Численное моделирование процесса совместной газификации со ступенчатой подачей угля и биомассы

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

Предлагается ступенчатая схема процесса газификации угля и биомассы, в которой сжигание угля служит для получения высокотемпературного газифицирующего агента, который используется для газификации биомассы. При этом можно снизить термодинамические потери в процессе газификации за счет снижения температуры генераторного газа благодаря высокой реакционной способности биотоплив по сравнению с углем. С помощью стационарной одномерной кинетико-термодинамической модели двухступенчатого реактора проводятся численные расчеты с варьированием соотношения уголь–биотопливо и расхода окислителя. Особенностью модели является учет рециркуляции недожога. Результаты расчетов позволяют определить оптимальную степень замещения угля растительной биомассой по технологическим критериям (химический КПД, выход горючих компонентов).

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

И. Г. Донской

ФГБУН Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН

Автор, ответственный за переписку.
Email: donskoy.chem@mail.ru
Россия, Иркутск

Список литературы

  1. Bhuiyan A.A., Blicblau A.S., Sadrul Islam A.K.M., Naser J. // Journal of the Energy Institute. 2018. V. 91. No. 1. P. 1. https://doi.org/10.1016/j.joei.2016.10.006
  2. Vershinina K., Dorokhov V., Romanov D., Strizhak P. // Waste and Biomass Valorization. 2023. V. 14. P. 431. https://doi.org/10.1007/s12649-022-01883-x
  3. Guo J.-X. // Clean Technologies and Environmental Policy. 2022. V. 24. P. 2531. https://doi.org/10.1007/s10098-022-02332-y
  4. Кейко А.В., Ширкалин И.А., Свищев Д.А. // Изв. РАН. Энерг. 2006. № 3. С. 55.
  5. Kirubakaran V., Sivaramakrishnan V., Nalini R. et al. // Energy Sources A. 2009. V. 31. No. 11. P. 967. http://dx.doi.org/10.1080/15567030801904541
  6. Svishchev D. // Energy Systems Research. 2021. V. 4. No. 3. P. 38. http://dx.doi.org/10.38028/esr.2021.03.0004
  7. van der Drift A., Boerrigter H., Coda B., Cieplik M.K., Hemmes K. Entrained flow gasification of biomass. Ash behaviour, feeding issues, and system analyses. Report ECN-C-04-039. 2004.
  8. Tolvanen H., Keipi T., Raiko R. // Fuel. 2016. V. 176. P. 153.
  9. Wang T., Stiegel G. (eds.) Integrated gasification combined cycle (IGCC) technologies Woodhead Publ., 2017.
  10. Obernberger I., Brunner T., Mandl C., Kerschbaum M., Svetik T. // Energy Procedia. 2017. V. 120. P. 681. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.07.184
  11. Шумовский А.В., Горлов Е.Г. // ХТТ. 2022. № 3. С. 13. https://doi.org/10.31857/S0023117722030094 [Solid Fuel Chem. 2022. V. 56. P. 166. https://doi.org/10.3103/S0361521922030090]
  12. He Z.-M., Deng Y.-J., Cao J.-P., Zhao X.-Y. // Fuel. 2024. V. 357A. P. 129728. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129728
  13. Thattai A.T., Oldenboek V., Schoenmakers L., Woudstra T., Aravind P.V. // Applied Energy. 2016. V. 168. P. 381. http://dx.doi.org/10.1016/j.apenergy.2016.01.131
  14. Sofia D., Llano P.C., Giuliano A. et al. // Chem. Eng. Res. Des. 2014. V. 92. P. 1428. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2013.11.019
  15. Huang J., Liao Y., Lin J. et al. // Energy. 2024. V. 298. P. 131306. https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.131306
  16. Kleinhans U., Wieland C., Frandsen F.J., Spliethoff H. // Progress in Energy and Combustion Science. 2018. V. 68. P. 65. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2018.02.001
  17. Лапидус А.Л., Шумовский А.В., Горлов Е.Г. // ХТТ. 2023. № 6. С. 11. https://doi.org/10.31857/S0023117723060051 [Solid Fuel Chem. 2023. V. 57. P. 373. https://doi.org/10.3103/S0361521923060046]
  18. Jeong H.J., Hwang I.S., Park S.S., Hwang J. // Fuel. 2017. V. 196. P. 371. http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2017.01.103
  19. Донской И.Г. // ХТТ. 2019. № 2. С. 55. https://doi.org/10.1134/S002311771902004X [Solid Fuel Chemistry. 2019. V. 53. No. 2. P. 113. https://doi.org/10.3103/S0361521919020046]
  20. Kuznetsov G.V., Romanov D.S., Vershinina K.Yu., Strizhak P.A. // Fuel. 2021. V. 302. P. 121203. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121203
  21. Малышев Д.Ю., Сыродой С.В. // Изв. Томск. политехн. ун-та. Инж. георес. 2020. Т. 331. № 6. С. 77. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/6/2677
  22. Ambatipudi M.K., Varunkumar S. // Proc. Combust. Inst. 2023. V. 39. P. 3479. https://doi.org/10.1016/j.proci.2022.08.031
  23. Lapuerta M., Hernandez J.J., Pazo A., Lopez J. // Fuel Proc. Technol. 2008. V. 89. No. 9. P. 828. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2008.02.001
  24. Kobayashi N., Suami A., Itaya Y. // J. Chem. Eng. Jpn. 2017. V. 50. No. 11. P. 862. https://doi.org/10.1252/jcej.16we266
  25. Itaya Y., Suami A., Kobayashi N. // AIP Conf. Proc. 2018. V. 1931. P. 020003. https://doi.org/10.1063/1.5024057
  26. Long H.A., Wang T. // Int. J. Energy Res. 2016. V. 40. No. 4. P. 473. https://doi.org/10.1002/er.3452
  27. Deraman M.R., Rasid E.A., Othman M.R., Suli L.N.M. // IOP Conf. Ser. Mat. Sci. Eng. 2019. V. 702. P. 012005. https://doi.org/10.1088/1757-899X/702/1/012005
  28. Uson S., Valero A., Correas L., Martinez A. // Int. J. Thermodynamics. 2004. V. 7. No. 4. P. 165.
  29. Perez-Jeldres R., Cornejo P., Flores M., Gordon A., Garcia X. // Energy. 2017. V. 120. P. 663. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.11.116
  30. Донской И.Г., Свищев Д.А., Шаманский В.А., Козлов А.Н. // Научн. вест. НГТУ. 2015. № 1 (58). С. 231. https://doi.org/10.17212/1814-1196-2015-1-231-245
  31. Donskoy I. // Energy Systems Research. 2021. V. 4. No. 2. P. 27. http://dx.doi.org/10.38028/esr.2021.02.0003
  32. Jahromi M.-A.Y., Atashkari K., Kalteh M. // Int. J. Energy Res. 2019. V. 43. No. 11. P. 5864. https://doi.org/10.1002/er.4692
  33. Hashimoto T., Sakamoto K., Ota K. et al. // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review. 2010. V. 47. No. 4. P. 27.
  34. Watanabe H., Kurose R. // Advanced Powder Technology. 2020. V. 31. P. 2733. https://doi.org/10.1016/j.apt.2020.05.002
  35. HadiJafari P., Risberg M., Hesstrom J.G.I., Gebart B.R. // Energy Fuels. 2020. V. 34. P. 1870. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b03942
  36. Chishty M.A., Umeki K., Risberg M., Wingren A., Gebart R. // Fuel Proc. Technol. 2021. V. 218. P. 106861. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2021.106861
  37. Козлов А.Н., Свищев Д.А., Худякова Г.И., Рыжков А.Ф. // ХТТ. 2017. № 4. С. 12. https://doi.org/10.7868/S0023117717040028 [Solid Fuel Chem. 2017. V. 51 P. 205. https://doi.org/10.3103/S0361521917040061]
  38. Han C., Situ Y., Zhu H. et al. // Chinese J. Chem. Eng. 2024. V. 68. P. 203. https://doi.org/10.1016/j.cjche.2023.12.010

