
Тип работы:	Предмет:	Язык работы:

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕРМОХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПОТОЧНОЙ ВОЗДУШНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ЭНЕРГЕТИКЕ

Работа №	102070
Тип работы	Диссертация
Предмет	физика
Объем работы	194
Год сдачи	2019
Стоимость	5780 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено	154

Не подходит работа?

Узнай цену на написание

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ И
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ 12
1.1 Особенности термохимических процессов, протекающих при поточной
газификации угля 12
1.2 Способы интенсификации термохимических процессов 13
1.3 Современные методы исследования термохимических процессов 22
1.4 Выводы и постановка задач исследования 26
ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ 30
2.1. Установка ЦКТИ для исследования одноступенчатой воздушной
газификации 30
2.2. Установка ИТ для исследования двухступенчатой воздушной
газификации 39
2.3. Установка ИТ для исследования двухступенчатой паровоздушной
газификации 44
2.4. Выводы по главе 51
ГЛАВА 3. РАСЧЁТНЫЕ МЕТОДЫ 53
3.1. Термодинамическое моделирование 53
3.2. Численное моделирование методом СТО 55
3.3. Выводы по главе 65
ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ 67
4.1. Исследование одноступенчатой воздушной газификации 67
4.2. Исследование двухступенчатой воздушной газификации при подаче угля во
вторую ступень 76
4.3. Исследование двухступенчатой паровоздушной газификации при подаче
пара во вторую ступень 81
4.4. Исследование двухступенчатой паровоздушной газификации при разных
точках подачи пара во вторую ступень 101
4.5. Выводы по главе 104
ГЛАВА 5. ЧИСЛЕННАЯ ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ
СПОСОБОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НА ПРИМЕРЕ
ПРОМЫШЛЕННОГО ГАЗИФИКАТОРА 107
5.1. Дополнительный нагрев дутьевого воздуха 107
5.2. Повышение давления 108
5.3. Подача водяного пара 109
5.4. Применение механоактивированного угля 111
5.5. Анализ чувствительности 112
5.6 Комплексный способ интенсификации 114
5.7. Выводы по главе 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 121
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 125
ПРИЛОЖЕНИЯ

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 ПОХ при сжигании синтез-газа), с помощью комбинации экспериментальных и расчётных методов.
Задачи работы:
1) Адаптация и верификация по литературным и полученным экспериментальным данным СБВ-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 СБЭ-модели.
4) Определение чувствительности основных характеристик процесса поточной газификации к воздействию способов интенсификации термохимических процессов с помощью полученных экспериментальных данных и адаптированной СБЭ-модели.
5) Оценка эффекта от применения способов интенсификации воздушной поточной газификации угля, происходящей в промышленном газификаторе с использованием адаптированной СБЭ-модели.
Научная новизна:
1) Адаптирована и верифицирована по литературным и полученным экспериментальным данным СБЭ-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 СБЭ-модели.
3) Исследована эффективность применения способов интенсификации термохимических процессов воздушной поточной газификации угля, происходящей в промышленном газификаторе с использованием адаптированной СБЭ-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 СБЭ-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 СБЭ-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 СБИ-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 СБИ-модель поточной газификации.
4) Обработаны результаты проведённых экспериментов с помощью термодинамической модели и адаптированной СБИ-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 СБИ-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 Conférence: 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).

Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь студентам в написании работ!

ДИПЛОМНЫЕ МАГИСТЕРСКИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Курсовые Статьи Диплом Рязань

