Расчет газификации твердого топлива. Украинская инженернопедагогическая академия кафедра тэу тэс и аэс топлива, топки и котельные установки
 Скачать 162.05 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ УКРАИНСКАЯ ИНЖЕНЕРНО-ПЕДАГОГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ КАФЕДРА ТЭУ ТЭС И АЭС ТОПЛИВА, ТОПКИ И КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА  ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА НА ПАРОКИСЛОРОДНОМ ДУТЬЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ.РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПРОЦЕССА ГАЗИФИКАЦИИ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Выполнил студент: гр. ДЕН-Т13мг Галий В. А. Проверил преподаватель: Гулей А. Б. Харьков 2014 << Вариант 1 >> P= 1.9 MПa T= 900 C V= 150000 нм3-для энергоблока A= .792 B= 39 C= 1.993758E-2 D= .7391304 x= .954 y= 4.240637E-2 z= 1.31 u= 4.444188E-2 t= 1.954082E-2 1) x + 3.2375E-2 *xz + z + 2.564E-2 *z2 + 1.99E-2 *x2 - 2.4 = 0 2) x + 5.35055E-3 *xz - .7391304 *z - 3.828255E-2 *z2 + 3.987516E-2 *x2 = 0 u-CO2 - 4.444188E-2 1.851745 % 1.885052 % Низш тепл сгор x- H2 - .99 41.25 % 41.99197 % 2410 z –CO - 1.31 54.58333 % 55.56512 % 2855 t-CH4 - 1.954082E-2 .8142009 % .828846 % 8005 y-H2O - 4.240637E-2 1.766932 % ________________________________________________________________________________ Всего- 2.406389 MПa 100.2662 %Влж г 100.271 %Сух г Cy= 1.2768 уноса% Cшл= 10.3208 шлака% Cсм= 4.1 смолы и бенз% Zcг= 38.51786 % Vг= .6974012 м3/кг Qтн= 16690.43 кДж/кг Qгн= 11867.59 кДж/нм3 KПД= 49.58813 % n= 10.05452 шт B1= 115930.7 кг/час РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ГАЗИФИКАЦИИ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Газификацией называется термохимический процесс взаимодействия топлива с газо–или парообразными реагентами, содержащими окислитель в целях получения горючих газов. При газификации практически вся органическая масса топлива превращается в газ (в отдельных случаях наблюдается образование небольших количеств смолопродуктов и бензинов) [1]. Аппараты, в которых твердое топливо превращается в газообразное, называют газогенераторами. Газогенератор представляет собой шахту, выложенную огнеупорным кирпичом. В шахте установлена колосниковая решетка (в плоскости, перпендикулярной вертикальной оси), на которую подается топливо (сверху или сбоку). Дутье (воздух, кислород, водяной пар) поступает в генератор снизу под колосниковую решетку. Получающийся генераторный газ отводится из верхней части генератора над слоем топлива. Загруженное в генератор твердое топливо опускается навстречу нагретому газовому потоку. Поступающее в генератор дутье проходит сначала через слой шлака, лежащий на колосниковой решетке, при этом дутье нагревается и распределяется по сечению шахты генератора. Затем дутье встречает слой раскаленного топлива (кокса) и вступает в реакцию с его углеродом. Пространство, занимаемое нижней частью слоя топлива, в котором еще имеется свободный кислород дутья, называется окислительной зоной, или зоной горения. Пространство, в котором протекают восстановительные реакции, называют зоной восстановления. Зона горения и зона восстановления вместе образуют зоной газификации. Над зоной восстановления находится зона сухой перегонки, а еще выше – зона подсушки, вместе эти зоны называют зоной подготовки топлива. При выходе из зоны горения газ содержит значительное количество двуокиси углерода, и некоторое количество окиси углерода. Двуокись углерода и пары воды, поднимаясь с остальным газовым потоком, восстанавливаются углеродом раскаленного кокса в окись углерода и водород. Как первичная реакция взаимодействия водяного пара с углеродом, так и суммарный процесс газификации идет с суммарным поглощением тепла. В качестве источника тепла служит экзотермическая реакция окисления твердого топлива, для чего в газогенератор подают парокислородную смесь (кислород смеси окисляет часть топлива). Газогенераторные газы на выходе из зоны газификации содержать много влаги в виде водяных паров. Влага снижает характеристики топлива, поэтому газы осушают, а