Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации угля применительно к энергетике тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Абаимов Николай Анатольевич

• Абаимов Николай Анатольевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Абаимов Николай Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Особенности термохимических процессов, протекающих при поточной газификации угля

1.2 Способы интенсификации термохимических процессов

1.3 Современные методы исследования термохимических процессов

1.4 Выводы и постановка задач исследования

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ

2.1. Установка ЦКТИ для исследования одноступенчатой воздушной газификации

2.2. Установка ИТ для исследования двухступенчатой воздушной газификации

2.3. Установка ИТ для исследования двухступенчатой паровоздушной газификации

2.4. Выводы по главе

ГЛАВА 3. РАСЧЁТНЫЕ МЕТОДЫ

3.1. Термодинамическое моделирование

3.2. Численное моделирование методом CFD

3.3. Выводы по главе

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.1. Исследование одноступенчатой воздушной газификации

4.2. Исследование двухступенчатой воздушной газификации при подаче угля во вторую ступень

4.3. Исследование двухступенчатой паровоздушной газификации при подаче пара во вторую ступень

4.4. Исследование двухступенчатой паровоздушной газификации при разных точках подачи пара во вторую ступень

4.5. Выводы по главе

ГЛАВА 5. ЧИСЛЕННАЯ ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НА ПРИМЕРЕ

ПРОМЫШЛЕННОГО ГАЗИФИКАТОРА

5.1. Дополнительный нагрев дутьевого воздуха

5.2. Повышение давления

5.3. Подача водяного пара

5.4. Применение механоактивированного угля

5.5. Анализ чувствительности

5.6 Комплексный способ интенсификации

5.7. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации угля применительно к энергетике»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. Разработка высокоэффективных теплоэнергетических установок на твердом топливе, безопасных для окружающей среды и климата, является предметом интенсивных исследований во всем мире. По оценкам большинства зарубежных и отечественных специалистов, один из наиболее перспективных способов использования твердого углеродсодержащего топлива для энергетики - конверсия в парогазовых установках с внутрицикловой газификацией (ПГУ-ВЦГ). Применение ПГУ-ВЦГ позволяет решить ряд ключевых задач, стоящих перед современной угольной энергетикой: повысить КПД электростанции до 50-55%; максимально снизить выбросы углекислого газа в атмосферу (при улавливании и захоронении углерода); повысить гибкость выработки электроэнергии совмещением электрогенерации с производством химических продуктов; использовать широкий спектр твердых топлив. В проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 г. подчеркивается необходимость создания и применения ПГУ-ВЦГ с КПД нетто 50%. Принципиально ПГУ-ВЦГ отличаются от ПГУ, работающих на природном газе, структурой узла подготовки топливного газа, ключевым элементом которого является газификатор. Одним из наиболее эффективных типов газификаторов большой мощности считается воздушный поточный газификатор. Для повышения основных показателей работы газификатора (химического КПД, степени конверсии углерода топлива и др.) и его стоимости необходимо интенсифицировать термохимические процессы поточной воздушной газификации угля. Исследования в этой области осложнены нехваткой подробных экспериментальных данных и надёжных расчётных моделей.

Тема работы соответствует Приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники РФ (п. 08 - Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика), Перечню критических технологий РФ (п. 27 - Технологии энергоэффективного производства и преобразования энергии на органическом топливе), основным научным направлениям УрФУ и кафедры Тепловые электрические станции.

Степень разработанности проблемы. Проблемами конверсии (сжигания и газификации) твёрдого топлива, в основном угля, занимались в разные периоды времени многие отечественные исследователи: Предводителев А.С., Вулис Л.А., Хитрин Л.Н., Канторович Б.В., Кнорре Г.Ф., Померанцев В.В., Франк-Каменецкий Д.А., Бабий В.И., Хзмалян Д.М., Головина Е.С., Баскаков А.П. и др. Конкретно вопросы, связанные с поточной газификацией твёрдого топлива, затрагивали следующие отечественные учёные: Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Клер А.М., Тюрина Э.А., Мингалеева Г.Р., Николаев Ю.Е., Чернецкий М.Ю. и др. Из зарубежных авторов данной тематикой занимались: Грабнер М., Майер Б., Хигман К., Ватанабе Х., Майстренко А.Ю., Гиуффрида А., Оки И., Мессерле В.Е, Чернявский Н.В., Чен К., Кунзе К., Никритюк П., Вискеллари М., Хассе К., Кумар М., Гхонием А., Ли Х. и др. Исследования вышеперечисленных авторов посвящены эксперименту и его первичной обработке, либо моделированию работы установки в узком диапазоне входных параметров.

Цели и задачи исследования. Объект исследования - термохимические процессы, происходящие при поточной воздушной газификации угля в различных энергетических установках.

Предмет исследования - способы интенсификации термохимических процессов поточной воздушной газификации угля применительно к энергетике.

Цель работы - исследовать способы интенсификации термохимических процессов поточной воздушной газификации угля, позволяющие повысить теплоту сгорания и отношение Н2/СО в синтез-газе (экологический показатель, рост которого снижает генерацию NOx при сжигании синтез-газа), с помощью комбинации экспериментальных и расчётных методов.

Задачи работы:

1) Адаптация и верификация по литературным и полученным экспериментальным данным CFD-модели поточной газификации, включающей в себя подмодели, необходимые для исследования способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля.

2) Проведение экспериментальных исследований способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля.

3) Анализ полученных экспериментальных данных с помощью нульмерной термодинамической модели и адаптированной CFD-модели.

4) Определение чувствительности основных характеристик процесса поточной газификации к воздействию способов интенсификации термохимических процессов с помощью полученных экспериментальных данных и адаптированной CFD-модели.

5) Оценка эффекта от применения способов интенсификации воздушной поточной газификации угля, происходящей в промышленном газификаторе с использованием адаптированной CFD-модели.

Научная новизна:

1) Адаптирована и верифицирована по литературным и полученным экспериментальным данным CFD-модель поточной газификации, включающая в себя подмодели, необходимые для исследования способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля.

2) Получены экспериментальные данные по влиянию способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля на теплоту сгорания синтез-газа и отношение Н2/СО в нём. Экспериментальные исследования включали в себя четыре крупных серии на трёх различных стендовых установках, на каждой из которых изучался свой перечень способов интенсификации. Обработка экспериментов проведена с помощью термодинамической модели и адаптированной CFD-модели.

3) Исследована эффективность применения способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля, происходящей в промышленном газификаторе с использованием адаптированной CFD-модели. Определена чувствительность теплоты сгорания синтез-газа и отношения Н2/СО в нём к способам интенсификации термохимических процессов

воздушной поточной газификации угля. Предложен комплексный способ интенсификации термохимических процессов, позволяющий повысить отношение Н2/СО до 0,75, при поддержании теплоты сгорания синтез-газа на уровне 5 МДж/м3.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1) Адаптированная и верифицированная по литературным и полученным экспериментальным данным CFD-модель поточной газификации может использоваться для исследования поточной газификации твёрдого топлива в достаточно широком диапазоне рабочих параметров, а также для разработки поточных газификаторов твёрдого топлива разного масштаба и режимов работы.

2) Экспериментальные результаты работы и их обработка с использованием термодинамической модели и адаптированной CFD-модели вносят свой вклад в понимание воздействия способов интенсификации термохимических процессов поточной газификации угля на основные параметры работы установок. С использованием экспериментальных результатов работы возможно проводить верификацию разномерных моделей поточной газификации твёрдого топлива.

3) Полученные значения чувствительностей основных параметров работы промышленного газификатора к способам интенсификации термохимических процессов целесообразно использовать при модернизации конструкции или режима работы полномасштабных газификаторов твёрдого топлива.

Результаты работы, приведённые в разделах 1.3.2 и 3.2.1, использованы в Федеральной целевой программе «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы» (гос. контракт № 14.516.11.0043 от 29.03.2013) по теме «Разработка технологии подготовки рабочего тела для перспективной ПГУ с внутрицикловой газификацией»; часть раздела 3.2.2 - в гранте Российского фонда фундаментальных исследований (№ 14-08-01226 от 18.07.2013) по теме «Фундаментальные основы модернизации ПГУ для сжигания низкосортных твердых топлив»; разделы 2.1, 2.2, 4.1 и 4.2 - в гранте Российского научного фонда (проект №14-19-00524 от 4.03.2014) по теме «Решение проблемы

применения бедных промышленных и синтез-газов для выработки электроэнергии в комбинированном цикле»; разделы 2.3 и 4.3 - в гранте Российского фонда фундаментальных исследований (№16-38-50188 от 14.03.2016) по теме «Экспериментальное и численное исследование высокотемпературной паровоздушной газификации угля в поточной установке». Часть результатов внедрена и используется в НПО ЦКТИ, Институте теплофизики СО РАН, Сибирском федеральном университете, а также на кафедре ТЭС УрФУ в дисциплинах «Математическое моделирование», «Горение и газификация», «Высокие наукоёмкие технологии в теплоэнергетике и теплотехнике» и др.

Методология и методы исследования. Основными методами исследования являются:

1) Экспериментальный метод. Проведено несколько серий опытов на трёх экспериментальных установках.

2) Термодинамическое моделирование. Использован метод максимизации энтропии (экстремальный принцип максимальной скорости порождения энтропии).

3) Численное CFD-моделирование. Данное моделирование основано на CFD-методе (Computational Fluid Dynamics, вычислительная гидродинамика).

Кроме того, применены методы измерения, сравнения, аналогии, обобщения, анализа, синтеза и специальные методы научного познания. Методология работы заключается в комбинировании и взаимодополнении экспериментальных исследований, термодинамического и CFD-моделирования.

Основные положения, выносимые на защиту:

1) Адаптированная и верифицированная по литературным и полученным экспериментальным данным CFD-модель поточной газификации, включающая в себя подмодели, необходимые для исследования способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля.

2) Полученные экспериментальные данные по влиянию способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля на теплоту сгорания синтез-газа и отношение Н2/СО в нём.

3) Результаты исследования эффективности применения способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля, происходящих в экспериментальных и в промышленном газификаторе с использованием адаптированной CFD-модели.

Личный вклад автора:

1) Проанализирована научно-техническая информация и поставлены задачи исследования.

2) Составлена программа исследований на трёх экспериментальных установках. Принято участие в проведении экспериментов.

3) Адаптирована и верифицирована по литературным и полученным экспериментальным данным CFD-модель поточной газификации.

4) Обработаны результаты проведённых экспериментов с помощью термодинамической модели и адаптированной CFD-модели.

5) Исследована эффективность и определена чувствительность применения способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля, происходящих в экспериментальных и в промышленном газификаторе с использованием адаптированной CFD-модели.

Достоверность результатов работы:

1) При проведении экспериментальных исследований использовались апробированные методики измерений и метрологически поверенные приборы. Полученные экспериментальные результаты согласуются с литературными данными. Относительная погрешность измерительных приборов не превышала 5%.

2) Термодинамическое моделирование равновесного состава продуктов реагирования выполнено с помощью метода максимизации энтропии (экстремальный принцип максимальной скорости порождения энтропии). Метод

основан на фундаментальных законах термодинамики и неоднократно верифицировался в литературе при решении такого рода задач.

3) Адаптированная CFD-модель включает в себя подмодели, необходимые для исследования способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля. Верификация модели проведена с использованием как собственных экспериментальных результатов, так и литературных данных. Результаты CFD-моделирования удовлетворительно согласуются с экспериментальными данными, что говорит о применимости разработанной CFD-модели для исследования способов интенсификации термохимических процессов, происходящих при воздушной поточной газификации угля.

