PL241679B1 - Sposób wytwarzania węglowych brykietów surowcowych oraz zastosowanie węglowych brykietów wytworzonych tym sposobem - Google Patents
Sposób wytwarzania węglowych brykietów surowcowych oraz zastosowanie węglowych brykietów wytworzonych tym sposobem Download PDFInfo
- Publication number
- PL241679B1 PL241679B1 PL423546A PL42354616A PL241679B1 PL 241679 B1 PL241679 B1 PL 241679B1 PL 423546 A PL423546 A PL 423546A PL 42354616 A PL42354616 A PL 42354616A PL 241679 B1 PL241679 B1 PL 241679B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- coal
- gasification
- biomass
- biochar
- briquettes
- Prior art date
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 247
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 79
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 66
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000004484 Briquette Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 98
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 94
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 91
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 91
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 53
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 36
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 36
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 24
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical group [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 22
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 claims description 22
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 17
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 claims description 11
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims description 10
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 10
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 10
- 239000002029 lignocellulosic biomass Substances 0.000 claims description 9
- 235000011684 Sorghum saccharatum Nutrition 0.000 claims description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 8
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 8
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 8
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 8
- 241000609240 Ambelania acida Species 0.000 claims description 7
- 239000010905 bagasse Substances 0.000 claims description 7
- 244000138286 Sorghum saccharatum Species 0.000 claims description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 6
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 5
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000000123 paper Substances 0.000 claims description 5
- 244000020551 Helianthus annuus Species 0.000 claims description 4
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 claims description 4
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 240000001592 Amaranthus caudatus Species 0.000 claims description 3
- 235000009328 Amaranthus caudatus Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002154 agricultural waste Substances 0.000 claims description 3
- 239000004178 amaranth Substances 0.000 claims description 3
- 235000012735 amaranth Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 3
- 229940100445 wheat starch Drugs 0.000 claims description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 claims description 2
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 2
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 claims description 2
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 claims description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 2
- 241000209504 Poaceae Species 0.000 claims 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 68
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 105
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 54
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 50
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 49
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 35
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 30
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 27
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 25
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 25
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 22
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 19
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 17
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 14
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 14
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 13
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 13
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 12
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 11
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 11
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 11
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012075 bio-oil Substances 0.000 description 8
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 6
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 6
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 5
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 4
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- LELOWRISYMNNSU-UHFFFAOYSA-N hydrogen cyanide Chemical compound N#C LELOWRISYMNNSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 4
- 101100494773 Caenorhabditis elegans ctl-2 gene Proteins 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 102100035959 Cationic amino acid transporter 2 Human genes 0.000 description 3
- 101100112369 Fasciola hepatica Cat-1 gene Proteins 0.000 description 3
- 101100005271 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) cat-1 gene Proteins 0.000 description 3
- 241001520808 Panicum virgatum Species 0.000 description 3
- 108091006231 SLC7A2 Proteins 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007605 air drying Methods 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 229910052960 marcasite Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 3
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 3
- 235000002918 Fraxinus excelsior Nutrition 0.000 description 2
- 229920002488 Hemicellulose Polymers 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N Na2O Inorganic materials [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000006394 Sorghum bicolor Species 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 229910052878 cordierite Inorganic materials 0.000 description 2
- JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N dimagnesium dioxido-bis[(1-oxido-3-oxo-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3-disila-5,7-dialuminabicyclo[3.3.1]nonan-7-yl)oxy]silane Chemical compound [Mg++].[Mg++].[O-][Si]([O-])(O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2)O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2 JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 229910000619 316 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001416152 Bos frontalis Species 0.000 description 1
- 244000025254 Cannabis sativa Species 0.000 description 1
- 102100021202 Desmocollin-1 Human genes 0.000 description 1
- 101000968043 Homo sapiens Desmocollin-1 Proteins 0.000 description 1
- 101000880960 Homo sapiens Desmocollin-3 Proteins 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000089068 Melianthus major Species 0.000 description 1
- 241000231739 Rutilus rutilus Species 0.000 description 1
- PRIQBSOWURINLK-UHFFFAOYSA-N S.O=C=S Chemical compound S.O=C=S PRIQBSOWURINLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 229910052656 albite Inorganic materials 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002374 bone meal Substances 0.000 description 1
- 229940036811 bone meal Drugs 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010883 coal ash Substances 0.000 description 1
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 1
- 230000006324 decarbonylation Effects 0.000 description 1
- 238000006606 decarbonylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007257 deesterification reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 230000003831 deregulation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052863 mullite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 1
- 238000005453 pelletization Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 229910052952 pyrrhotite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000011182 sodium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- YALHCTUQSQRCSX-UHFFFAOYSA-N sulfane sulfuric acid Chemical compound S.OS(O)(=O)=O YALHCTUQSQRCSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 1
- 238000004154 testing of material Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 239000004079 vitrinite Substances 0.000 description 1
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
- C10B57/04—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general using charges of special composition
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
- C10B57/12—Applying additives during coking
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
- C10L10/02—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for reducing smoke development
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
- C10L10/04—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for minimising corrosion or incrustation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
- C10L5/34—Other details of the shaped fuels, e.g. briquettes
- C10L5/36—Shape
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
- C10L5/34—Other details of the shaped fuels, e.g. briquettes
- C10L5/36—Shape
- C10L5/361—Briquettes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/40—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin
- C10L5/44—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin on vegetable substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L9/00—Treating solid fuels to improve their combustion
- C10L9/08—Treating solid fuels to improve their combustion by heat treatments, e.g. calcining
- C10L9/086—Hydrothermal carbonization
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L9/00—Treating solid fuels to improve their combustion
- C10L9/10—Treating solid fuels to improve their combustion by using additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2200/00—Components of fuel compositions
- C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
- C10L2200/0204—Metals or alloys
- C10L2200/0209—Group I metals: Li, Na, K, Rb, Cs, Fr, Cu, Ag, Au
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2200/00—Components of fuel compositions
- C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
- C10L2200/0204—Metals or alloys
- C10L2200/0213—Group II metals: Be, Mg, Ca, Sr, Ba, Ra, Zn, Cd, Hg
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2230/00—Function and purpose of a components of a fuel or the composition as a whole
- C10L2230/04—Catalyst added to fuel stream to improve a reaction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2250/00—Structural features of fuel components or fuel compositions, either in solid, liquid or gaseous state
- C10L2250/06—Particle, bubble or droplet size
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/04—Gasification
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/28—Cutting, disintegrating, shredding or grinding
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/30—Pressing, compressing or compacting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
- C10L5/04—Raw material of mineral origin to be used; Pretreatment thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/40—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin
- C10L5/44—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin on vegetable substances
- C10L5/447—Carbonized vegetable substances, e.g. charcoal, or produced by hydrothermal carbonization of biomass
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
- Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
- Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
Abstract
Zgłoszenie dotyczy sposobu wytwarzania węglowych materiałów surowcowych z odpadów zawierających źródła węgla. Sposób obejmuje etapy obejmujące: (i) wprowadzenie źródła biowęgla do źródła odrzutów węgla kamiennego w celu utworzenia mieszanki biowęgla; (ii) wprowadzenie dodatku katalizatora wybranego z grupy obejmującej źródło metalu alkalicznego lub źródło metalu ziem alkalicznych do mieszaniny biowęgla; (iii) ewentualnie kontaktowanie mieszaniny bio-węglowej ze środkiem wiążącym; oraz (iv) zagęszczenie uzyskanej mieszaniny z etapu (ii) lub (iii) w celu utworzenia jednego lub więcej węglowych brykietów surowcowych, przy czym wielkość wymienionych brykietów ma wymiar co najmniej 5 mm. Ponadto zgłoszenie obejmuje też węglowy brykiet surowcowy otrzymany powyższym sposobem.
Description
Opis wynalazku
Dziedzina techniki
Niniejszy wynalazek odnosi się do sposobu wytwarzania węglowych materiałów surowcowych w postaci brykietów z odpadów zawierających źródło węgla. Niniejszy wynalazek dotyczy ponadto zastosowania węglowych materiałów surowcowych w procesach zgazowania o znacznie obniżonym poziomie szkodliwych gazów cieplarnianych i siarki przy znacznie zwiększonej szybkości reakcji.