окончательный расчет выполняется для сухого генераторного газа. Для мощных ТЭС газификацию топлива целесообразно осуществлять под давлением, что улучшает технико-экономические показатели процесса [2]. Также применение парокислородного дутья под давлением интенсифицирует процесс газификации. Расчет основных показателей процесса газификации твердого топлива В данном расчете определяются основные показатели процесса газификации твердого топлива: состав генераторного газа, его теплота сгорания выход газа на единицу перерабатываемого топлива, расход окислителя (водяного пара, воздуха или кислорода). В расчете применен алгебраический метод Дешалита, основанный на использовании, как теоретических положений, так и на результатах промышленных испытаний газификаторов на том или ином топливе [1, 2]. Исходные данные для расчета Номер зачетной книжки (или номер в журнале группы) - №1. Топливом служит александрийский бурый уголь с составом рабочей массы: Ср = 42.56; Нр = 3.70; Nр = 0.45; Ор = 13.72; Sр = 3.60; Ар = 17.90; Wр = 18.00. Давление смеси газов, участвующих в процессе газификации, рассчитывается по формуле: P = 2 + 0.1  , Мпа,где n1 - предпоследняя и n – последняя цифры номера зачетной книжки (или номера в списке группы) студента. В нашем случае n1 = 1, n = 1. P = 1.9 Mпa. Температура процесса газификации рассчитывается по формуле: T = 950 +  50, oC,где n1 - предпоследняя и n – последняя цифры номера зачетной книжки (или номера в списке группы) студента. T = 900 оС. 2.2 Расчет состава генераторного газа По химическому составу каменный уголь представляет смесь высокомолекулярных соединений с высокой массовой долей углерода, а также воды и летучих веществ. В состав углей входят минеральные примеси, которые при сжигании угля образуют золу. Когда уголь разлагают на составные части, нагревая его без доступа воздуха, то образуются смолы. При расщеплении сложных молекул одновременно к «осколкам» распавшихся молекул присоединяются атомы водорода. Часть молекул, теряющих водород, превращается в тяжелые масла — смолы. Другая часть, которая насыщается этим водородом, образует молекулы бензина и других легких фракций. При газификации на парокислородном дутье под давлением имеют место следующие реакции, определяющие теоретический расчетный состав выходящего газа [1]: С + СО2  2СО – Q1; (1)СО + H2O СО2 + H2 + Q2; (2)С + 2H2 СH4 + Q3. (3)Предполагается, что горючая часть топлива, при газификации, состоит только из С. На основании результатов практических исследований [1, 2] принимаем, что в состав генераторного газа входят следующие компоненты: СО, СО2, H2, СH4, H2O. Для определения процентного содержания этих компонентов в газе составляем 5 уравнений:  (4)Уравнение (4) составлено на основании того, что сумма парциальных давлений компонентов равна общему давлению, под которым находится образовавшийся газ. Константы равновесия для этих реакций рассчитываются по следующим уравнениям:  ; (5) (6) (7) (8)Уравнение (8) составлено, исходя из того, что отношения содержания водорода к кислороду в полученном газе и в исходной газифицируемой смеси, должны быть равны между собой [2]. Введем следующие обозначения:  = x;         С учетом введенных обозначений уравнения (5-8) примут следующий вид: x +y + z + t + u = Робщ.     После преобразований этих уравнений получим следующие два алгебраических уравнения второй степени с двумя неизвестными:  (9) (10)Для определения величины D будем исходить из отношения водорода к кислороду в газифицируемой смеси. Принимаем, что водяной пар и кислород подаются под давлением Робщ., и отношение их давлений составляет, согласно [1], 85:15, тогда:   Так как  или  ,то  , а  Тогда  = 0.739130.В нашем случае величины  ,  и определяем по таблице 1[5]: B= 39  A= 0.792000;  C= 1.993758E-2.