Апробация результатов. Основные результаты работы прошли апробацию на: Минском Международном Форуме по тепло- и массобмену (Минск, 2012, 2016); конференции с международным участием «VIII Всероссийский семинар вузов по теплофизике и энергетике» (Екатеринбург, 2013); международной научно-технической конференции «Использование твёрдых топлив для эффективного и экологически чистого производства электроэнергии и тепла» (Москва, 2014, 2016); международной научно-практической конференции «Энергоэффективность энергетического оборудования» (Санкт-Петербург, 2014); Российской национальной конференции по теплообмену (Москва, 2014, 2018); 31st Annual International Pittsburgh Coal Conference: Coal - Energy, Environment and Sustainable Development (Питтсбург, США, 2014); Сибирском теплофизическом семинаре (Новосибирск, 2014, 2016); всероссийская конференция с международным участием «Горение топлива: теория, эксперимент, приложения» (Новосибирск, 2015, 2018); международной конференции "Тепломассообмен и гидродинамика в закрученных потоках" (Казань, 2015); International Seminar on Flame Structure (Новосибирск, 2017).

По теме диссертационного исследования опубликована 21 работа, 15 из которых напечатаны в изданиях перечня ВАК, 12 проиндексированы в

международной базе Scopus и 4 в Web of Science. В список работ также вошли 2 главы в коллективной монографии и 1 патент на полезную модель.

Структура работы. Работа изложена на 194 страницах, содержит 5 глав, 59 рисунков и 24 таблицы. При подготовке работы использовано 231 литературный источник.

Справки об использовании результатов диссертационной работы в НПО ЦКТИ, Институте теплофизики СО РАН, Сибирском федеральном университете и Уральском федеральном университете приведены в Приложениях 1-4, соответственно.

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю, доктору технических наук, профессору Рыжкову Александру Филипповичу за огромное количество великодушно потраченного времени и сил, а также ценные замечания и полезные советы. Автор также глубоко признателен всему коллективу кафедры ТЭС УрФУ и лично заведующему кафедрой, кандидату технических наук, доценту Богатовой Татьяне Феоктистовне за бесценную помощь и всестороннюю поддержку. Кроме того, автор выражает благодарность коллективу НПО ЦКТИ (зав. лабораторией № 54 Шестакову Н.С. и инженеру Шурчалину А.А.), коллективу ИТ СО РАН (гл. науч. сотр. Бурдукову А.П. и инженеру-исследователю Бутакову Е.Б.) за помощь в организации экспериментов, а также старшему преподавателю кафедры ТЭС УрФУ Осипову П.В. за предоставление ряда кинетических констант гетерогенных реакций используемых углей.

1. АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ И ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Особенности термохимических процессов, протекающих при поточной

газификации угля

В зависимости от целей исследования принято рассматривать несколько термохимических процессов, происходящих при газификации твёрдого топлива:

1) испарение влаги (сушка);

2) выход летучих веществ (пиролиз);

3) гетерогенные химические реакции коксо-зольного остатка (КЗО) топлива (горение и газификация);

4) шлакообразование;

5) конденсация тяжёлых углеводородных соединений (смол) и т.д.

Последние два процесса в данной работе не рассматриваются, так как при

поточной газификации низкозольных углей шлакообразование практически не оказывает влияние на эффективность работы газификатора, а при температурах поточной газификации (выше 1100°С) смолы не конденсируются.

Испарение влаги является первым процессом, который происходит с пылеугольным топливом, попадающим в поточный газификатор. Процесс испарения влаги сильно зависит от способа подачи топлива. При подаче топлива в виде водоугольной суспензии (ВУС) влага угля начинает испаряться только после того, как испарится вода, окружающая частицу угля, поэтому процесс затягивается и подходит к концу уже вдали от топливоподающих форсунок. При сухой топливоподаче (СТП) влага угля начинает испаряться ещё до его попадания в высокотемпературное реакционное пространство установки, это особенно заметно в случаях, когда транспортирующий агент имеет высокую температуру (выше температуры кипения воды при текущем давлении).

Одновременно с испарением влаги начинается процесс выхода летучих веществ. Количество и состав летучих веществ сильно зависят от марки угля, скорости нагрева пылеугольных частиц и от давления, при котором это происходит [1-3]. Чем выше скорость нагрева, тем больше летучих веществ

выйдет из угля. Максимальная скорость выхода летучих веществ наблюдается при относительно низких температурах (около 400°С), однако этот процесс не прекращается до полного выгорания КЗО. В процессе выхода летучих веществ химические элементы C, H, N, O, S, Cl и др. содержащиеся в угле, превращаются в газы H2, N2, O2, CO, CO2, H2O, CH4, СбНб, H2S, COS, HCl и др. Сразу после выхода из угля летучие вещества начинают участвовать в гомогенных реакциях в газовом пространстве вблизи угольной частицы, что в свою очередь оказывает влияние на гетерогенные реакции, происходящие на поверхности частицы.

В результате выхода летучих веществ образуется КЗО, состоящий из кокса (почти чистого углерода) и золы (минеральной части). При контакте КЗО с химически активными компонентами газовой фазы происходят гетерогенные реакции горения и газификации. Наиболее изученным процессом является горение, исследованием которого занимались многие отечественные учёные (Предводителев А.С. [4], Вулис Л.А. [5], Хитрин Л.Н. [6], Канторович Б.В. [7], Кнорре Г.Ф. [8], Франк-Каменецкий Д.А. [9], Хзмалян Д.М. [10], Головина Е.С. [11], Бабий В.И. [12], Померанцев В.В. [13] и другие), в то время как газификация рассматривалась в качестве сопутствующего явления.

На основе проведённого анализа термохимических процессов по источникам [4-21] (Приложение 5), выделены следующие целесообразные способы их интенсификации:

1) нагрев основных реагентов (дутьевого воздуха и топлива);

2) повышение давления;

3) подача водяного пара;

4) механоактивация угля;

5) многоуровневый подвод реагентов.

1.2 Способы интенсификации термохимических процессов 1.2.1 Нагрев дутьевого воздуха и топлива

Подвод дополнительного количества теплоты в газификатор путём нагрева дутьевого воздуха позволяет заместить часть химической энергии сжигаемого

топлива на физическую (тепловую) энергию воздуха. Таким образом, большее количество топлива газифицируется, возрастёт теплота сгорания синтез-газа и химический КПД газификатора (отношение теплоты сгорания синтез-газа к теплоте сгорания твёрдого топлива) [22]. При этом должна уменьшиться нагрузка на газификатор и обслуживающий его компрессор, снизятся габаритные размеры и стоимость газификатора, появится возможность обогащения воздушного дутья водяным паром, повышения соотношения Н2/СО и минимизации метана в синтез-газе, что будет влиять на энергетические и экологические показатели работы газовой турбины [23]. Исследования процесса газификации твёрдого топлива высоконагретым дутьем в настоящее время проводятся преимущественно в Японии и Швеции (технология HTAG - High temperature air gasification) [24, 25]. Предложения по обогащению высоконагретого воздушного дутья водяным паром рассматриваются в [26, 27].

Практическая реализация высокотемпературного нагрева воздушного дутья связана с нетривиальной проблемой разработки высокотемпературного рекуперативного воздухонагревателя, рассчитанного на длительную работу при температурах около 900°С. При температурах выше 650°С происходит скачок стоимости металлов - по данным, приведенным в [28] стоимость сплавов, способных работать при температурах ~900°С по сравнению со сплавами, рассчитанными на ~650°С, выше в 7-10 раз. В связи с вышеописанными техническими ограничениями в работе будет рассматриваться рекуперативный нагрев дутьевого воздуха до 900°С (достигнутые параметры) и 1200°С (перспективные).

Кроме рекуперативных трубчатых воздухонагревателей в ряде работ [29-36] рассматриваются регенеративные керамические теплообменники периодического действия, которые позволяют нагреть воздух до 1500°C. Однако у данной технологии имеется ряд недостатков: сложность работы при повышенных давлениях, колебания температуры воздуха, высокие капитальные затраты и др.

Нагрев топлива пред подачей в котёл осуществляют, как правило [37], путём сжигания его части в предтопках - установках предварительной подготовки

топлива перед сжиганием, в которых часть топлива сжигается для нагрева газотопливной смеси. Однако пристройка к газификатору дополнительных устройств может значительно увеличить капитальные затраты, поэтому при нехватке подводимой в газификатор тепловой энергии повышают коэффициент расхода окислителя. Это позволяет произвести недостающую тепловую энергию путём сжигания части топлива одновременно с газификацией другой его части. Применительно к газификаторам предтопки могут служить теплообменниками смешивающего типа для нагрева реагирующих сред (воздух, топливо, пар и др.).

1.2.2 Повышение давления

С ростом давления наряду с увеличением экономичности технологической схемы ПГУ-ВЦГ появляется возможность увеличения единичной мощности газификатора до ~ 1 ГВт без заметного изменения его габаритных размеров, что открывает новые компоновочные возможности в создании моноблочной (1 ГФ - 1 ГТУ - 1 КУ - 1 ПТУ) ПГУ-ВЦГ перспективных параметров мощностью ~ 500 МВт, а с применением воздушного котла - 700-800 МВт.

Увеличение давления в реакторе, повышая интенсивность термохимических и тепломассообменных процессов, вызывает значительное увеличение удельных объемных и поверхностных напряжений конверсии [38]. В результате газификатор и все последующие узлы ВЦГ имеют меньшие размеры, что снижает капитальные затраты. Другие преимущества газификации при высоком давлении приведены в [39]. Наибольшие давления до 10 МПа достигнуты фирмой GE для кислородных газификаторов, работающих на ВУС [40, 41]. На ВУС работает и самый мощный газификатор на производительность 3000 т/сут и давление 6,5 МПа созданный фирмой ECUST [42]. Возможное применение таких газификаторов в составе ПГУ-ВЦГ совместно с газовыми турбинами повышенного давления (3,7 МПа) обсуждается в [43].

Газификаторы с сухой топливоподачей имеют более ограниченные возможности для роста давления. Фирмой Siemens в 2015 г. заявлялось о разработке кислородного поточного газификатора SFG-850 на давление 4,6 МПа,

однако свежих сведений о ходе работы не поступало. Корпорация MHI, опираясь на опыт работы демонстрационной/коммерческой IGCC Nakoso, рассматривает ПГУ-ВЦГ на базе газовой турбины со степенью сжатия 20-23 и воздушного поточного реактора близкой мощности с давлением около 4 МПа при увеличении габаритных размеров на 20% [44]. Иных сведений о разработке воздушного газификатора на повышенные давления (4-7 МПа) не известно.

Решением проблемы сухой топливоподачи при высоком давлении (7-10 МПа) занимается компания Pratt & Whitney Rocketdyne, которая разрабатывает насоса для сухих мелкодисперсных сред (dry solids pump). Применение данного насоса позволяет снизить стоимость системы топливоподачи по сравнению с традиционной шлюзовой системой до 40 %, а высокое давление обеспечивает компактность установки и снижение капитальных затрат до 50 % (по сравнению с газификатором Shell) [45].

Применение во вновь разрабатываемом газификаторе с давлением 5-7 МПа высокотемпературного воздушного дутья позволит облегчить работу первой ступени, в том числе снизить потребление углерода, приблизить коэффициент избытка воздуха к теоретическому значению, облегчить сход жидкого шлака и поднять хим. КПД газификации. Высокотемпературная реакция водяного сдвига, проводимая посредством ввода перегретого пара на вход во вторую ступень реактора, корректирует H2/CO в синтез-газе. Избыточный водяной пар после шифт-процесса в условиях горячей газоочистки не выводится из тракта (как при холодной газоочистке), а поступает в ГТУ вместе с топливным газом, выполняя известные функции разбавителя - корректора генерации NOx.