Tło wynalazku
The World Energy Outlook w 2011 oceniło, że globalne zapotrzebowanie na energię wzrośnie o 75% do roku 2035, a dla dużych inwestycji na przyszłą dostawę energii w węgiel i biopaliwa potrzebny jest ponad 1 bilion USD (Statistics SA. 2011). Rząd Republiki Południowej Afryki zmienił również własną strategię energetyczną, aby wyjaśnić politykę rządu dotyczącą zaopatrzenia kraju w energię i jej zużycia w dającej się przewidzieć przyszłości. Polityka białej księgi w sprawie energii w Republice Południowej Afryki (najnowszej polityki energetycznej) opowiada się za ciągłą deregulacją, utrzymaniem bazy danych zasobów węgla, promocją węgli niskoemisyjnych dla gospodarstw domowych, promowaniem efektywności końcowego wykorzystania i technologii czystego węgla, badaniem wykorzystania metanu z pokładów węgla oraz stosowaniem węgla odrzutowego (White Energy Company. 2012).
Spośród 255 Mt/a węgla wyprodukowanego w Afryce Południowej, 60 Mt/a węgla jest odrzucane jako drobne złoża z operacji wydobywczych i transportowych ze względu na słabą jakość (wysoka zawartość popiołu i siarki), a składowe lotne zmniejszają się w miarę starzenia się składu (Wagner, N.J. 2008 oraz Bunt, JR i in., 1997). Węgiel jest również odrzucany ze względu na wielkość, to znaczy drobne cząstki węgla są zwykle klasyfikowane jako cząstki < 500 mikronów, które są oddzielone od węgla podczas procesu wzbogacania (UNFCCC. 2001). Jako przykład w instalacjach typu Coal-To-Liquid (CTL), w procesie wytwarzania paliw ciekłych stosuje się niższe frakcje o wielkości 5-8 mm, tym samym uzyskując wyższy odsetek drobnych cząstek węgla, który jest głównie wykorzystywany do wytwarzania pary wysokociśnieniowej (w spalarniach pf) do stosowania w procesie zgazowania (Ratafia-Brown, J. 2002). Występuje jednak nadmiar drobnych cząstek węgla w obiegu, co w sposób nieunikniony prowadzi do zrzutu węgla do składowisk odpadów i stawów osadowych (EUBA, 2007).
Z uwagi na znaczenie węgla jako surowca nieodnawialnego, te drobne cząstki węgla mogą być wykorzystywane. Węgiel odpadowy o wartości grzewczej ok. 16MJ/kg może być spalony przez Eskom, co czyni go cennym źródłem energii; możne być wzbogacony i dodany z powrotem do przemytego grubszego produktu (ang. coarser product), jeżeli pozwalają na to umowy; lub może być zgazowany w reaktorach ze złożem fluidalnym i przepływem porywającym, ale te technologie są niezwykle drogie i do tej pory nie zostały wdrożone w Afryce Południowej (Radloff, B i in., 2004 oraz Hippo, E.J., i in., 1986). Kopalnie Highveld mają duże znaczenie dla przeżycia Oddziału Sasol's Synthetic Fuels (SSF), ale te kopalnie są bliskie wyczerpania, a szacowana pozostająca do odzyskania rezerwa węgla wynosi 9 mld ton (Sharma A i in., 2008). Wykorzystanie odrzuconych drobnych cząstek Highveld jako przykład pomoże zwiększyć rezerwy węgla dostępne dla Sasol, co także będzie dostosowane do polityki rządu. Należy zatem znaleźć alternatywny sposób umożliwiający efektywniejsze wykorzystanie węgla, poprawiając tym samym żywotność zasobów węgla dla przyszłych pokoleń (UNFCCC, 2001).
Łączenie drobnych cząstek węgla może zostać sklasyfikowane jako brykietowanie i pelletyzowanie, z lub bez środków wiążących. Pellety są zwykle cylindryczne o średnicy w zakresie 6 do 12 mm oraz długości 4-5 razy większej od średnicy. Brykiety mogą być również cylindryczne o średnicy w zakresie 80 do 90 mm, lub w zakresie średnich średnic 150 x 70 x 60 mm (Eakman, J.M. 1980). Brykietowanie środkiem wiążącym okazało się sukcesem w Australii (Wallerawang Colliery), gdzie 70 kiloton rocznie brykietu o średnicy 50 mm (10-20% zawartość wilgoci) jest wytwarzane przez prasę dwuwałkową do produkcji paliwa do wykorzystania w konwencjonalnej elektrociepłowni za pomocą utylizacji odpadów z drobnych cząstek węgla. Środek wiążący używa ny w tym procesie jest jednak nieznany (Nel, S. 2013).
