
26.
Моисеев И.И., Платэ Н.Э., Варфоломеев С.Д. Альтернативные
источники энергии России // Энергетика России: проблемы и перспективы:
тр. Науч. сессии РАН / под. ред. В.Е. Фортова, Ю.Г. Леонова. – М.: Наука,
2006. – с. 48-61.
27.
Моисеев Н.Н. Математические задачи системного анализа. – М.:
Наука, 1981. - 488 с.
28.
Никитин
В.М.
Химическая
переработка
древесины
и
ее
перспективы. – М: Лесн. пром-сть, 1974. – 88 с.
29.
Оценка воздействия на окружающую среду и разработка
нормативов ПДВ: Справ. изд. / Максименко Ю.Л., Шаприцкий В.Н., Горкина
И.Д. – М.: Изд-во «СП Интермет Инжиниринг», 1999. – 480 с.
144
30.
Панцхава Е.С. Биогазовые технологии - радикальное решение
проблем экологии, энергетики и агрохимии // Теплоэнергетика. – 1994. – № 4.
– С. 36-42.
31.
Панцхава
Е.С.,
Пожарнов
В.А.
В
перспективе
Россия
крупнейший поставщик биотоплива на мировой рынок // Энергия:
экономика, техника, экология. 2005. – №6. – С. 10-19.
32.
Паппас М., Моради Дж.
Усовершенствованный
алгоритм
прямого поиска для задач математического программирования // Труды
Американского общества инженеров-механиков: Сер. В. Конструирование и
технология машиностроения. – 1975. – №4. – С. 158 – 165.
33.
Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация
теплоэнергетических установок. – М.: Энергия, 1978. – 416 с.
34.
Рахманкулов Д.Л., Вильданов Ф.Ш., Николаева С.В., Денисов
С.В. Успехи и проблемы производства альтернативных источников топлива и
химического сырья. Пиролиз биомассы // Башкирский химический журнал.
2008. – Том 15. – №2. – С. 36-52.
35.
Ревич Б.Е. Загрязнение окружающей среды и здоровье населения.
– М.: Изд-во МНЭПУ, 2001. – 264 с.
36.
Реклейтис Г. Оптимизация в технике: в 2 кн. / Г. Реклейтис, А.
Рейвиндран, К. Регсдел; пер. с англ. – М.: Мир, 1986.
37.
Сазанов
Б.В.,
Ситас
В.И.
Теплоэнергетические
системы
промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 304 с.
38.
Сергеев
В.В.
Теплоэнергетические
основы
промышленной
слоевой газификации растительной биомассы: Автореф. дис. … докт. техн.
наук.- Санкт-Петербург, 2009. - 32 с.
39.
Синярев Г.Б. Ватолин Н.А., Трусов Б.Г. Применение ЭВМ для
термодинамических расчетов металлургических процессов. М.: Наука – 1982.
40.
Ситас В.И., Султангузин И.А. Математическое моделирование
теплоэнергетической системы металлургического комбината на ЭВМ //
Научн. тр. ин-та / Моск. энерг. ин-т. – 1989. - Сб. № 198. - С. 13 - 19.
145
41.
Сладков И.Б., Морачевский А.Г. Термодинамические расчеты в
металлургии. М.: Металлургия. – 1993.
42.
Сталл Д. Вестрам Э., Зинке. Г. Химическая термодинамика
органических соединений. М.: Мир. – 1971.
43.
Степанов Н.Ф. Ерлыкина М.Е., Филиппов Г.Г. Методы линейной
альгебры в физической химии. – М.: Издательство МГУ. – 1976.
44.
Федюхин
Султангузин И.А., Замерград В.Э., Карасевич В.А., Албул А.В.,
А.В.
Оптимизация
использования
природного
газа
и
возобновляемых источников энергии в энергетических компаниях. Журнал
«Наука и техника в газовой промышленности», 2013, №1, С. 63-76.
45.