Безусловно, что переводу на повышенное давление сопутствует усложнение решений в области систем подачи топлива, вывода шлака, силового корпуса и т.п., но имеется обширный опыт разработки и эксплуатации реакторов на высоких давлениях, а прогнозируемое повышение единичной мощности и экономичности отдельных узлов и ПГУ-ВЦГ в целом может перекрыть сопутствующий рост технических проблем и позволит внести соответствующий вклад в развитие

теории и практики комбинированных парогазовых установок с внутрицикловой газификацией твердого органического топлива.

1.2.3 Подача водяного пара

Газификатор является основным узлом ПГУ-ВЦГ [46] и во многом определяет режим работы газотурбинной установки (ГТУ).

Повысить КПД ГТУ и экологичность её работы возможно несколькими способами, в том числе: увеличением теплоты сгорания синтез-газа и коррекцией теплофизических свойств топливного газа и рабочего тела ГТУ. Рост теплоты сгорания продуктов газификации уменьшает удельную работу сжатия дожимного компрессора в цикле ГТУ с ВЦГ. Рост концентрации Н2 в синтез-газе и Н20 в продуктах сгорания повышает удельную работу расширения ГТУ, тогда как СО в синтез-газе и СО2 в продуктах сгорания - понижает [47]. Увеличение соотношения Н2/СО в топливном газе снижает генерацию оксидов азота в КС ГТУ [48]. Кроме того, регенерация пара, подаваемого в газификатор, повышает КПД цикла ПГУ-ВЦГ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Абаимов Николай Анатольевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Kobayashi H., Howard J.B., Sarofim A.F. Coal devolatilization at high temperatures // The 6th Symposium (International) on Combustion; The Combustion Institute: Pittsburgh, PA. 1976. pp. 411-425.

2. Ubhayakar S.K., Stickler, D.B., Von Rosenberg C.W., Gannon R.E. Rapid devolatilization of pulverized coal in hot combustion gases // The 6th Symposium (International) on Combustion; The Combustion Institute: Pittsburgh, PA. 1976. pp. 427-436.

3. Fletcher T.H., Hardesty D.R., Compilation of sandia coal devolatilization data: Milestone report / Sandia National Laboratories, Livermore, CA. 1992. 362 p.

4. Предводителев А.С., Хитрин Л.Н., Цуханова О.А., Колодцев Х.И., Гроздовский М.К. Горение углерода. М.-Л.: Изд. АН СССР, 1949. 407 с.

5. Вулис Л.А. Тепловой режим горения. М: Госэнергоиздат, 1954. 289 с. 154

6. Хитрин Л.Н. Физика горения и взрыва. М.: МГУ, 1957. 452 с.

7. Канторович Б.В. Основы теории горения и газификации твердого топлива. М.: Академия, 1958. 598 с.

8. Кнорре Г.Ф. Топочные процессы. М.-Л.: ГЭИ, 1959. 396 с.

9. Франк-Каменецкий Д. А. Диффузия и теплопередача в химической кинетике. - М.: Наука, 1987.

10. Хзмалян Д.М. Каган Я.А. Теория горения и топочные устройства. М.: Энергия, 1976, 484 с.

11. Головина Е.С. Высокотемпературное горение и газификация углерода. М.: Энергоатомиздат, 1983. 176 с.

12. Бабий В.И., Куваев В.И. Горение угольной пыли и расчет пылеугольного факела. М.: Энергоатомиздат, 1986. 208 с.

13. Померанцев В.В., Арефьев К.М., Ахмедов Д.Б. Основы практической теории горения. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1986. 312 с.

14. Хренкова Т.М. Механохимическая активация углей. М.: Недра, 1993.

176 с.

15. Бурдуков А.П., Попов В.И., Чернова Г.В., Чернецкий М.Ю., Дектерев А.А., Чернецкая Н.С., Маркова В.М., Чурашев В.Н., Юсупов Т.С. Разработка технологии использования механоактивированных углей микропомола для розжига и подсветки угольных котлов действующих ТЭС // Теплоэнергетика. 2013. № 12. С. 40-46.

16. Watanabe H., Tanno K., Umetsu H., Umemoto S. Modeling and simulation of coal gasification on an entrained flow coal gasifier with a recycled CO2 injection // Fuel.

2015. Vol. 142. pp. 250-259.

17. Mochida I., Sakanishi K. Catalysts for coal conversions of the nextgeneration // Fuel. 2000. Vol. 79. pp. 221-228.

18. Cheng J., Zhou F., Xuan X., Liu J., Zhou J., Cen K. Cascade chaincatalysis of coal combustion by Na-Fe-Ca composite promotersfrom industrial wastes // Fuel.

2016. Vol. 181. pp. 820-826.

19. Gong X., Guo Z., Wang Z. Reactivity of pulverized coals duringcombustion catalyzed by CeO2 and Fe2O3 // Combustion and Flame. 2010. Vol. 157. pp. 351-356.

20. Пармон В.Н., Симонов А.Д., Садыков В.А., Тихов С.Ф. Каталитическое сжигание: достижения и проблемы // Физика горения и взрыва. 2015. т. 51, № 2. С. 5-13.

21. Nikrityuk P.A., Meyer B. Gasification Processes: Modeling and Simulation. Germany, Weinheim: Wiley Blackwell. 2014. 334 p.

22. Rao A.D. Combined cycle systems for near-zero emission power generation. Woodhead Publishing. 2012. 338 р.

23. Hasegawa T., Sato M., Nakata T. A Study of Combustion Characteristics of Gasified Coal Fuel // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 2001. Vol. 123. pp. 22-32.

24. Umeki K. High temperature steam-only gasification of woody biomass // Applied energy. 2010. Vol. 87, №. 3. pp. 791-798.

25. Wu Y. Yang W., Blasiak W. Energy and exergy analysis of high temperature agent gasification of biomass // Energies. 2014. Vol. 7, №. 4. pp. 2107-2122.

26. Mikula V.A., Ryzhkov A.F., Valtsev N.V. Analyzing the possibility of constructing the air heating system for an integrated solid fuel gasification combined-cycle power plant // Thermal Engineering. 2015. Vol. 62, № 11. pp. 773-778.

27. Ryzhkov A., Bogatova T., Gordeev S. Technological solutions for an advanced IGCC plant // Fuel. 2018. Vol. 214, pp. 63-72.

28. Aquaro D. Pieve M. High temperature heat exchangers for power plants: Performance of advanced metallic recuperators // Applied Thermal Engineering. 2007. Vol. 27. pp. 389-400.

29. Клер А.М., Маринченко А.Ю., Потанина Ю.М. Разработка математической модели системы высокотемпературных керамических теплообменников периодического действия // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 3. С. 26-35.

30. Li Q., Flamant G., Yuan X., Neveu P., Luo L. Compact heat exchangers: A review and future applications for a new generation of high temperature solar receivers // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2011. Vol. 15. pp. 4855-4875.

31. Sadrameli S.M., Ajdari H.R.B., Mathematical modeling and simulation of thermal regenerators including solid radial conduction effects // Applied Thermal Engineering. 2015. Vol. 76. pp. 441-446.

32. Ohadi M.M., Buckley S.G. High temperature heat exchangers and microscale combustion systems: applications to thermal system miniaturization // Experimental Thermal and Fluid Science. 2001. Vol. 25. pp. 207-217.

33. Qian S., Yu J., Yan G. A review of regenerative heat exchange methods for various cooling technologies // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol. 69. pp. 535-550.

34. Pandelidis D., Anisimov S., Worek W.M. Comparison study of the counter-flow regenerative evaporative heat exchangers with numerical methods // Applied Thermal Engineering. 2015. Vol. 84. pp. 211-224.

35. Nizovtsev M.I., Borodulin V.Yu., Letushko V.N., Zakharov A.A. Analysis of the efficiency of airtoair heat exchanger with a periodic change in the flow direction // Applied Thermal Engineering. 2016. Vol. 93. pp. 113-121.

36. Kilkovsky B., Jegla Z. Preliminary design and analysis of regenerative heat exchanger // Chemical Engineering Transactions. 2016. Vol. 52. pp. 655-660.

37. Ryzhkov A.F., Bogatova T.F., ValTsev N.V., Gordeev S.I., Khudyakova G.I., Osipov P.V., Abaimov N.A., Chernyavskii N.V., ShulMan V.L. Development of low-temperature thermochemical conversion reactors for coal power engineering // Thermal Engineering. 2013. Vol. 60, № 12. pp. 895-903.

38. Зайцев А.В., Рыжков А.Ф., Силин В.Е., Загрутдинов Р.Ш., Попов А.В., Богатова Т.Ф. Газификаторные технологии в энергетике. Екатеринбург: Сократ, 2010. 611 с.

39. Higman C., Van Der Burgt, M. Gasification, 2nd Edition, UK, Elsevier, 2008.

456 p.

40. Heguy D. Clean Coal Commercialization. Progress and Opportunity. GE Energy. University of Texas - Austin. September 14, 2011. [Электронный ресурс]. URL: https://che. utexas.edu/course/che359&384/lecture_notes/topic_3/ ge_coal_gasification.ppt. (Дата обращения: 22.12.2018).

41. Phillips J. Integrated gasification combined cycle (IGCC) design considerations for high availability / EPRI Technical Update Rep., EPRI, Palo Alto, CA. 2007. [Электронный ресурс]. URL: https://www.epri.com/#/pages/product/ 1012226 (Дата обращения: 22.12.2018).

42. Ryzhkov A.F., Bogatova T.F., Lingyan Z., Osipov P.V. Development of entrained-flow gasification technologies in the Asia-Pacific region (review) // Thermal Engineering. 2016. Vol. 63. pp. 791-801.

43. Rao A.D., Francuz D.J., Maclay J.D., Brouwer J., Verma A., Li M., Samuelsen G.S. System analyses of advanced Brayton cycles for high efficiency zero emission plants, Final Report. 2008. [Электронный ресурс]. URL: https://www.osti.gov/servlets/purl/895343 (Дата обращения: 22.12.2018).

44. Susaki M. Air-blown IGCC System - World's First Successful Continuous Three-month Operation and Commercial Application Plans// Mitsubishi Heavy Industries Technical Review. 2009. Vol. 46-1. pp. 5-8.

45. Рыжков А.Ф., Богатова Т.Ф., Левин Е.И. Парогазовые технологии на твердом топливе: учебное пособие. Екатеринбург: Изд-во УрФУ. 2018. 160 с.

46. Giuffrida A., Romano M., Lozza M. Thermodynamic analysis of air-blown gasification for IGCC applications // Applied Energy. 2011. Vol. 88. pp. 3949-3958.

47. Komori T., Hara H., Arimura H., Kitauchi. Y. Design for F Class Blast Furnace Gas Firing 300 MW Gas Turbine Combined Cycle Plant // Proceedings of the International Gas Turbine Congress 2003 Tokyo November 2-7, 2003. [Электронный ресурс]. URL: https: //nippon. zaidan. info/seikabutsu/2003/00916/pdf/ igtc2003tokyo_ts103.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

48. Hasegawa T. Gas Turbine Combustion and Ammonia Removal Technology of Gasified Fuels // Energies. 2010. Vol. 3. pp. 335-449.

49. Ryzhkov A.F., Gordeev S.I., Bogatova T.F. Selecting the process arrangement for preparing the gas turbine working fluid for an integrated gasification combined-cycle power plant // Thermal Engineering. 2015. Vol. 62. pp. 796-801.

50. Filippov P., Levin E., Ryzhkov A. Selection of technology for the low calorific synthetic gas combustion in the gas turbine combustion chamber // EPJ Web of Conferences. 2017. Vol. 159. UNSP. 0012.