Подставляя значения А, В, С, D в уравнения (9, 10), получаем эти уравнения в окончательном для решения виде: 1) x + 3.2375E-2 ×xz + z + 2.564E-2 × z2 + 1.99E-2 ×x2 – 1.9 = 0 2) x + 8.449883E-3 ×xz - 0.739 × z - 3.7897E-2 × z2 + 1.99E-2 × x2 = 0 В результате решения этих уравнений численным методом (Ньютона) с применением программы для ПЭВМ [5], получаем следующие значения неизвестных: x = 0.7914285. y = 0.015 z = 1.041601. u = 0.04. t = 0.019. По этим значениям рассчитываем величины парциальных давлений газов  , сумма которых  должна быть равна величине Робщ, заданной в условии. При этом заданная величина и полученная в результате расчетов сумма парциальных давлений различаются на величину (погрешность), обусловленную конечной разрядностью проведенных вычислений. При относительной величине погрешности определения Робщ. не более 1%, этим различием можно пренебречь  = 0.7914285+1.041601+0.015+0.04+0.019 = 1.91703 МПа.Проверяем относительную погрешность расчета , %: 100.9%.Полученная величина удовлетворяет требованиям к точности вычислений.Парциальное давление каждого компонента газовой смеси пропорционально доле этого газа в смеси. Поэтому по рассчитанным парциальным давлениям определяем содержание соответствующих газовых компонент: СО2 =  ;H2 =  ;СО =  ;СH4 =  ;H2O =  .Полученный состав соответствует газу на выходе генератора, в котором содержится значительное количество водяных паров. Так как генераторный газ подвергается осушению перед тем, как подается в газовую ступень ПГУ, производим расчет состава сухого газа, в котором содержание H2O = 0 %: СО2 =  ;H2 =  ;СО =  ;СH4 =  ;Расчетный состав газа, полученного при газификации твердого топлива на парокислородном дутье под давлением, приводится в таблице 2. Таблица 2. Расчетный состав газа, полученного при газификации твердого топлива на парокислородном дутье под давлением.
2.3 Расчет выхода газа на единицу перерабатываемого топлива Газ, получаемый при газификации, представляет собой смесь различных газообразных и парообразных компонентов, в основном углеродсодержащих. Парообразные продукты, присутствуют в газопаровой смеси в виде паров воды, смолопродуктов и легких углеводородов, конденсирующихся при положительной температуре (бензиновые фракции и др.). Выход газа определяют с учетом выхода смолопродуктов и газового бензина. Также учитываются потери углерода (горючих) с уносом и провалом. Удельный выход (на 1 кг твердого топлива) сухого газа (без паров воды)  , нм3/кг, при относительно небольшом содержании водорода в газе, может быть рассчитан по балансу углерода:  = где  - доля углерода, в соответственно: исходном топливе (на рабочую массу), твердом уносе, шлаке, смолопродуктах и газовом бензине;  – содержание углерода в компонентах сухого газа с одним атомом углерода, кг/нм3, (здесь  - молекулярная масса углерода - 12 кг, 22.4 – объем, который имеет 1 кмоль любого газа в нормальных условиях, нм3);  - объемные доли углеродсодержащих компонентов в сухом газе, %.Потери углерода с уносом, %, равна  , где  - потеря рабочего топлива с уносом (изменяется в пределах 1…8%). В заданном составе топлива Ср = 42.56000%. Принимаем величину =3%.Тогда  = 1.2768 %.Потери углерода со шлаком (провалом)  , %, возникают из-за механического уноса твердых частиц углерода из слоя топлива вместе со шлаком (золой). Величина определяется по балансу золы: Где x – доля углерода в сухом шлаке, обычно равная 15…25% (в среднем 20%),  - минеральная часть топлива (рабочая масса).В заданном составе топлива Ар = 17.90000%. Принимаем величину x = 20%. Тогда  = 10.32080 %.Доля углерода, переходящая в смолу и газовый бензин  ,%, определяется по формуле: где  и  - выход соответственно смолы и газового бензина, %,  и  - содержание углерода в смоле и газовом бензине, %. В смоле содержится около 80%, а в газовом бензине около 85% углерода. Выход смолы составляет от 1 до 8%, выход газового бензина - от 1 до 3% в расчете на рабочую массу топлива.Принимаем величину  =3%; = 2%.Тогда  =4.10000%.2.4 Расчет количества газифицируемого углерода на 100 кг рабочего топлива Количество газифицируемого углерода, %:  .Тогда  42.56000 – (1.27680 +10.32080 +4.1000) = 26,86240%.