Султангузин И.А., Федюхин А.В., Яворовский Ю.В. Разработка
установки термической конверсии биомассы и производства тепловой и
электрической энергии в ПГУ. Труды Второй Всероссийской научнопрактической конференции «Повышение надежности и эффективности
эксплуатации электрических станций и энергетических систем». Энерго –
2012. – М.: Издательский дом МЭИ, 2012. С. 397 – 400.
46.
Султангузин
И.А.,
Яворовский
Ю.В.
Математическое
моделирование и оптимизация промышленных теплоэнергетических систем.
– М.: Издательский дом МЭИ. – 2009.
47.
ФГБУ РЭА Минэнерго РФ. Биоэнергетика России в XXI веке. –
М.: Российское энергетическое агентство, 2012. 37 с.
48.
Федюхин А.В., Султангузин И.А., Степанова Т.А., Волошенко
Е.В., Курзанов С.Ю., Исаев М.В. Оценка эффективности выработки тепловой
и электрической энергии в установке с газификатором или пиролизером
биомассы // Кокс и химия. - № 8. 2013. С. 38 – 42.
49.
Федяев А.В., Федяева О.Н. Комплексные проблемы развития
теплоснабжающих систем. – Новосибирск: Наука, 2000. – 256 с.
50.
Фенгел Д., Вегенер Г., под ред. Леоновича А.А. Древесина
(химия, ультраструктура, реакции). – М.: Лесная пром-сть, 1988. – 512 с.
146
51.
Фортов В.Е., Попель О.С. Энергетика в современном мире. –
Долгопрудный: Интеллект, 2011. – 168 с.
52.
Фортов Е.В., Фаворский О.Н. Состояние и основные проблемы
энергетики России // Энергетика России: проблемы и перспективы: тр. Науч.
сессии РАН / под. ред. В.Е. Фортова, Ю.Г. Леонова. – М.: Наука, 2006. – с.
13-21.
53.
Холоднов В.А., Викторов В.К., Ананченко И.В., Чепикова В.Н.
Лабораторный практикум по моделированию и оптимизации химикотехнологических процессов и систем с помощью программного продукта
ASPEN PLUS: Учебное пособие. - СПб.: СПбГТИ (ТУ), - 2000 – 41с.
54.
Холоднов В.А., Хартманн К.,Чепикова В.Н., Андреева В.П.
Системный анализ и принятие решений. Компьютерные технологии
моделирования
химико-технологических
систем
с
материальными
и
тепловыми рециклами. Учебное пособие. - СПб.: СПбГТИ (ТУ), 2006.-160 с.
55.
Христианович С.А. Избранные работы. Речная гидравлика.
Теория фильтрации. Аэродинамика и газовая динамика. Горное дело. Теория
пластичности. Энергетика. – М.: Наука – Изд-во МФТИ, 1998. – 336 с.
56.
Шейндлин А.Е. Проблемы новой энергетики. М.: Наука, 2006. –
57.
Школлер М.Б. Полукоксование каменных и бурых углей;
406 с.
Инженерная академия России. Кузбасский филиал. Новокузнецк. – 2011. –
232 с.
58.
Шпильрайн Э. Э., Малышенко С. П., Кулешов Г. Г.; Под ред.
Легасова В. А. Введение в водородную энергетику. М.: Энергоатомиздат,
1984. – 264 с.
59.
Шуп Т. Решение инженерных задач на ЭВМ: пер. с англ. – М.:
Мир, 1982. – 237 с.
60.
Ahnger A., Graham R.G. Liquid biofuel for diesel power production:
A techno-economic assessment// The Proceedings of the 9th European Bioenergy
Conference. Copenhagen. Denmark. – 1996. – V. 3. – P. 1614.
147
61.
Ahrenfeldt J., Thomsen T. P., Henriksen U., Clausen L.R. Biomass
gasification cogeneration - A review of state of the art technology and near future
perspectives // Applied Thermal Engineering. – 2013. – №50. – P. 1407-1417.
62.
Authier O., Ferrer M., Corriou J.-P., Mauviel G., Khalfi A.-E., Lede J.
Experimental and theoretical study of wood fast pyrolysis // The Proceedings of
16th European Biomass Conference and Exhibition. Valencia. Spain. 2008. – P.