51. Sasaki T., Suzuki T., Akasaka Y., Takaoka M. Generation efficiency improvement of IGCC with CO2 capture by the application of the low temperature reactive shift catalyst // Energy. 2017. Vol. 118, pp. 60-67.

52. Jones R.M., Shilling N.Z. IGCC gas turbines for refinery applications [Электронный ресурс]. URL: https://www.ge.com/content/dam/gepower-pgdp/global/en_US/documents/technical/ger/ger-4219-igcc-gas-turbines-for-refinery-applications.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

53. Lu X., Wang T. Water-gas shift modeling in co al gasification in an entrained -flow gasifier. Part 1: Development of methodology and model calibration // Fuel. 2013. Vol. 108. pp. 629-638.

54. Kiso F., Matsuo M. A simulation study on the enhancement of the shift reaction by water injection into a gasifier // Energy. 2011. Vol. 36. pp. 4032-4040.

55. Lu X., Wang T. Water-gas shift modeling in coal gasification in an entrained -flow gasifier - Part 2: Gasification application // Fuel. 2013. Vol. 108. pp. 620-628.

56. Qin K., Lin W., Jensen P.A., Jensen A.D. High-temperature entrained flow gasification of biomass // Fuel. 2012. Vol. 93. pp. 589-600.

57. Sun J., Chen X., Wang F., Lin X., Wang Y. Effects of oxygen on the structure and reactivity of char during steam gasification of Shengli brown coal // J Fuel Chem Technol. 2015. Vol. 43(7). pp. 769-778.

58. Crnomarkovic N., Repic B., Mladenovic R., Neskovic O., Veljkovic M. Experimental investigation of role of steam in entrained flow coal gasification // Fuel. 2007. Vol. 86. pp. 194-202.

59. Hernández J.J., Aranda G., Barba J., Mendoza J.M. Effect of steam content in the air-steam flow on biomass entrained flow gasification // Fuel Processing Technology. 2012. Vol. 99. pp. 43-55.

60. Watanabe H. Otaka M. Numerical simulation of coal gasification in entrained flow coal gasifier // Fuel. 2006. Vol. 85. pp. 1935-1943.

61. Douglas B. TPRI Technologies and our Projects Updates () Gasification technologies conference. Washington DC, October 31 - November 3 2010 [Электронный ресурс]. URL: https://www.globalsyngas.org/uploads/eventLibrary/ 15DOUGLAS.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

62. Накоряков В.Е., Глушков Д.О., Стрижак П.А., Сыродой С.В. Инициирование горения капли органоводоугольного топлива в вихревой камере сгорания // Доклады Академии наук. 2017. Т. 473. № 6. С. 646-649.

63. Валиуллин Т.Р., Стрижак П.А., Шевырев С.А., Богомолов А.Р. Зажигание капли органоводоугольного топлива при витании в потоке разогретого воздуха // Теплоэнергетика. 2017. № 1. С. 62-71.

64. Вершинина К.Ю., Лырщиков С.Ю., Стрижак П.А. Зажигание топливных суспензий, приготовленных на основе отходов обогащения угля и нефтепродуктов // Физика горения и взрыва. 2018. Т. 54. № 3. С. 137-146.

65. Kirda V.S., Khrenkova T.M., Krichko I.B. Influence of fine grinding on the structure and properties of coals // Solid Fuel Chemistry. 1983. Vol. 17(6). pp. 37-43.

66. Welham N.J., Chapman P.G. Mechanical activation of coal // Fuel Processing Technology. 2000. № 68. pp. 75-82.

67. Burdukov A.P., Popov V.I., Faleev V.A. Study of mechanically activated coal combustion // Thermal Science. 2009. Vol. 13(1). pp. 127-138.

68. Burdukov A.P., Popov V.I., Chernova G.V., Chernetskiy, M.Yu. Dekterev A.A., Chernetskaya N.S., Markova V.M., Churashev V.N., Yusupov T.S. Development of the technology of using mechanically activated microgrinded coals for firing and lighting of coal boilers of acting thermal power stations // Thermal Engineering. 2013. Vol. 60. № 12. pp. 889-894.

69. Burdukov A.P., Popov V.I., Yusupov T.S., Chernetskiy M.Y., HanjaliC K. Autothermal combustion of mechanically-activated micronized coal in a 5 MW pilot-scale combustor // Fuel. 2014. Vol. 122. pp. 103-111.

70. Chernetskiy M.Yu., Dekterev A.A., Burdukov A.P., Hanjalic K. Computational modeling of autothermal combustion of mechanically-activated micronized coal // Fuel. 2014. Vol. 135. pp. 443-458.

71. Burdukov, A.P., Butakov, E.B., Popov, V.I., Chernetskiy, M.Y., Chernetskaya, N.S. The use of mechanically activated micronized coal in thermal power engineering // Thermal Science. 2016. Vol. 20. pp. 23-33.

72. Butakov E., Burdukov A., Kuznetsov A. Investigation of combustion and gasification mechanically activated coal fuel of various degrees of metamorphism on the 5-MW heat setup // MATEC Web of Conferences. 2017. Vol. 115. UNSP. 03009.

73. Butakov E., Burdukov A., Chernetskiy M., Kuznetsov V. Investigation of air gasification of micronized coal, mechanically activated using the plasma control of the process // EPJ Web of Conferences. 2017. Vol. 159. UNSP. 0007.

74. Burdukov A.P., Butakov E.B., Kuznetsov A.V., Chernetskiy M.Yu. Deactivation of mechanically activated micronized coal // Combustion, Explosion, and Shock Waves. 2018. Vol. 54(1). pp. 20-23.

75. Burdukova A.P., Popova V.I., Chernetskiy M.Yu., Dekterev A.A., Hanjalic K. Mechanical activation of micronized coal: Prospects for new combustion applications // Applied Thermal Engineering. 2014. Vol. 74. pp. 174-181.

76. Попов В. И. Влияние механохимической активации и микропомола на интенсивность горения твердого топлива // Химия твердого топлива. 2017. № 1. С. 36-43.

77. Юсупов Т.С., Шумская Л.Г., Бурдуков А.П., Логвиненко В.А. Реакционная способность углей различных стадий метаморфизма в процессах термоокислительной деструкции // Химия в интересах устойчивого развития. 2011. Т. 19. № 4. С. 427-432.

78. NETL's Carbon Capture, Utilization, and Storage Database - Version 4. 2013. [Электронный ресурс]. URL: http://www.netl.doe. gov/technologies/carbon_seq/global/database/ (Дата обращения: 22.12.2018).

79. ЗАО «Компомаш-ТЭК». [Электронный ресурс]. URL: http://www.compomash-tek.ru/object.htm (Дата обращения: 22.12.2018).

80. Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья: Учебно-методическое пособие. Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. 93 с.

81. Kumar M., Ghoniem A.F. Application of a validated gasification model to determine the impact of coal particle grinding size on carbon conversion // Fuel. 2013. Vol. 108. pp. 565-577.

82. Паршуков В.С., Горяев Ф.В., Скобочкин Ю.В., Большихин А.Ю., Данилов В.Ю. Усовершенствование схемы трёхступенчатого сжигания пыли экибастузского угля в котлах ПК-14 // Электрические станции. 2011. № 10. С. 1012.

83. Беликов С.Е., Котлер В.Р., Штегман А.В. Упрощенное трехступенчатое сжигание как средство снижения выбросов оксидов азота на угольных ТЭС // Энергосбережение и водоподготовка. 2005. № 2 (34). С. 44-45.

84. Smoot L.D., Hill S.C., Xu H. NOx control through reburning // Progress in Energy and Combustion Science. 1998. Vol. 24. pp. 385-408.

85. Nagasaki N., Sasaki K., Suzuki T., Dodo S., Nagaremori F. Near-zero-emission IGCC Power Plant Technology // Hitachi Rev. 2013. Vol. 62. 39-47.

86. Nagasaki N., Takeda Y., Akiyama T., Kumagai T. Progress toward commercializing new technologies for coal use // Hitachi Rev. 2010. Vol. 59. 77-82.

87. Kiso F., Akiyama T., Morihara A., Takahashi K., Kida E., Iritani J. EAGLE project for IGFC in Japan // 25th International conference on coal utilization & fuel systems. Clearwater, FL, USA. March 7-10, 2000. pp. 297-305.

89. Wasaka S., Suzuki E. Operational experience at the 150 t/d EAGLE gasification pilot plant // Gasification technologies conference. October 12-15, 2003. San-Francisco, CA, USA. [Электронный ресурс]. URL: https ://www. globalsyngas. org/uploads/eventLibrary/3 5 SUZU_paper.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

90. Murayama H. Development of Oxygen-blown Coal Gasifier (EAGLE Project), Electric Power Development Co., Ltd., 2014. [Электронный ресурс]. URL: https://www.nedo.go.jp/content/100580322.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

91. Labbafan A., Ghassemi H. Numerical modeling of an E-Gas entrained flow gasifier to characterize a high-ash coal gasification // Energy Conversion and Management. 2016. Vol. 112. pp. 337-349.

92. Jeong H.J., Seo D.K., Hwang J. CFD modeling for coal size effect on coal gasification in a two-stage commercial entrained-bed gasifier with an improved char gasification model // Applied Energy. 2014. Vol. 123. pp. 29-36.

93. Maitra P., Francis A. The Jamnagar gasification project // Gasification Technology Conf., Washington, DC, October 26-29, 2014. [Электронный ресурс]. URL: https://www.globalsyngas.org/uploads/eventLibrary/2014_6.1_Reliance,_ Antony_ Francis.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

94. Kim J.-K. Construction update on SNG plant in Korea // Gasification Technology Conf., Washington, DC, October 26-29, 2014. [Электронный ресурс].

URL: https://www.gasification-syngas.org/uploads/eventLibrary/2014_6.2_P0SC0_ Jin-Kyeong_Kim.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

95. Jiansheng Z. Innovativeness and development of Tsinghua gasification technology // Gasification Technology Conf., Colorado Springs, October 13-16, 2013. [Электронный ресурс]. URL: https://www. globalsyngas.org/uploads/eventLibrary/2013- 12-4-Zhang-Tsinghua-University.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

96. Liu Z., Zhang J., Zhang F. A simplified equilibrium model for simulating entrained flow gasifiers // Clean Coal Technology and Sustainable Development -Proceedings of the 8th International Symposium on Coal Combustion. 2016. pp. 531539.

97. Wang Z., Yang Z., Fen H., Li Z., Zhang J., Xue, Y. Modeling study of Tsinghua oxygen staged entrained-flow gasifier // Proceedings of the 23rd International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation, and Environmental Impact of Energy Systems, ECOS. 2010. Vol. 2. pp. 77-82.

98. Yabe H., Kozuru H., Namiki Y., Kosuge K., Takeda S., Kawamura T., Goto K., Yatoh S., Itonaga M. Development of coal partial hydropyrolysis process // Nippon Steel Technical Report. 2005. № 92. pp. 8-15.

99. Ariyoshi D., Takeda S., Kosuge K., Mizuno M., Kato K. Development of high-efficiency coal gasification technology // Clean Coal Technology and Sustainable Development - Proceedings of the 8th International Symposium on Coal Combustion. 2016. pp. 617-619.

100. Sakamoto K. MHPS IGCC Technology (Air-blown IGCC - from Demonstration to Commercial stage) // Gasification and Syngas Technologies Conference. 2014. [Электронный ресурс]. URL: http://www.gasification-syngas.org/uploads/eventLibrary/2014_13.3_Mitsubishi_KS _UPDATED.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

101. Hara S., Inumaru J., Ashizawa M., Ichikawa K. A Study on Gasification Reactivity of Pressurized Two-Stage Entrained Flow Coal Gasifier // JSME

International Journal Series B Fluids and Thermal Engineering. 2002. Vol. 45-3. pp. 518-522.