W południowoafrykańskim kontekście, Mangena oraz de Korte (Suzuki, T. 1984) opracowali sposób, aby przekształcić pochodzący z odrzutu bardzo dobry węgiel południowoafrykański w cenne paliwo o niskiej emisji dymu, które może być dostarczane na rynek krajowy po cenie zbliżonej do węgla. Stwierdzono, że jeśli to zostanie zaakceptowane przez końcowych użytkowników, paliwo takie mogłoby przyczynić się do zmniejszenia ilości lokalnego zanieczyszczenia powietrza w gospodarstwach domowych, zwłaszcza w uboższych miastach. Mangena oraz du Cann (Takaranda, T. 1986) badali również brykiety bezspoinowe w kształcie poduszki produkowane w sposobie brykietowania typu walcowego Komarek
PL 241 679 B1
B-100A z wykorzystaniem węgla południowoafrykańskiego. Maszyna ta ma średnicę rolki wynoszącą 130 mm i maksymalne dopuszczalne ciśnienie wynoszące 17 MPa. Wytworzone brykiety miały następujące wymiary: 40 mm (długość) X 19 mm (szerokość) X 13 mm (grubość). Ich badania wykazały, że brykietowanie świeżych, bogatych w witrynit koksów i mieszanek węgli koksowych było najbardziej skuteczne. Inne alternatywy należy jednak zbadać ze względu na to, że warunki atmosferyczne miały wpływ na podatność węgla na brykietowanie bezspoinowe. Negatywny wpływ może być spowodowany zawartością kaolinitu w zwietrzałym węglu. Brykietowanie bezspoinowe jest jednak możliwym sposobem wykorzystania węgla pochodzącego z odrzutu. (Takaranda, T. 1986).
Proces zgazowania ze złożem stałym sucho-dennego Sasol-Lurgi, realizowany w fabryce Sasol Synfuels w Secunda w Republice Południowej Afryki, pochłania ponad 30 milionów ton węgla rocznie. Węgiel ten stosuje się do zgazowania w 84 gazyfikatorach w fabryce, która produkuje ponad 150 000 baryłek przeliczeniowych ropy naftowej i chemikaliów dziennie. Paliwo do gazyfikatorów Sasol-Lurgi składa się głównie z gruboziarnistego (> 6 mm) niskouwęglonego węgla kamiennego oraz obcych fragmentów skał (zwykle łupka węglowego, pyłowca, piaskowca i mułowca). Ten surowiec jest przetwarzany w gazyfikatorach w podwyższonych temperaturach (do 1350°C) i ciśnieniu mniejszym niż 30 barów w celu wytworzenia gazu syntezowego (zwanego również syngazem), który jest mieszaniną tlenku węgla i wodoru. Popiół ze zgazowania węgla jest głównym produktem ubocznym procesu zgazowania. Popiół ten, określany jako popiół gruboziarnisty, jest połączeniem spiekanych klinkierów od czerwonego i białego do szarego, o niejednorodnej teksturze od drobnego materiału po duże kruszywa o nieregularnych kształtach, o rozmiarach w zakresie 4 do 75 mm. Podczas procesu zgazowania Sasol-Lurgi, węgiel jest zgazowany w trybie przeciwprądowym do środka zgazowującego, tzn. pary i tlenu, przy temperaturze wlotowej wynoszącej około 350°C. Węgiel wprowadza się do gazyfikatora poprzez automatycznie uruchamiany zawór węglowy na górze gazyfikatora i zgazowywany podczas grawitacyjnego ruchu w dół przez parę wodną i tlen, które są wprowadzane na dole gazyfikatora. Węgiel jest wystawiony na działanie różnych stref reakcji w gazyfikatorze, tzn. w strefie suszenia i pirolizy, gdzie następuje suszenie i utrata lotności substancji lotnych. Po tej strefie, węgiel wchodzi do strefy zgazowania, gdzie zachodzą różne reakcje zgazowania. Po strefie zgazowania następuje strefa spalania, w której spalanie węgla występuje w obecności tlenu. Strefa popiołu jest ostatnią strefą, w której popiół jest chłodzony przez nadmiar pary wodnej i tlenu zasilany na dole gazyfikatora. Siarkę wprowadza się do fabryki zgazowania Sasol-Lurgi z węglem, gdzie następuje związanie albo w materii organicznej albo materii mineralnej węgla (Skhonde, P. 2009).