1077-1084.
63.
Barneto A.G., Carmona J.A., Alfonso J.M. and Ferrer J.C. Use of
thermogravimetry/mass spectrometry analysis to explain the origin of volatiles
produced during biomass pyrolysis // Ind. Eng. Chem. – 2009. – Vol. 48. – P.
7430-7436.
64.
Basu P. Biomass gasification and pyrolysis. Practical design and
theory. – 2010. – Elsevier. – 352 P.
65.
Basu P., Kaushal P. Modeling of pyrolysis and gasification in
fluidized beds// Chemical product and Process Modeling. 2009. – Vol. 4. – Iss.1.
Art. 21.
66.
Biagini E., Lippi F., Petarca L., Tognotti L. Devolatilization of
biomasses and coal-biomass blends: an experimental investigation // Fuel. – 2002.
– V. 81. – P. 1041-1050.
67.
Bramer E.A., Brem G.A. Novel theory for fast pyrolysis of biomass:
pyrolysis reactor // The Proceedings of the 12th European Biomass Conference.
Munich. Germany. – 2002. – P. 430.
68.
Bridgewater A.V., Peacocke G.V. Production of liquids in high yields
by ablative fast pyrolysis // The Proceedings of the 8th European Bioenergy
Conference. Vienna. Austria. 1994. – V.3. – P. 1749.
69.
Bridgewater A.V., Peacocke G.V. Status of fast pyrolysis for biomass
// Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2000. – № 4. – P. 1.
70.
Buljit
B.,
Pinakeswar
M.,
Vijayand
S.M.
Thermodynamic
optimization of biomass gasification for decentralized power generation and
Fischere-Tropsch synthesis // Energy. – 2010. – №35. – P. 2557-2579.
148
71.
Ciferno J.P., Marano J.J. Benchmarking Biomass Gasification
Technologies for Fuels, Chemicals and Hydrogen Production // U.S. Department of
Energy National Energy Technology Laboratory. 2002. 58 P.
72.
Dockery D.W., Pope III C.A., Xiping Xu et al. An association
between air pollution and mortality in six US cities // New England Journal of
Medicine. - 1993. - Vol. 329. - № 24. - P.1753-1759.
73.
Doherty W., Reynolds A., Kennedy D. The effect of air preheating in
a biomass CFB gasifier using ASPEN Plus simulation // Biomass and Bioenergy. –
2009. – № 33. – P. 1158 – 1167.
74.
Estimating Fuel Cycle Externalities: Analytical Methods and Issues:
Report 2 / Oak Ridge National Laboratory and RFF, USA. - Study by US DOE and
Commission of EC, July 1994. - 350 P.
75.
Externalities of Fuel Cycles ExternE Project. Coal Fuel Cycle: Report
№ 2 / European Commission DG XXII. - 1994. - 325 P.
76.
Fantozzi F., Bartocci P., Bidini G., Desideri U. Rotary kiln slow
pyrolysis, estimate of product yields for different types of biomass, through
modeling// The Proceedings of 16th European Biomass Conference and
Exhibition. Valencia. Spain. – 2008. – P. 1188-1193.
77.
Fedyukhin A.V., Maikov I.L., Sinelshchikov V.A. Comparison of
kinetic models of biomass thermal decomposition // Book of Abstracts of
International Conference on Interaction of Intense Energy Fluxes with Matter.
Nalchik. Russia. 2011. P. 114–115.
78.
Fedyukhin A. V., Sultanguzin I. A., Stepanova T. A., Voloshenko E.
V., Kurzanov S. Yu., Isaev M. V. Improving Solid Fuel Pyrolysis and Gasification
for Effective Cogeneration // Coke and Chemistry. - 2013. - Vol. 56. - No. 8. - P.
302–306.
79.
Fjellerup J., Ahrenfeldt J., Henriksen U. Pyrolysis of pine wood,
experiments and theory// The Proceedings of 14th European Biomass Conference
and Exhibition. Paris. France. – 2005. – P. 933-936.
149
80.