102. Hara S. Development of evaluation technology on various phenomenon in coal gasifier // Proceedings of the Second International Freiberg Conference on IGCC and XtL Technologies. 2007. [Электронный ресурс]. URL: http://tu-freiberg.de/sites/default/files/media/institut-fuer-energieverfahrenstechnik-143/publikationen/2007-5-4.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

103. Chen C., Miyoshi T., Kamiya H., Horio M., Kojima T. On the Scaling-up of a Two-stage Air Blown Entrained Flow Coal Gasifier // THE Canadian journal of chemical engineering. 1999. Vol. 77. pp. 745-750.

104. Shinada O., Yamada A., Koyama Y. The development of advanced energy technologies in Japan IGCC: A key technology for the 21st century // Energy Conversion and Management. 2002. Vol. 43. №. 9-12. pp. 1221-1233.

105. Araki S., Hanai Y. Test Results at the 200 t/d Nakoso IGCC Pilot Plant // Journal of the Japan Institute of Energy. 1996. Vol. 75. pp. 839-850.

106. Kaneko S., Hashimoto T., Furuya T., Uchida S. Operational results of 200 t/d IGCC pilot plant in Nakoso // Materials at high temperatures. 1997. Vol. 14(2). pp. 87-94.

107. Hashimoto T., Sakamoto K., Kitagawa Y. Development of IGCC Commercial Plant with Air-blown Gasifier // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review. 2009. Vol. 46-2. pp. 1-5.

108. Kane R.S., Mc Callister R.A. Scaling Laws and the Differential Equation of an Entrained Flow Coal Gasifier // AlChE Journal. 1978. Vol. 24-1. pp. 55-63.

109. Kaneko S., Furuya T., Uchida S., Hashimoto A., Tokuda K. Current Status on Development of Air Blown Two-Stage Entrained Flow Coal Gasifier // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review. 1996. V. 33-1. pp. 110-114.

110. Hara S., Ichikawa K., Inumaru J., Ashizawa M. Examination of Gasification Characteristics of Pressurized Two-Stage Entrained Flow Coal Gasifier (Comparison of Basic Performance with 2T/D and 200T/D Coal Gasifier) // JSME International Journal Series B Fluids and Thermal Engineering. 2001. Vol. 44-3. pp. 337-343.

111. Hashimoto T., Ota K., Fujii T. Progress update for commercial plants of air blown IGCC // Proceedings of ASME Turbo Expo. 2007. Vol. 1. pp. 499-504.

112. Mabuchi Y. Contribution to the environment and stable energy supply by introducing high efficiency power generation // Mitsubishi Hitachi Power Systems, LTD. October 6, 2016. [Электронный ресурс]. URL: http://docplayer.net/54878683-Contribution-to-the-environment-and-stable-energy-supply-by-introducing-high-efficiency-power-generation-october-6-2016.html (Дата обращения: 22.12.2018).

113. Ishibashi Y. The Completion of the Air-blown IGCC Demonstration Test and its Conversion to Commercial use. [Электронный ресурс]. URL: http://www.joban-power.co.jp/wp/wp-content/uploads/2017/01/ 201310_WEC_World_Energy_Council.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

114. Sakamoto K. MHPS IGCC Technology (Air-blown IGCC - from Demonstration to Commercial stage) Mitsubishi Hitachi Power Systems October 29, 2014. [Электронный ресурс]. URL: https://www. globalsyngas.org/uploads/eventLibrary/2014_13.3_Mitsubishi_KS_UPDA TED.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

115. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. PRB coal gasification test results with air-blown IGCC // Gasification technologies, Washington DC, October, 2006. [Электронный ресурс]. URL: https://www.globalsyngas.org/uploads/ eventLibrary/52OTA.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

116. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. IGCC with higher plant efficiency, July, 2009. [Электронный ресурс]. URL: http: //www .j coal. or.jp/coaldb/shiryo/material/JapanTaiwanCCTWorkshop2009_04. pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

117. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). 3-е изд., доп. и перераб. СПб.: НПО ЦКТИ, 1998. 256 с.

118. Богомолов В.В., Артемьева Н.В., Алехнович А.Н., Новицкий Н.В., Тимофеева Н.А. Энергетические угли восточной части России и Казахстана: Справочник. Челябинск, УралВТИ, 2004. 304 с.

119. Богомолов В.В., Артемьева Н.В., Пуртова В.П., Умрилова Н.М., Букина З.В., Никифорова О.А. Характеристики и свойства угля разреза Переясловский, рекомендации по его сжиганию // Минеральная часть топлива, шлакование, загрязнение и очистка котлов: Сборник докладов IV научно-практической конференции, Челябинск, 4-7 июня 2007 г. - В двух томах. 2007. Т. 1. С. 30-42.

120. Тугов А.Н., Майданик М.Н. Угольная электроэнергетика в россии: состояние и перспективы // Электрические станции. 2017. № 12. С. 2-9.

121. Тугов А.Н., Рябов Г.А., Штегман А.В., Рыжий И.А., Литун Д.С. Опыт ВТИ по использованию в энергетике проблемных топлив // Теплоэнергетика. 2016. № 7. С. 3-11.

122. Ольховский Г.Г. Газификация твердых топлив в мировой энергетике (обзор) // Теплоэнергетика. 2015. № 7. С. 3.

123. Gibson M.M., Morgan B.B. Mathematical model of combustion of solid particles in a turbulent stream with recirculation // Journal of the Institute of Fuel. 1970. Vol. 43. pp. 517-523.

124. Brown B.W., Smoot L.D., Smith P.J., Hedman P.O. Measurement and prediction of entrained-flow gasification processes // AIChE Journal. 1988. Vol. 34. pp. 435-446.

125. Harris D.J., Roberts D.G., Henderson D.G. Gasification behaviour of australian coals at high temperature and pressure // Fuel. 2006. Vol. 85. pp. 134-142.

126. Рыжков А.Ф., Богатова Т.Ф., Вальцев Н.В., Гордеев С.И., Худякова Г.И., Осипов П.В., Абаимов Н.А., Чернявский Н.В., Шульман В.Л. Разработка низкотемпературных реакторов термохимической конверсии для угольной энергетики // Теплоэнергетика. 2013. № 12. С. 47-55.

127. Абаимов Н.А., Рыжков А.Ф. Разработка модели поточной газификации угля и отработка аэродинамических механизмов воздействия на работу газогенераторов // Теплоэнергетика. 2015. № 11. С. 3-8.

128. Абаимов Н.А., Шурчалин А.А., Шестаков Н.С., Осипов П.В., Рыжков А.Ф. Экспериментальное и численное исследование поточной газификации угля при повышенном давлении и различных составах дутья // Материалы IX

Всероссийской конференции с международным участием Горение топлива: теория, эксперимент, приложения (16-18 ноября 2015 г.), Институт теплофизики СО РАН, г. Новосибирск. 2015. Электронное издание. [Электронный ресурс]. URL: http://www.itp.nsc.ru/conferences/gt-2015/Files/D2_S2-12.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

129. Abaimov N.A., Ryzhkov A.F., Butakov E.B., Burdukov A.P. Investigation of two-stage air-blown and air-steam-blown entrained-flow coal gasification // Journal of Physics: Conference Series. 2017. Vol. 899. № 9. UNSP. 092001.

130. Чернявский Н.В., Дулиенко С.Г., Кульчицкий И.В. Двухстадийная газификация пылевидного угля в потоке: результаты экспериментальных исследований // Экотехнологии и ресурсосбережение. 1996. № 5-6. С. 3-12.

131. Чернявский Н.В., Дулиенко С.Г., Кульчицкий И.В. Двухстадийная газификация пылевидного угля в потоке: схема и расчёт газогенераторной установки // Экотехнологии и ресурсосбережение. 1997. № 4. С. 12-24.

132. Абаимов Н.А., Рыжков А.Ф., Богатова Т.Ф., Гордеев С.И., Осипов П.В., Худяков П.Ю. Физическое моделирование и численный анализ работы двухстадийного реактора конверсии угольной пыли // Сборник тезисов докладов и сообщений XV Минского международного форума по тепло- и массообмену, 2326 мая 2016 г., Минск: изд. НАН Беларуси. 2016. Т. 3. С. 389-393.

133. Lee H.-H., Lee J.-C., Joo Y.-J., Oh M., Lee C.-H. Dynamic modeling of Shell entrained flow gasifier in an integrated gasification combined cycle process // Applied Energy. 2014. Vol. 131. pp. 425-440.

134. Донской И.Г., Кейко А.В., Козлов А.Н., Свищёв Д.А., Шаманский В.А. Расчет режимов слоевой газификации угля с помощью термодинамической модели с макрокинетическими ограничениями // Теплоэнергетика. 2013. № 12. С. 56-61.

135. Дектерев А.А., Гаврилов А.А., Минаков А.А. Современные возможности CFD кода SigmaFlow для решения теплофизических задач // Современная наука. 2010. № 2(4). С. 117-122.

136. Мунц В.А., Королев В.Н. Горение и конверсия органических топлив: учебное пособие. Екатеринбург: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б.Н. Ельцина", 2016. 244 с.

137. Равич М.Б. Упрощенная методика теплотехнических расчетов. Теплотехнические расчеты по обобщенным константам продуктов горения. Москва: Наука, 1966. 407 с.

138. Зайцев А.В., Рыжков А.Ф., Силин В.Е., Загрутдинов Р.Ш., Попов А.В., Богатова Т.Ф. Газогенераторные технологии в энергетике. Монография. Екатеринбург: ООО Издательство «Сократ», 2010. 611 с.

139. Баскаков А.П. Нагрев и охлаждение металлов в кипящем слое. М.: Металлургия, 1974.

140. Messerle V.E., Ustimenko A.B., Lavrichshev O.A. Plasma coal conversion including mineral mass utilization // Fuel. 2017. Vol. 203. pp. 877-883.

141. Trusov B.G. Software TERRA for computing plasmachemical processes // Materials of 3rd Int. symp. on theoretical and applied plasma chemistry (Ples: ISUCT) 2002. pp. 217-218.

142. Ni Q., Williams A. A simulation study on the performance of an entrained-flow coal gasifier. Fuel. 1995. Vol. 74. pp. 102-110.

143. Wen C., Chaung T. Entrainment coal gasification modeling // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1979. Vol. 18. pp. 684-695.

144. Govind R., Shah J. Modeling and simulation of an entrained flow coal gasifier // AlChE J. 1984. Vol. 30. pp. 79-92.

145. Vamvuka D., Woodburn E., Senior P. Modeling of an entrained flow coal gasifier. Development of the model and general predictions // Fuel. 1995. Vol. 74. pp. 1452-1460.

146. Lee H., Choi S., Paek M. A simple process modelling for a dry-feeding entrained bed coal gasifier // Proc Inst Mech Eng Part A: J Power Energy. 2011. Vol. 225. pp. 74-84.

147. Hla S.S., Haris D., Roberts D. Gasification Conversion Model: PEFR; Research Report 80; Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization (CSIRO): Sydney, Austrailia, 2007. 49 p.

148. Hiremath V., Ren Z., Pope S.B. A greedy algorithm for species selection in dimension reduction of combustion chemistry // Combust. Theor. Model. 2010. Vol. 14. pp. 619-652.

149. Monaghan R.F.D., Ghoniem A.F. A dynamic reduced order model for simulating entrained flow gasifiers: Part I: Model development and description // Fuel. 2012. Vol. 91. pp. 61-80.