Siarka w węglu pochodzi głównie z dwóch źródeł: pierwotnych materiałów roślinnych i materiałów nieorganicznych w środowisku tworzącym węgiel. Obfitość siarki w węglu kontrolowana jest przez środowisko depozycyjne oraz historię digenetyczną pokładów węgla i warstwy pokrywającej. Interakcje wody morskiej z torfem powodują podwyższone poziomy siarki w węglach. Siarka w węglach o niskiej zawartości siarki pochodzi wyłącznie z materiałów roślinnych. Ilość i postacie siarki różnią się w zależności od różnych węgli ze względu na różnice w procesach powstawania węgla i odmian węgla. Węgle południowoafrykańskie, które są wykorzystywane do procesu zgazowania Sasol-Lurgi, są zwykle niskogatunkowym (bitumicznym) węglem średniouwęglonym C o całkowitej zawartości siarki w przybliżeniu 1-2% procent wagowych (% wag.), jak wydobyto. Ta wartość zawartości siarki jest bardzo niska w porównaniu do niektórych węgli, które są stosowane do spalania i innych procesów na całym świecie. W pracy doktorskiej napisanej przez Bensona (Benson, S. A. Ph.D. Thesis, 1987) niektóre węgle wykorzystywane do spalania z obszaru dorzecza San Juan i z obszaru regionu Powder River mają zawartość siarki do 3,5% wag. Większość węgli w dorzeczu stanu Illinois znana jest z wysokiej zawartości siarki, z zawartością siarki powyżej 3% wag., co ogranicza wykorzystanie węgla jako źródła paliwa. Nieorganiczne postacie siarki (głównie piryt) są zwykle dominującymi postaciami siarki obecnymi w węglach południowoafrykańskich stosowanych w fabryce Sasol Synfuels w Secunda. Istnieje również siarka związana organicznie, która znajduje się w cząsteczce organicznej. Śladowe ilości siarki występują jako siarczan siarki na powierzchni węgla.
Opisując los siarki w typowym obiegu zgazowania stałego (tak jak w Sasol), należy zauważyć, że siarka jest obecna w węglu na trasie do zakładu przygotowania węgla, gdzie przygotowany jest odpowiedni rozkład wielkości cząstek węgla zasilającego dostarczanego do zakładu zgazowania. Z zakładu przygotowania węgla, drobne cząstki węgla (< 6 mm) są transportowane do fabryki parowej, a gruboziarnisty materiał (> 6 mm) podawany do zgazowania. W gazyfikatorze, siarka zawarta w węglu jest narażona na różne temperatury podczas przechodzenia przez różne strefy reakcji. Siarka gazowa wchodzi do gazu nieoczyszczonego jako H2S (ponieważ górna część gazyfikatora działa w warunkach
PL 241 679 B1 redukujących, a dolna część w warunkach utleniających), a H2S jest transportowany poprzez procesy oczyszczania gazu i chłodzenia gazu. H2S jest następnie odpędzany z gazu nieoczyszczonego w Rectisol i wysłany do zakładu odzysku siarki elementarnej do produkcji nadającego się do sprzedaży produktu siarkowego. Niewielkie ilości siarki kończą w popiele gazyfikatora, gdzie jest ona uwięziona w materii mineralnej w popiele. Zasadniczo, 99% siarki wchodzącej do gazyfikatora odpowiada fazie gazowej jako H2S podczas zgazowania na złożu stałym (Skhonde, P. 2009).
Stany Zjednoczone (przykładowo) posiadają duże rezerwy wschodniego węgla kamiennego koksującego o wysokiej zawartości siarki. Ze względu na restrykcyjne wymogi dotyczące emisji do środowiska, węgiel ten nie może być używany bezpośrednio do wytwarzania energii, chyba że stacja wyposażona jest w skrubery dwutlenku siarki, co powoduje wzrost kosztów energii. Jednym z podejść do spełnienia wymogu dotyczącego emisji do środowiska oraz utrzymania lub poprawy ogólnej wydajności wytwarzania energii jest opracowanie systemów oczyszczania gorącego gazu w celu usunięcia zanieczyszczeń siarki i cząstek stałych z paliwa gazowego, takich jak odpylanie mokre, eliminując tym samym straty wydajności związane ze sposobami oczyszczania gazem zimnym. Prostota, wydajność i ograniczenie kosztów są integralną częścią rozwoju systemów usuwania siarki. Atrakcyjnym systemem do zgazowania węgla jest ten, w którym gazyfikowany jest węgiel o wysokiej zawartości siarki; siarka w węglu jest zatrzymywana w gazyfikatorze z popiołem, eliminując potrzebę oczyszczenia gazu; gaz jest dostępny do użycia bez uprzedniego ochłodzenia, aby zachować energię; a para wodna jest zatrzymywana w produkcie gazowym do zapewnienia znacznego udziału w mocy wyjściowej w cyklu mieszanym. Kryteria takie można osiągnąć przez użycie sorbentu na bazie wapnia, takiego jak wapień lub dolomit bezpośrednio w gazyfikatorze ze złożem fluidalnym, który działa zarówno jako katalizator reakcji gazyfikacyjnych, jak i wychwytuje siarkę w postaci siarczanu wapnia (Abbasian, J. 1990).