François J., Abdelouahed L., Mauviel G., Feidt M., Rogaume C.,
Mirgaux O., Patisson F., Dufour A. Estimation of the energy efficiency of a wood
gasification CHP plant using Aspen Plus // Chemical engineering transactions. –
2012. – №29. – P. 769-774.
81.
Ganan J., Al-Kassir A., Miranda A.B., Turegano J., Correia S. Energy
production by means of gasification process of residuals sourced in Extremadura
(Spain) // Renewable Energy. – 2005. – №30. – P. 1759–1769.
82.
Gomez J.C., Manya J.J., Enrique Velo J.M. and Puigjaner L. Further
applications of a revisited summative model for kinetics of biomass pyrolysis //
Ind. Eng. Chem. – 2004. – Vol. 43. – P. 901-906.
83.
Gyul’maliev A. M., Sultanguzin I. A., Fedyukhin A. V. Mathematical
simulation of the pyrolysis of biomass for the manufacture of synthesis gas and
coke // Solid Fuel Chemistry – 2012. - Vol. 46, No. 3, P. 164–167.
84.
Hohmeyer O. Social Costs of Energy Consumption. - Springer Verlag,
1988. - 61 P.
85.
Hornung A., Sagi S., Marongiu A., Seifert H. Evaluation of the formal
kinetic parameters and degradation mechanisms for the pyrolysis of lignin by
thermogravimetry mass-spectrometry// The Proceedings of 16th European Biomass
Conference and Exhibition. Valencia. Spain. 2008. – P. 1119-1126.
86.
Idris S.S., Rahman N.A., Ismail K., Alias A.B., Rashid Z.A., Aris M.J.
Investigation on thermochemical behavior of low rank Malaysian coal, oil palm
biomass and their blends during pyrolysis via thermogravimetric analysis (TGA) //
Bioresource Technology. – 2010. – 101. – P. 4584-4592.
87.
Johnson R.S., Jones J.M., Ross A.B. Hydrothermal liquefaction of
biomass model compounds // The Proceedings of 17th European Biomass
Conference and Exhibition. Hamburg. Germany. 2009. – P. 1559-1564.
88.
Kumar A, Flynn P., Sokhansanj S. Biopower generation from
mountain pine infested wood in Canada: An economical opportunity for
greenhouse gas mitigation // Renewable Energy. – 2008. – №33. – P. 1354-1363.
150
89.
Kalita P., Mohan G., Kumar G.P. and Mahanta P. Determination and
comparison of kinetic parameters of low density biomass fuels // J. Renewable and
Sustainable Energy. 2009. – V. 1. – P. 1-12.
90.
Kosov V.V., Kosov V.F., Maikov I.L., Sinelshchikov V.A., Zaichenko
V.M. High calorific gas mixture produced by pyrolysis of wood and peat // The
Proceedings of 17th European Biomass Conference and Exhibition. Hamburg.
Germany. 2009. – P. 1085-1088.
91.
Larson E.D., Svenningsson P., Bjerle I. Biomass Gasification for Gas
Tur-bine Power Generation // Electricity: Efficient End-Use and New Generation
Technologies, and Their Planning Implications. Lund University Press, 1989. - Р.
697 – 739.
92.
Larson E.D., Williams R.H. A review of biomass integrated-
gasifier/gas turbine combined cycle technology and its application in sugarcane
industries, with an analysis for Cuba // Energy for Sustainable Development. –
2001. – Vol. 5 – №1 – P. 54-76.
93.
Lipfert F.W. Air Pollution and Community Health: a Critical Review
and Data Sourcebook. - Van Nostrad Reinhold, New York, 1994. -542 P.
94.
Mann M.K., Spath P.L. Life Cycle Assessment of a Biomass
Gasification Combined-Cycle System // U.S. Department of Energy Laboratory.
1997. 160 P.
95.
Manya J.J., Enrique Velo J.M. and Puigjaner L. Kinetics of biomass
pyrolysis: a reformulated three-parallel reactions model // Ind. Eng. Chem. – 2003.
– Vol. 42. – P. 434 -441.