150. Gazzani M. , Manzolini G., MacChi E., Ghoniem A.F. Reduced order modeling of the Shell-Prenflo entrained flow gasifier // Fuel. 2013. Vol. 104. pp. 822837.

151. Kasule J.S., Turton R., Bhattacharyya D., Zitney S.E. Mathematical modeling of a single-stage, downward-firing, entrained-flow gasifier // Ind Eng Chem Res. 2012. Vol. 51. pp. 6429-6440.

152. Chen C., Horio M., Kojima T. Numerical simulation of entrained flow coal gasifiers. Part I: Modeling of coal gasification in an entrained flow gasifier // Chem Eng Sci. 2000. Vol. 55. pp. 3861-3874.

153. Бесков С. Д. Техно-химические расчеты. Москва-Ленинград: Государственное научно-техническое издательство химической литературы, 1950. 600 с.

154. Семенков А.В., Бабий В.И. Методика расчета параметров газификации угольной пыли в потоке для парогазовых установок // Теплофизические и термохимические процессы в энергетических установках. Сб. науч. тр. 1990. С. 81-86.

155. Arabloo M., Bahadori A., Ghiasi M.M., Lee M.,.Abbas A., Zendehboudi S. A novel modeling approach to optimize oxygen-steam ratios in coal gasification process // Fuel. 2015. Vol. 153. pp. 1-5.

156. Centeno F., Mahkamov K., Lora E.E., Andrade R.V. Theoretical and experimental investigations of a downdraft biomass gasifier-spark ignition engine power system // Renewable Energy. 2012. Vol. 37. pp. 97-108.

157. Сучков С.И. Разработка методики расчета газификации топлива в горновом газогенераторе // Горение твердого топлива: Доклады VIII Всерос. конф. с междунар. участием, Новосибирск, 13-16 ноября 2012 г., 2012. С. 97.197.11.

158. Weiland F., Wiinikka H., Hedman H., Wennebro J., Pettersson E., Gebart R. Influence of process parameters on the performance of an oxygen blown entrained flow biomass gasifier // Fuel. 2015. Vol. 153. pp. 510-519.

159. Клер А.М., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. и др. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования. Новосибирск: Наука, 2005. 236 с.

160. Batchelder H.R., Sternberg J.C. Thermodynamic study of coal gasification // Industrial and Engineering Chemistry. 1950. Vol. 42. № 5. pp. 877-882.

161. Асланян Г.С., Гиневская И.Ю., Шпильрайн Э.Э. Влияние параметров парокислородного дутья на газификацию углерода // Химия твердого топлива. 1984. № 1. С. 90-98.

162. Dai Z., Gong X., Guo X., Liu H., Wang F., Yu Z. Pilot-trial and modeling of a new type of pressurized entrained-flow pulverized coal gasification technology // Fuel. 2008. Vol. 87. pp. 2304-2313.

163. Свищев Д.А., Кейко А.В. Термодинамический анализ режимов газификации водоугольного топлива в потоке // Теплоэнергетика. 2010. № 6. С. 33-36.

164. Grabner M., Meyer B. Performance and exergy analysis of the current developments in coal gasification technology // Fuel. 2014. Vol. 116. pp. 910-920.

165. Ubhayakar S.K. Stickler D.B., Gannon R.E. Modelling of entrained-bed pulverized coal gasifiers// Fuel. 1977. Vol. 56. pp. 281-291.

166. Govind R., Shah J. Modeling and simulation of an entrained flow coal gasifier // AIChEJ. 1984. Vol. 30. №. 1. pp. 79-92.

167. Smoot L.D. Modeling of coal-combustion processes // Progress in Energy and Combustion Science. 1984. Vol. 10. pp. 229-272.

168. Калиненко Р.А., Левицкий А.А., Мирохин Ю.А., Полак Л.С. Математическая модель процессов пиролиза и газификации угля // Кинетика и катализ. 1987. Т. 27. № 3. С. 723-729.

169. Степанов С.Г., Исламов С.Р. Математическое моделирование газификации угля в прямоточном пылеугольном реакторе // Химия твердого топлива. 1989. № 3. С. 87-92.

170. Старостин А.Д., Шимановский В.В., Калиненко Р.А. Процессы газификации полукокса в технологической топке установки ЭТХ-175 // Новые способы использования низкосортных топлив в энергетике. Сб. науч. тр. Москва: ЭНИН, 1989. С. 101-110.

171. Yang Z., Wang Z., Wu Y., Wang J., Lu J., Li Z., Ni W. Dynamic model for an oxygen-staged slagging entrained flow gasifier // Energy & Fuels. 2011. Vol. 25. pp. 3646-3656.

172. Kong X., Zhong W., Du W., Qian F. Compartment modeling of coal gasification in an entrained flow gasifier: A study on the influence of operating conditions // Energy Conversion and Management. 2014. Vol. 82. pp. 202-211.

173. Valero A., Uson S. Oxy-co-gasification of coal and biomass in an integrated gasification combined cycle (IGCC) power plant // Energy. 2006. Vol. 31. pp. 16431655.

174. Krüger M. Modeling of a pressurized entrained-flow coal gasifier for power plant simulation // International Journal of Thermodynamics. 2014. Vol. 17. № 2. pp. 87-95.

175. Uebel K., Guenther U., Hannemann F., Schiffers U., Yilmaz H., Meyer B. Development and engineering of a synthetic gas cooler concept integrated in a Siemens gasifier design // Fuel. 2014. Vol. 116. pp. 879-888.

176. Li Z.-J., Zhang X.-Y., Lian Y.-Q. Performance study of coal-Water gasification process in a Texaco gasifier // International Journal of Heat and Technology. 2014. Vol. 32. № 1-2. pp. 201-204.

177. Абаимов Н.А., Бурдуков А.П., Бутаков Е.Б., Осипов П.В., Рыжков А.Ф., Шестаков Н.С, Шурчалин А.А. Экспериментальная отработка методов получения синтез-газа в одно- и двухступенчатых газификаторах // Сборник трудов XV Минского Международного Форума по тепло- и массобмену (23-26 мая 2016 г.), Минск, 2016. Т. 2. C. 3-6.

178. Abaimov N.A., Osipov P.V., Ryzhkov A.F. Experimental and computational study and development of the bituminous coal entrained-flow air-blown gasifier for IGCC // Journal of Physics: Conference Series. 2016. Vol. 754. UNSP. 112001.

179. Abaimov N.A., Butakov E.B., Burdukov A.P., Ryzhkov A.F. Investigation of two-stage air-blown and air-steam-blown entrained-flow coal gasification // Journal of Physics: Conference Series. 2017. Vol. 899(9). UNSP. 092001.

180. Chernetskiy M.Y., Burdukov A.P., Butakov E.B., Anufriev I.S., Strizhak P.A. Using ignition of coal dust produced by different types of mechanical treatment under conditions of rapid heating // Combustion, Explosion and Shock Waves. 2016. № 52(3), pp. 326-328.

181. Wu Y., Zhang J., Smith P.J., Zhang H., Reid C., Lv J., Yue G. Three-dimensional simulation for an entrained flow coal slurry gasifier // Energy and Fuels. 2010. Vol. 24. №. 2. pp. 1156-1163.

182. Циглер Г. Экстремальные принципы термодинамики необратимых процессов и механика сплошной среды. М.: Мир, 1966. 134 с.

183. Пригожин И. Введение в термодинамику необратимых процессов. Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2001. 160 с.

184. Гленсдорф П., Пригожин И. Термодинамическая теория структуры, устойчивости и флуктуаций. М.: Мир, 1973. 280 с.

185. Трусов Б.Г. Программная система TERRA для моделирования фазовых и химических равновесий в плазмохимических системах // 3 Межд. симпозиум по теор. и прикл. плазмохимии. Иваново, 2002. - С. 217-220.

186. Белов Г.В., Трусов Б.Г. Термодинамическое моделирование химически реагирующих систем. М.: МГТУ имени Н.Э. Баумана, 2013. 96 с.

187. Трусов Б.Г. Моделирование кинетики химических превращений: термодинамический подход // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. "Естественные науки". 2005. № 3. С. 26-38.

188. Gorokhovski M., Karpenko E.I., Lockwood F.C., Messerle V.E., Trusov B.G., Ustimenko A.B. Plasma technologies for solid fuels: Experiment and theory // Journal of the Energy Institute. 2005. Vol. 78(4). pp. 157-171.

189. Messerle V.E., Mosse A.L., Nikonchuk A.N., Ustimenko A.B., Baimuldin R.V. Plasma processing of model residential solid waste // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2017. Vol. 90. № 5. pp. 1192-1197.

190. Гурвич Л.В., Вейц И.В., Медведев В.А. и др. Термодинамические свойства индивидуальных веществ: Справочное издание в 4-х т. М: Наука, 19781982.

191. JANAF Thermochemical Tables (Third Edition). J.Phys. Chem. Ref. Data vol.14 (1985) Suppl. No.1. [Электронный ресурс]. URL: https://www.nist.gov/sites/default/files/documents/srd/JPCRD302001475p.pdf (Дата обращения: 22.12.2018).

192. Launder B.E., Spalding D.B. Lectures in mathematical models of turbulence. London: Academic Press, 1972. - 236 p.

193. Launder B.E., Sharma B.I. Application of the Energy Dissipation Model of Turbulence to the Calculation of Flow Near a Spinning Disc // Letters in Heat and Mass Transfer. 1974. Vol. 1. № 2. pp. 131-137.

194. Smirnov P.E., Menter F.R. Sensitization of the SST turbulence model to rotation and curvature by applying the Spalart-Shur correction term // Journal of Turbomachinery. 2009. Vol. 131. № 4. pp. 1-8.

195. Белов И.А., Исаев С.А., Коробков В.А. Задачи и методы расчета отрывных течений несжимаемой жидкости. Л.: Судостроение, 1989. 253 с.

196. Daly B.J., Harlow F.H. Transport equations in turbulence // Physics of Fluids. 1970. Vol. 13. № 11. pp. 2634-2649.

197. Launder B.E. Second-Moment Closure and Its Use in Modeling Turbulent Industrial Flows //International Journal for Numerical Methods in Fluids. 1989. Vol. 9. № 8. pp. 963-985.

198. Launder B.E. Second-moment closure: present... and future? //International Journal of Heat and Fluid Flow. 1989. Vol. 10. № 4. pp. 282-300.

199. Lu X., Wang T. Investigation of radiation models in entrained-flow coal gasification simulation // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2013. Vol. 67. pp. 377-392.

200. Siegel R., Howell J.R. Thermal Radiation Heat Transfer. Washington D. C.: Hemisphere Publishing Corp, 1992. - 1072 p.

201. Faeth G. M. Mixing, transport and combustion in sprays // Progress in Energy and Combustion Science. 1987. Vol. 13. № 4. pp. 293-345.

202. Berlemont A., Desjonqueres P., Gouesbet G. Particle Lagrangean simulation in turbulent flows // International Journal of Multiphase Flow. 1990. Vol. 16. № 1. pp. 19-34.

203. Jones W.P., Lindstedt R.P. Global reaction schemes for hydrocarbon combustion // Combustion and Flame. 1988. Vol. 73 (3). pp. 233-249.

204. Fridman A. Plasma chemistry. Cambridge University Press. 2008. 978 p.

205. Dryer F.L., Westbrook C.K. Simplified Reaction Mechanisms for the Oxidation of Hydrocarbon Fuels in Flames // Combustion Science and Technology. 1981. Vol. 27 (1-2). pp. 31-43.

206. Srinivasan N.K., Michael J.V. The thermal decomposition of water // International Journal of Chemical Kinetics. 2006. Vol. 38. pp. 211-219.