При расчете процесса газификации количество газифицируемого углерода определяют в килограммах на 100 кг рабочего топлива, содержание углерода во влажном газе (в расчете на 100 м3 газа), кг, определяют, исходя из состава углеродсодержащих газов:  ,где СО, СО2, СH4, …. – объемная доля углеродсодержащих компонентов в неочищенном газе, %,. В нашем случае содержание  и т. д. не учитывается ввиду сравнительно малого содержания их в выходящем газе. Тогда  Zcг= 38.51786 % Vг= .6974012 м3/кг Qтн= 16690.43 кДж/кг Qгн= 11867.59 кДж/нм3 KПД= 49.58813 % n= 10.05452 шт B1= 115930.7 кг/час Выход влажного газа, м3, на 100 кг рабочего топлива определяется по формуле:  2.5 Химический КПД газификации Химический КПД газификации  характеризует превращение теплоты исходного топлива в химически потенциальное тепло образующегося горючего газа. Величина определяется по формуле:  где  - выход сухого газа, кДж/м3,  - низшая теплота сгорания сухого газа, кДж/м3,  низшая теплота сгорания твердого топлива, кДж/м3.Низшая теплота сгорания твердого топлива рассчитывается по формуле Д. И. Менделеева:  , кДж/кг, кДж/кггде  - компоненты рабочей массы топлива (здесь  - содержание горючей части серы).Низшая теплота сгорания газового топлива, кДж/м3 (сухого газа в нашем случае) определяется по закону аддитивности из следующего выражения:  кДж/ где  - молярная концентрация j – го горючего компонента в газовом топливе, %,  - удельная теплота сгорания горючего компонента, кДж/м3 или МДж/м3;  - знак суммирования по всем компонентам топлива.Низшая теплота сгорания для наиболее часто встречающихся компонентов газового топлива приведена в таблице 3. Таблица 3. Низшая теплота сгорания компонентов газового топлива, МДж/м3
3. РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОГО КОЛИЧЕСТВА ГАЗОГЕНЕРАТОРОВДля организации процесса газификации топлива на ТЭС необходимы мощные газификаторы, соответствующие по производительности крупным блокам. Производительность одного газификатора должна составлять 150-300 103 нм3/ч по энергетическому газу или 50 – 100 т/ч по твердому топливу при интенсивности газификации I до 10 т(м2ч) по топливу. Необходимое число газификаторов n для энергоблоков заданной мощности определяют, исходя из количества тепла Q, кДж/час, получаемого при сжигании генераторного газа (которое соответствует потребной мощности газового блока). Мощности газовых блоков современных энергетических ПГУ изменяются в пределах 12…110 МВт. Для расчета рекомендуется использовать среднее для указанного диапазона значение Q, кДж/час, газа – 60 МВт. В случае холодного неочищенного газа его суммарный выход V, м3/час (м3/с), рассчитывается по формуле:  V= где - теплота сгорания газового топлива (сухого газа), кДж/м3.Необходимое число газификаторов n рассчитывается по формуле:  +k, n= Где  - площадь сечения шахты газификаторов, м2, I – интенсивность процесса газификации, или массовое напряжение шахты, кг/(м2 ч), кг/(м2 с); k – число резервных газификаторов, D – диаметр шахты газификатора, м.Существуют следующие типоразмеры по диаметру шахты газификатора:1;1.2; 1.6; 2.0; 2.6; 3.0; 3.6, м. Рекомендуем выбирать средние для приведеного ряда величины диаметра. В качестве резервного принимается один газификатор при числе газификаторов до семи и два - если их более семи. Расход твердого топлива на газификацию, кг/ч (кг/с), определяется по формуле:  B= где  - КПД топочного газовой турбины, %; V - суммарный выход генераторного газа, нм3/кг.ЛИТЕРАТУРА Белосельский Б. С. Технология топлива и энергетических масел: Учебник для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2003. - 340 с. Дешалит Г. И. Расчет процессов газификации топлива. Учебное пособие для химико-технологических., металлургических и энергетических спциальностей вузов УССР, - Харьков: издательство Харьковского университета, 1959. – 170 с. Бродский А. И. Физическая химия. т.1: Учебник для вузов – М.: Госхимиздат, 1948.- 309 с. Дьяконов В. П. Справочник по алгоритмама и программам на языке Бейсик для персональных ЭВМ. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. – 240 с. Газификация твердого топлива на парокислородном дутье под давлением. Методика, содержание и результаты расчета процесса газификации твердого топлива/ А. Б. Гулей. - Харьков: УИПА, - 2009. – 16 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