96.
Mehrdokht B.N., Mahinpeya N. Simulation of biomass gasification in
fluidized bed reactor using ASPEN PLUS // Biomass and Bioenergy. – 2008. – №
32. – P. 1245 – 1254.
97.
Orfao J.J.M., Antunes F.J.A., Figueiredo J. L. Pyrolysis kinetics of
lignocellulosic materials - three independent reactions model // Fuel. – 1999. – V.
78. – P. 349-358.
151
98.
Pope C.A., Thun M.J., Naboodiri M.M. et al. Particulate Air Pollution
as a Predictor of Mortality in a Prospective Study of U.S. Adults // American
Journal of respiratory and Critical Care Medicine. - 1995. - Vol. 151. - P. 669 –
674.
99.
Rabl A., Curtiss P.S., Pons A., et al. Environmental Impacts and
Costs: the Nuclear and the Fossil Fuel Cycles: Report to EC of Project «External
Costs of Fuel Cycles: Implemen-tation of the Accounting Framework in France».
DG XII. / Ecole des Mines de Paris, France, 1995. - 120 P.
100. Ramzan N., Ashraf A., Naveed S., Malik A. Simulation of hybrid
biomass gasification using Aspen plus: A comparative performance analysis for
food, municipal solid and poultry waste // Biomass and Bioenergy. – 2011. – №
35. – P. 3962 – 3969.
101. Rincon Pratt S., Gomez Mejia A. Pyrolysis of agroindustrial biomass
residues// The Proceedings of 16th European Biomass Conference and Exhibition.
Valencia. Spain. – 2008. – P. 1200-1204.
102. Robert J. Evans, Thomas A. Milne Molecular characterization of the
Pyrolysis of Biomass. 1. Fundamentals // Energy & Fuels. – 1987. – Vol.1, No. 2 –
P. 123-137.
103. Rui Lou, Shu-bin Wu. Products properties from fast pyrolysis of
enzymatic/mild acidolysis lignin // Applied Energy. – 2011 – № 88. – P. 316-322.
104. Schefflan R. Teach yourself the basics of Aspen Plus. - American
Institute of Chemical Engineers and John Wiley & Sons, Inc. 2011. – P. 211.
105. Schwartz J. Particulate air pollution and daily mortality in Detroit //
Environmental Research. - December 1991. - Vol. 56(2). - P. 204-213.
106. Shen Y., Yoshikawa K. Recent progresses in catalytic tar elimination
during biomass gasification or pyrolysis - A review // Renewable and Sustainable
Energy Reviews. 2013. – № 21. – P. 371–392.
107. Tonsing R. Biomass CHP. Fast Pyrolysis maximizes bio-oil
production // Cogeneration and on-site power. 2005. – Jan.-Feb. – P 65.
152
108. Uisung L., Elango B., Chung J.N. An experimental evaluation of an
integrated biomass gasification and power generation system for distributed power
applications // Applied Energy. – 2013. – №101. – P. 699–708.
109. User’s Guide for the Industrial Source Complex (ISC3) Dispersion of
Model Algorithms / US Environmental Protection Agency. - Vol. 2, EPA 454/B95-003b. - USA, 1995.
110. Varhegyi G., Antal M.J. Kinetics of the thermal decomposition of
cellulose, hemicellulose, and sugar cane bagasse // Energy & Fuel. 1989. – V. 3. –
P. 329-335.
153
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ОПИСАНИЕ ПРОГРАММЫ FUEL THERMAL CONVERSION
154
Авторы: Гюльмалиев Агаджан Мирзоевич, Султангузин Ильдар
Айдарович, Федюхин Александр Валерьевич.
Правообладатель:
Общество
с
ограниченной
ответственностью
«Эксперт Энерго» (ООО «Эксперт Энерго»).
Программа: Fuel Thermal Conversion.
Аннотация: Программа Fuel Thermal Conversion предназначена для
расчета
состава
и
свойств
продуктов
термической
конверсии
углеродсодержащего топлива при заданном элементарном составе исходного
сырья, а также режимных параметрах реактора.