207. Benyon P. Computational modelling of entrained flow slagging gasifiers. PhD thesis, School of Aerospace, Mechanical & Mechatronic Engineer- ing, University of Sydney, Australia; 2002.

208. Gururajan V.S., Agarwal P.K., Agnew J.B. Mathematical modelling of fluidized bed coal gasifiers // Chemical Engineering Research and Design. 1992. Vol. 70 (A3), pp. 211-238.

209. Magnussen B.F., Hjertager B.W. On the structure of turbulence and a generalized eddy dissipation concept for chemical reaction in turbulent flow // Proc 19th AIAA Aerospace Meeting, St. Louis, USA. 1981. pp. 23-29.

210. Виленский Т.В., Хзмалян Д.М. Динамика горения пылевидного топлива. Москва: Энергия, 1977. - 248 с.

211. Baum M.M., Street P.J. Predicting the combustion behavior of coal particles // Combust. Sci. Tech. 1971. Vol. 3(5). pp. 231-243.

212. Smith I.W. The combustion rates of coal chars: A review // 19th Int. Symp. On Combustion. 982. pp. 1045-1065.

213. Левин Е.И., Абаимов Н.А., Филиппов П.С., Буян Б., Рыжков А.Ф. Разработка способа сжигания бедных газов в камере сгорания // Тепловые процессы в технике. 2015. № 6. С. 282-287.

214. Abaimov N.A., Ryzhkov A.F. Development of a model of entrained-flow coal gasification and study of aerodynamic mechanisms of action on gasifier operation // Thermal Engineering. 2015. Vol. 62. № 11. pp. 767-772.

215. Chernetskiy M.Y., Kuznetsov V.A., Dekterev A.A., Abaimov N.A., Ryzhkov A.F. Comparative analysis of turbulence model effect on description of the processes of pulverized coal combustion at flow swirl // Thermophysics and Aeromechanics. 2016. Vol. 23. № 4. pp. 591-602.

216. Ryzhkov A.F., Abaimov N.A., Donskoi I.G., Svishchev D.A. Modernization of air-blown entrained-flow gasifier of integrated gasification combined cycle plant // Combustion Explosion and Shock Waves. 2018. Vol. 54, № 3. pp. 337-344.

217. Kumar M., Ghoniem A.F. Multiphysics simulations of entrained flow gasification. Part I: Validating the nonreacting flow solver and the particle turbulent dispersion model // Energy and Fuels. 2012. Vol. 26. pp. 451-463.

218. Kumar M., Ghoniem A.F. Multiphysics simulations of entrained flow gasification. Part II: Constructing and vali-dating the overall model // Energy and Fuels. 2012. Vol. 26. pp. 464-479.

219. Speziale C.G., Sarkar S., Gatski T.B. Modeling the Pressure-Strain Correlation of Turbulence: an Invariant Dynamical Systems Approach // Journal of Fluid Mechanics. 1991. Vol. 227. pp. 245-272.

220. Абаимов Н.А., Рыжков А.Ф., Теплицкий Ю.С., Пицуха Е.А., Бучилко Э.К. Численное исследование и оптимизация циклонного газификатора бурых углей // Научное обозрение. 2014. № 8-2. С. 630-637.

221. Пицуха Е.А., Теплицкий Ю.С., Бородуля В.А., Волчков Э.П., Дворников Н.А., Лукашов В.В. Исследование структуры закрученных течений в циклонной камере при различных условиях ввода и вывода газа // ИФЖ. 2012. Т. 85. № 2. С. 305-317.

222. Пицуха Е.А. Численное моделирование течений в циклонной камере с различными условиями ввода и вывода воздуха // Инженерно-физический журнал. 2014. Т. 87. № 5. С 985-992.

223. Watanabe H., Ahn S., Tanno K. Numerical investigation of effects of CO2 recirculation in an oxy-fuel IGCC on gasification characteristics of a two-stage entrained flow coal gasifier // Energy. 2017. Vol. 118. pp. 181-189.

224. Абаимов Н.А., Амарская И.Б., Белоусов В.С. и др. Анализ технологических решений для ПГУ с внутрицикловой газификацией угля. Екатеринбург: УрФУ, 2016. 607 с.

225. Алексеенко С.В., Куйбин П.А., Окулов В.Л. Введение в теорию концентрированных вихрей. Новосибирск: Ин-т теплофизики СО РАН, 2003. 504 с.

226. Giuffrida A., Romano M.C., Lozza G.G. Thermodynamic assessment of IGCC power plants with hot fuel gas desulfurization // Applied Energy. 2010. Vol. 87(11). pp. 3374-3383.

227. Hanjalic K., Sijercic M. Application of Computer Simulation in a Design Study of a New Concept of Pulverized Coal Gasification, Part I: Rationale of the Concept and Model of Hydrodynamics and Heat Transfer in the Reactor // Combust. Sci. and Tech. 1994. Vol. 97. pp. 331-350.

228. Hanjalic K., Sijercic M. Application of Computer Simulation in a Design

Study of a New Concept of Pulverized Coal Gasification, Part II: Model of Coal Reactions and Discussion of Results // Combust. Sci.and Tech. 1994. Vol. 97. pp. 351375.

229. Kuznetsov V., Chernetskiy M., Ryzhkov A. Study of the two-stage gasification process of pulverized coal at the hydrodynamic flow separation // Journal of Physics: Conference Series. 2016. Vol. 754(11). UNSP. 112007.

230. Kuznetsov V., Chernetskiy M., Abaimov N., Ryzhkov A. Study of the two-stage gasification process of pulverized coal with a combined countercurrent and concurrent flow system // MATEC Web of Conferences. 2017. Vol. 115. UNSP. 03008.

231. Vascellari M., Roberts D.G., Hla S.S., Harris D.J., Hasse C. From laboratory-scale experiments to industrial-scale CFD simulations of entrained flow coal gasification // Fuel. 2015. Vol. 152. pp. 58-73.

ПРИЛОЖЕНИЯ

2019 г.

чьного директора [ением котельных

., к.т.н.

п

Тел. [phone], факс [phone] ОКНО 05762252, ОГРН1027809192388 ИНН 7825660956. КПП 784201001 е-гпа1[: [e-mail], www.ckti.ru

____N9_

На №_от___

об использовании результатов диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника на тему Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации угля

применительно к энергетике

Результаты диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича внедрены и используются в исследовательской деятельности Лаборатории подготовки и сжигания топлив Отдела проектирования, наладки и исследования котельных установок Научно-производственного объединения по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползун о ва (НПО ЦКТИ). В работе представлены полученные на площадке НПО ЦКТИ экспериментальные результаты и их обработка с использованием термодинамической модели и адаптированной СРО-модели, которые вносят свой вклад в понимание воздействия способов интенсификации термохимических процессов поточной газификации угля на основные параметры работы установок. Опираясь на экспериментальные результаты работы возможно провести модернизацию установки и определить оптимальные режимы её работы.

Г

п

СПРАВКА

Зав. лабораторией, к.т.н.

Н.С. Шестаков

| Исп; КорябкинА.И.тел.[phone]

МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НАУКИ

ИНСТИТУТ ТЕПЛОФИЗИКИ

им. С.С КУТАТЕЛАДЗЕ

СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК (ИТ СО РАН) проспект Академика Лаврентъева, ! Г. Новосибирск. 630090 Тел.: 330-84*^0; фокс 330-84-80

Зл, почта: nsc.ru

ИНН/КПП 5408100040/540801001 ОКПО 03534009 ОГРН 1025403648786

От ¿?/

На__г от •_

УТВЕРЖДАЮ

Зам, директора по научной работе ИТ СО РАН

^ д.ф,-м,н. П.А. Куйбин

Г

И

СПРАВКА

об использовании результатов диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника на тему Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации угля применительно к энергетике

Результаты диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича внедрены и используются в исследовательской деятельности Лаборатории экологических проблем теплоэнергетики Института теплофизики им. С.С, Кутателадзе Сибирского отделения Российской академии наук. В работе представлены полученные на площадке Института теплофизики СО РАН экспериментальные результаты и их обработка с использованием термодинамической модели и адаптированной СРО-модели5 которые позволяют определить степень совершенства установки и наметить пути её будущей модернизации* С использованием экспериментальных результатов работы возможно проводить отработку различных моделей конверсии твёрдого топлива.

Зав. лабораторией, д.ф,-м.н.

///--

г

С.И. Шторк

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ Федеральное пэсуя"""'""""* автономное образовательное учреж, »СИБИРСКИЙ ФЕДЁР.

ККИ1 ипшкгту

660041, РОССИЯ. Красноярск проспект Свободны»),?) телефон [phone]. тел /факс <391)2-44-86^ ги, е-та|1: о(^се@5Ги-1<га5 п

. Ад/9 № <Г/У

на №

от

СПРАВКА

об использовании результатов диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника на тему «Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации угля применительно к энергетике»

Результаты диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича внедрены и используются в исследовательской деятельности и учебном процессе кафедры Теплофизика Института инженерной физики и радиоэлектроники Сибирского федерального университета в рамках учебного курса «Физика горения и взрыва». В работе представлена адаптированная и верифицированная по литературным и полученным экспериментальным данным СРЭ-модель поточной газификации, которая может использоваться для исследования поточной газификации твёрдого топлива в достаточно широком диапазоне рабочих параметров, а также для разработки поточных газификаторов твёрдого топлива разного масштаба и режимов работы.

Заведующий кафедрой «Теплофизика» ИИФиРЭ СФУ, кандидат

технических наук, доцент

А.А. Дектерев

Уральский

федеральный

университет

имени первого Президента России Б. Н. Ельцина

Уральский

энергетический

институт

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования «Уральский федеральный университет

имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» !\'рфУ,

УРАЛЬСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (УралЭ НИН)

ул. С.Ковалевской, 5, Екатеринбург, 620002

тел./факс.: [phone]

е-глаИ: rfu.ru

УТВЕРЖДАЮ:

¿/,:ж^Директор Уральского .... энергетического института Сарапулов _20/£ г.

СПРАВКА

об использовании результатов диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника на тему Интенсификация термохимических процессов поточной воздушной газификации

угля применительно к энергетике

Результаты диссертационной работы Абаимова Николая Анатольевича внедрены и используются в учебном процессе и исследовательской деятельности кафедры Тепловые электрические станции Уральского энергетического института Уральского федерального университета в рамках учебных куров «Математическое моделирование», «Горение и газификация», «Высокие наукоёмкие технологии в теплоэнергетике и теплотехнике» и др. Представленная в работе адаптированная и верифицированная по литературным и полученным экспериментальным данным СПЭ-модель поточной газификации может использоваться для исследования поточной газификации твёрдого топлива в достаточно широком диапазоне рабочих параметров, а также для разработки поточных газификаторов твёрдого топлива разного масштаба и режимов работы. Экспериментальные результаты работы и их обработка с использованием термодинамической модели и адаптированной СРО-модели вносят свой вклад в понимание воздействия способов интенсификации термохимических процессов поточной газификации угля на основные параметры работы установок. Полученные значения чувствительностей основных параметров работы промышленного газификатора к способам интенсификации термохимических процессов целесообразно использовать при модернизации конструкции или режима работы полномасштабных газификаторов твёрдого топлива.

Зав. кафедрой ТЭС, к.т.н., доц.

Т.Ф. Богатова

АНАЛИЗ ТЕРМОХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Согласно ряду экспериментальных исследований [13] при сжигании каменного угля время выхода летучих веществ составляет всего 10% от общего времени выгорания топлива (рисунок П1.1), что даёт обоснование углеродистой теории реагирования пылеугольного топлива, согласно которой основной стадией реагирования угля являются гетерогенные реакции КЗО, а испарением влаги и выходом летучих веществ можно пренебречь.