Заключение

В работе с помощью комбинации экспериментальных и расчётных методов выполнено исследование способов интенсификации термохимических процессов поточной воздушной газификации угля, позволяющих повысить теплоту сгорания и отношение H2/CO в синтез-газе.
Получены следующие основные результаты:
1) Адаптирована и верифицирована по литературным и собственным экспериментальным данным CFD-модель поточной газификации. Для верификации использованы экспериментальные данные, полученные на трёх установках, а также литературные данные, полученные на циклонной камере ИТМО НАН Беларуси, газификаторах MHI с расходом угля 2 т/сут и 1700 т/сут. 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 в различных установках.
2) Проведены экспериментальные исследования способов интенсификации термохимических процессов, протекающих при воздушной поточной газификации угля. Для проведения исследований использованы три экспериментальные установки, на каждой из них исследуется свой набор способов интенсификации: в установке ЦКТИ - впрыск воды (водяной квенчинг) в зону с температурами 1100-1200°C; в воздушной установке ИТ - тонина помола (механоактивация) первичного угля и двухступенчатый подвод топлива; в паровоздушной установке ИТ - тонина помола (механоактивация) угля и подвод пара (расход и место).
3) Осуществлён анализ полученных экспериментальных данных с помощью термодинамической модели и адаптированной CFD-модели.
а) Установка ЦКТИ. При химическом реагировании водяных паров в секции квенчинга с газотопливным потоком в количестве 0,3 кг на 1 кг топлива отношение H2/CO возрастает на 0,2-0,27. В секции квенчинга струя воды не достигает приосевой области, снижение температуры потока газов у стенки составляет 200-500 К в зависимости от а. При а=0,44 теплота сгорания синтез-газа составляет 4 МДж/м3.
б) Воздушная установка ИТ. При а=0,41 теплота сгорания синтез-газа составляет 3,43 МДж/м3, а H2/CO=0,64. Повышение за счёт механоактивации (тонкого помола) реакционной способности первичного угля позволяет решить проблему энергодефицита в установке с неадиабатной стенкой на холодном (20°C) воздушном дутье с низким а=0,41. Процесс горения первичного топлива начинается в улиточном завихрителе и продолжается вдоль стенок реакционной камеры. Максимальная неравномерность температуры (~2000°C) наблюдается у торца улиточного завихрителя. Первичный уголь имеет винтовое периферийное движение на всем протяжении установки, а движение потока вторичного угля на участке 3-5 калибров прямолинейное. Впоследствии слабораспыленный поток вторичного угля вовлекается во вращательное движение с нарастающим размытием.
в) Паровоздушная установка ИТ. При увеличении расхода пара до 0,5 кг/кг угля и температуры внутренней стенки установки с 400 до 1100°C теплота сгорания синтез-газа увеличивается на 70%, а H2/CO на 45%. При погружении парового сопла в камеру реагирования с 0,67 до 1,67 калибров теплота сгорания синтез-газа возрастет на 40%, а H2/CO снижается на 7%. Ввод в установку аксиальной струи относительно холодного слабоперегретого пара создаёт гидродинамическую, структурную и температурную неоднородность. Процесс конверсии в установке протекает в три стадии, локализация которых зависит от входных режимных и конструктивных параметров.
4) Оценена эффективность способов интенсификации термохимических процессов в промышленном газификаторе с помощью многовариантного CFD- моделирования работы двухступенчатого воздушного поточного газификатора типа MHI 1700 т/сут. Анализ чувствительности теплоты сгорания синтез-газа выявил, что наибольшее положительное влияние оказывает Тв, затем идут P и gMAy. Наибольшее отрицательное влияние оказывает gH при температуре паровоздушного дутья 1200°C, а при 500°C влияние слабее. Из анализа чувствительности отношения H2/CO в синтез-газе видно, что все исследованные способы интенсификации имеют положительное влияние. Наибольшее влияние оказывает дп при температуре паровоздушного дутья 500°C, а при 1200°C влияние немного слабее. Значительно меньшее влияние оказывает Тв, затем идут P и gMAy.
5) Предложен комплексный способ интенсификации термохимических процессов поточной газификации, позволяющий повысить теплоту сгорания синтез-газа по сравнению с подачей пара температурой 500 и 1200°C и приблизиться к случаям без подачи пара. Данный способ позволяет получать синтез-газ с максимальным отношением H2/CO, при поддержании теплоты сгорания синтез-газа на уровне около 5 МДж/м3.
Перспективы дальнейшей разработки темы: проведение экспериментов с дутьём разного состава (включая CO2); совершенствование CFD-модели; разработка конструкции промышленного газификатора для перспективной ПГУ- ВЦГ.

Литература

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.