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать
2. Рис. 1. Схема ступенчатого процесса совместной газификации угля и биомассы.

Скачать (426KB)
Метаданные
3. Рис. 2. Стационарные профили температуры (а), конверсии топлив (б) и состава газа (в) для стехиометрического отношения 0.3 и доли биомассы 0.5 (воздушное дутье).

Скачать (1MB)
Метаданные
4. Рис. 3. Зависимость состав газа и выхода горючих компонентов от условий проведения процесса совместной газификации угля и биомассы: (а) концентрация СО в генераторном газе, об. %; (б) удельный выход СО, кг/кг(т); (в) концентрация Н2 в генераторном газе, об. %; (г) удельный выход Н2, кг/кг(т).

Скачать (1MB)
Метаданные
5. Рис. 4. Зависимость температуры процесса и конверсии топлив от условий проведения совместной газификации угля и биомассы: (а) температура газа после первой ступени, К; (б) температура газа после второй ступени, К; (в) степень конверсии угля после первой ступени; (г) степень конверсии биомассы после второй ступени.

Скачать (1MB)
Метаданные
6. Рис. 5. Зависимость химического КПД (%) от условий проведения совместной газификации угля и биомассы в воздушном дутье.

Скачать (476KB)
Метаданные
7. Рис. 6. Зависимость максимального химического КПД от доли биомассы и начальной концентрации кислорода в дутье (числа на легенде, об. %).

Скачать (455KB)
Метаданные

© Российская академия наук, 2025