Рисунок П1.1 - Относительное выгорание летучих веществ (AV/V, линия 1) и кокса (AK/K, линия 2) в зависимости от относительного выгорания топлива (Ab/b)

Углеродистая теория не столько описывала реальный физико-химический процесс гетерогенного реагирования, сколько сокращала время расчётов теплоэнергетического оборудования на заре становления вычислительной техники, поэтому сегодня исследователи, как правило, рассматривают три одновременно происходящих процесса (сушка, пиролиз, гетерогенные реакции). Тем не менее факт того, что гетерогенное реагирование является наиболее долгой (важной) стадией конверсии каменного угля, позволяет сосредоточить внимание именно на этой стадии при поиске способов интенсификации процесса газификации.

1 ц отг"]_

20 40 SO 80 %

0

[13]

Традиционно все гетерогенные процессы рассматриваются с точки зрения диффузионно-кинетической теории, согласно которой скорость протекания гетерогенного процесса определяется кинетической (скорость химической реакции на границе раздела газ-углерод) и диффузионной (скорость подвода газов-реагентов и отвода газов-продуктов) составляющими. Согласно этой теории, выделяют три режима конверсии твёрдого топлива в зависимости от того, какая составляющая (кинетическая или диффузионная) является лимитирующей (минимальной): кинетический (рисунок П1.2а), диффузионный (рисунок П1.2б) и промежуточный, когда обе составляющие примерно в равной степени влияют на результирующую скорость.

Рисунок П1.2 - Концентрации газов у поверхности частицы: а - кинетический режим; б - диффузионный режим [8] В теплотехнике режим реагирования топлива, как правило, определяется температурой процесса согласно схемы, приведённой на рис. П1.3.

Рисунок П1.3 - Режимы реагирования в зависимости от температуры

процесса [8]

Величина кинетической составляющей скорости определяется физико-химическими факторами (температура, давление, концентрация газа-реагента) и кинетическими константами угля (предэкспоненциальный множитель, энергия активации, порядок реакции для формулы Аррениуса).

Температуру в реакционном пространстве можно повысить либо подводом дополнительного количества теплоты, либо снижением тепловых потерь, либо сжиганием дополнительного количества топлива. Подвод дополнительного количества теплоты в реакционное пространство в промышленных установках осуществляется путём нагрева дутья, в экспериментальных установках иногда применяют внешний нагрев стенок. Тепловые потери через стенку у коммерческих газификаторов составляют всего несколько процентов, поэтому их зачастую принимают адиабатными.

Основной проблемой при поднятии давления в реакционном пространстве газификатора является система топливоподачи, так как при СТП с давлением выше 3-4 МПа система топливоподающих бункеров становится технически трудно реализуемой, а при подаче ВУС часть теплоты системы теряется на нагрев и испарение воды, транспортирующей уголь. Концентрацию газов-реагентов у поверхности угольной частицы повышают заменой инертных газов (азота, аргона и т.д.), поступающих в газификатор на химически активные (02, С02, Н20 и т.д.). На практике это реализуется, например, в переходе от воздушного дутья на кислородное; замене транспортного азота на С02; подаче водяного пара; применении двухступенчатых схем, в которых вторичное топливо газифицируется в продуктах сгорания первичного [14].

Для изменения кинетических констант одного вида топлива в него либо добавляют катализаторы [15-18], повышающие скорость его реагирования, либо ослабляют его межатомные и межмолекулярные связи механическим воздействием (механоактивацией), создавая дополнительные активные радикалы [19]. Присадка катализаторов к топливу на сегодняшний день имеет

узконаправленное применение по экономическим причинам, тогда как механоактивация рядом исследователей [19, 20] считается перспективной технологией, которая может получить широкое распространение в промышленности.

Диффузионная составляющая зависит от гидродинамических факторов: турбулентность потока газов; коэффициенты массообмена и диффузии; форма, размер частиц и т.д. Турбулентность потока при поточном процессе оказывает незначительное влияние на диффузию газов у поверхности частицы, так как считается, что частица, подхваченная потоком газов, имеет практически нулевую скорость относительно этого потока газов. Коэффициент массообмена связан с коэффициентом диффузии и размером частиц. Коэффициент диффузии зависит от состава диффундирующих газов.

Очевидно, что не может существовать двух частиц угля одинаковой формы, однако для исследовательских целей принято считать, что все частицы топлива в установке имеют одинаковую форму. В зависимости от способа топливоподготовки, измельчения и особенностей пиролиза выделяют несколько характерных форм: цилиндрическую, конусовидную, ромбовидную и др. [21]. При конверсии форма частиц в той или иной степени меняется, что дополнительно осложняет понимание влияния формы частицы на процессы, происходящие с ней. Поэтому в большинстве модельных представлений о гетерогенных процессах для упрощения вычислений считается, что частица имеет сферическую форму, несмотря на то, что под воздействием внешних сил (движение потока газа) частица может принять другую форму, например, эллипсоидную [21]. Помимо формы частицы на диффузию газов влияет рельеф поверхности частицы - частица с более гладкой поверхностью будет иметь меньшую внешнюю площадь реагирования. Кроме того, важное значение имеет внутренняя структура частицы (пористость). Также, как и форма, структура пор зависит от множества факторов: типа топлива, топливоподготовки и др. Диффузия газов-реагентов к поверхности частицы топлива тем интенсивнее, чем больше площадь внешней и внутренней поверхностей частицы. Внешняя площадь

определяется размером и формой частицы, а внутренняя - количеством и формой пор. Вышеупомянутая механоктивация угольного топлива повышает не только его реакционную способность, но и увеличивает его площадь, за счёт снижения геометрических размеров угольных частиц [14].

Вышеизложенный анализ можно представить в виде схемы, представленной на рисунке П1.4.

Рисунок П1.4 - Термохимические процессы и способы их интенсификации

ПРИЛОЖЕНИЕ 6 АНАЛИЗ РАБОТЫ ДВУХСТУПЕНЧАТЫХ ПОТОЧНЫХ ВОЗДУШНЫХ ГАЗИФИКАТОРОВ

Классификация газификаторов с многоуровневым (двухступенчатым) подводом реагентов по нескольким признакам приведена в таблице П2.1. Таблица П2.1 - Классификация двухступенчатых газификаторов

Признак Газификатор

MHI [44] EAGLE [54, 85-90] TPRI [61] E-Gas [91-94] Tsinghua [95-97] Ecopro [98, 99]

1) Топливо

Каменный + + + + +

Бурый + +

Нефтекокс +

2) Топливоподача

Сухая + + + +

ВУС + +

3) Окислитель

Воздух +

Кислород + + + + +

4) Температурный режим

Высокий (Твых>1100°С) + + + + +

Низкий +

5) Вторичный реагент

Топливо + + + + +

Окислитель +

Одной из наиболее перспективных технологий поточной газификации является двухступенчатая воздушная газификация. Использование воздуха вместо кислорода позволяет отказаться от дорогостоящей воздухоразделительной установки, а двухступенчатый принцип обеспечивает КПД воздушной установки на уровне кислородных. Лидером в технологии двухступенчатой поточной

газификации является энергомашиностроительная корпорация MHI, которая первая построила в 2007 году демонстрационную ПГУ-ВЦГ Nakoso мощностью 250 МВт с воздушным газификатором [44], в 2013 году переведённая в коммерческую эксплуатацию компанией Joban Joint Power Company [100]. Для разработки коммерческого воздушного двухстадийного газификатора производительностью 1500-2000 т/сут. компании MHI потребовалось создать серьезный парк экспериментальных установок разного масштаба и параметров работы (табл. П2.2).

Таблица П2.2 - Экспериментальные воздушные двухступенчатые газификаторы

MHI

Название (расположение, владелец)установки Center Research Institute of Electric Power Industry (CRIEPI) [101] CRIEPI [102] Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. (MHI) [103] MHI Nagasaki R&D Center [104] IGC Research Association [105, 106] Clean Coal Power R&D Co., Ltd. [107]

Производительность, т/сут. 2 3 8 24 200 1500-2000

Период эксплуатации, гг. 1983-1995 2004- н.д. н.д. 1998-2002 1991-1996 2007-2012

Время работы (суммарное/непрерывное), ч. 2220/ н.д. н.д. н.д. 201/ н.д. 4770/789 18788/2238

Исследованные угли, шт. 22 1 н.д. н.д. 3 8

Размеры газификатора (высота/диаметр), м 5,850/0,3 н.д. н.д. н.д. 11/1,2 3,5/18 (оценочно)

Давление, МПа 2 2 0,1 2 2,7 2,7

Особенности Наибольшее количество экспериментал ьных данных Подача пара 0,16 кг/кг угля (оценка Грабнера) Атмосфер ное давление Отработка топливопод ачи и системы автоматики Решена проблема шлакуемост и диффузора Переведен в коммерческ ую эксплуатаци ю

Вопрос масштабирования газогенераторных установок МН1 производительностью от 2 до 200 т/сут и от до 1700 т/сут (рис. П2.1), основанного на законах масштабирования поточных газогенераторов [108], рассматривался в

работах [109-111]. При создании установки производительностью 1700 т/сут. на базе газогенератора 200 т/сут фирмой МН1 использовались следующие принципы масштабирования:

1) поддержание неизменными времени химического реагирования и скоростей движения сред в газогенераторе;

2) присадка кислорода к дутьевому воздуху первой ступени (до 25 %) и транспортировка угля азотом (оба газа являются продуктами воздухоразделительной установки);

3) упрощение системы по сравнению с установкой 200 т/сут. для повышения экономичности и надежности работы.

а) б)

Рисунок П2.1 - Габариты внешних корпусов газогенераторов МН1 [111]: а)

200 т/сут.; б) 1700 т/сут.

Из рисунка П2.1 видно, что при увеличении производительности почти в 10 раз габариты внешнего корпуса газогенератора увеличиваются не так значительно: высота в 1,3 раза, а диаметр в 1,7 раза. При этом надо понимать, что

размеры внутреннего (камер сжигания и газификации) и внешнего (габаритный) корпусов газогенераторов связаны не напрямую.

С использованием вышеописанных экспериментальных установок (табл. П2.1) корпорация МН1 исследовала двухступенчатую газификацию большого количества углей (более 50) и других твёрдых топлив (рис. П2.2). Необходимость тестирования такого большого числа топлив связано прежде всего со следующими тремя моментами:

1) Япония (место дислокации МН1) не обладает большими запасами угля, поэтому в энергетике используются в основном импортные угли, в частности китайские;

2) корпорация МН1 активно экспортирует свои технологии в страны ближнего и дальнего зарубежья (США, Австралия и др.), в том числе и газификационные, поэтому необходимы данные по углям заказчика;

3) экспериментальные данные, полученные при работе на углях с самыми разными характеристиками, позволяют исследователям глубже понять особенности протекания процесса двухступенчатой газификации и выработать рекомендации по модернизации конструкции и режима.

3,5 3 2,5 2 1,5 1

0,5

Стабильное жидкое

шлакоудапение

(ПГУ-ВЦГ) •

Требуются о флюсы (ПГУ-ВЦГ)

• Австралия ■ Америка

♦ Китай

* Южная Африка о Индонезия

а Япония - Канада + Россия о Колумбия

□ Нефтекокс/уголь (75%/25%)

* Кузнецкий Д

+ Кузнецкий Д РОК1

а)

1100 1200 1300 1400 1500 1600 Т^С х Переясловский

Cdafjydaf

3,5 3 2,5 2 1,5 1

0,5

Стабильная работа без подсушки