В данной программе для ЭВМ рассчитываются системы уравнений для
оценки равновесного состава многокомпонентной системы. Для расчета
используются методы химической термодинамики, содержащие константы
равновесия. При решении данных уравнений существенным является
выделение независимых составляющих (базиса), через количества которых
выражаются количества всех остальных составляющих. Число молей
простых веществ (базисных компонентов), которые задаются в качестве
исходной информации, определяется, исходя из элементного состава образца.
Целевой функцией оптимизации является дифференциал энергии Гиббса,
который в равновесном состоянии равен нулю.
Программа решает следующие задачи:
- Построение матрицы данных всех компонентов сырья на основе
элементарного анализа.
- Оценка максимального количества молей окислителя, необходимого
для полного сгорания единицы массы топлива.
- Расчет энергии Гиббса системы и минимизация ее дифференциала.
- Составление уравнений материального баланса.
Тип ЭВМ: Персональный компьютер.
Язык: Си.
ОС: Windows (не ниже ХР).
Объём программы: 154 кб исходного текста.
155
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
ЗАЯВКА НА ПОЛЕЗНУЮ МОДЕЛЬ № 2013157316
156
Авторы: Гюльмалиев Агаджан Мирзоевич, Султангузин Ильдар
Айдарович, Федюхин Александр Валерьевич.
Полезная
модель:
Автономная
когенерационная
установка
с
внутрицикловым пиролизом твердого углеродсодержащего топлива.
Аннотация: Полезная модель относится к области теплоэнергетики и
может
применяться
для
повышения
энергетической
безопасности,
надежности энергоснабжения и экологической обстановки малых городов,
поселков городского типа и сельских поселений Российской Федерации.
Автономная когенерационная установка с внутрицикловым пиролизом
твердого
углеродсодержащего
соединенные
между
влагосодержания
собой
топлива,
топлива
сушильный
пиролизер,
содержит
барабан
циклон
последовательно
для
уменьшения
высокотемпературной
механической очистки синтез-газа, связанный трубопроводом с охладителем
синтез-газа, камеру сгорания угольного остатка и смол, соединенную с
пиролизером, дожимной компрессор синтез-газа, приводимый в действие от
электродвигателя
через
соединительную
муфту,
модульный
блок,
включающий в себя камеру сгорания парогазовой установки, а также газовую
турбину, соединенную механически с генератором, и осевой компрессор
воздуха, расположенные на одном валу, котел-утилизатор, установленный на
выхлопе газовой турбины; паротурбинный блок, включающий паровую
турбину, соединенную механически с генератором, конденсатор пара,
расположенный
после
котла-утилизатора
и
питательный
насос
для
организации циркуляции воды в контуре паротурбинной установки,
конденсационный теплообменник, соединенный на входе трубопроводом
подачи дымовых газов с сушильным барабаном и на выходе с сепаратором,
предназначенным для разделения жидкой и газообразной фаз дымовых газов,
при этом конденсат из сепаратора по трубопроводу отводится в контур
паротурбинной установки, а дымовые газы выбрасываются в атмосферу.
Техническим результатом настоящей полезной модели является разработка
автономной когенерационной установки на основе пиролиза твердого
157
органического топлива, обеспечивающая повышенную энергоэффективность
блока за счет наиболее оптимального использования тепловой энергии
внутри цикла при снижении энергетических затрат на собственные нужды.
Автономная когенерационная установка с внутрицикловым пиролизом
твердого углеродсодержащего топлива содержит сушильный барабан 1,
пиролизер, представляющий собой вращающую печь со шнековой подачей
топлива 2, циклон высокотемпературной механической очистки синтез-газа
3, охладитель синтез-газа 4, электродвигатель 5, дожимной компрессор
синтез-газа 6, камеру сгорания парогазовой установки 7, газовую турбину 8,
генераторы 9, камеру сгорания угольного остатка и смол 10, осевой
компрессор воздуха 11, котел-утилизатор 12, паровую турбину 13,
конденсатор 14, питательный насос 15, конденсационный теплообменник 16,
сепаратор 17.