The Institute of Gas Technology (IGT) opracował już Proces U-GAS w celu produkcji paliwa gazowego z węgla. Proces U-GAS wykorzystuje jednoetapowy reaktor ze złożem fluidalnym, aby skutecznie przekształcić dowolny rodzaj węgla, albo kopalny, albo przemyty, w paliwo gazowe o niskiej lub średniej zawartości Btu, które można stosować w instalacjach przemysłowych lub w elektrowni (Abbasian, J. 1990). Proces ten był opracowywany przez 10 lat badań przy 30 tonach węgla na dobę wydajnego w zakładzie pilotażowym znajdującym się w Chicago i jest obecnie w trakcie komercjalizacji. W nowej konfiguracji procesu U-GAS, jednoetapowym procesie odsiarczania U-GAS, wapień lub dolomit jest zasilany do gazyfikatora węgla w celu wychwycenia oraz usunięcia związków siarki z paliwa gazowego w gazyfikatorze. W warunkach redukcyjnych gazyfikatora, wapień reaguje ze związkami siarki w celu znacznego zmniejszenia zawartości siarki w paliwie gazowym. Naukowcy z dziedziny chemicznej kinetyki reakcji wapieni i dolomitu z siarkowodorem (Rehmat, A i in., 1987; Chang, E i in. 1984; Keairns, D i in., 1976; Borgwardt, R i in. 1984; Pell, M. 1971; Squires, A i in. 1971; Freund, M. 1984; Ruth, L i in. 1972; Kamath, V i in. 1981; Roache, N. 1984 oraz Abbasian, M i in., 1990) sprawdzili już potencjalne wykorzystanie tych sorbentów do wychwytywania siarki. Reakcja kalcynowanego wapienia/dolomitu jest bardzo szybka i reakcja zbliża się prawie do równowagi. Na tej podstawie, możliwe jest wychwycenie znacznych ilości siarki i wypuszczanie jej z popiołem (Jones, F. L i in. 1985). Opierając się na zasadach równowagi, możliwe jest usunięcie do 90% siarki przy użyciu tego procesu. Nie prowadzono (o ile wiadomo Zgłaszającemu) prac związanych z wychwytywaniem siarki in-situ w gazyfikatorze ze złożem stałym pracującym na cząstkach węgla grubego (> 10 mm - 100 mm).
Przeprowadzono wiele badań laboratoryjnych w dziedzinie gazyfikacji katalitycznej, gdzie małe cząstki węgla (< 1 mm) są zgazowane (CO2, H2O) w obecności metali alkalicznych i wykazano, że reaktywność zgazowania można znacznie zwiększyć w temperaturach w zakresie 800-1000°C. Exxon Research and Engineering Company opracowała proces katalitycznego zgazowania węgla (CCG) w latach 1970 (More, P i in., 2012). Zakład pilotażowy pracował w 700°C oraz 34 barach, z przepustowością 1 tony węgla na dobę. Zastosowano średnie wymiary cząstek wynoszących 2,4 mm, przy obciążeniu katalizatora K2CO3 pomiędzy 10-20% wag. Węgiel wprowadzano do mieszalnika katalizatora, w którym do węgla dodano wodny roztwór katalizatora. Węgiel impregnowany wysuszono za pomocą mieszaniny powietrza i paliw gazowych, po czym wprowadzano ją do gazyfikatora ze złożem fluidalnym. Najnowsze badania przeprowadzone przez Nel i in. (Nel S i in., 2013)] wykazały również, że dodanie impregnowanego katalizatora K2CO3 (1% obciążenia) do 10 mm cząstek węgla kopalnego Highveld obniżyło energię aktywacji podczas badań reaktywności w porównaniu z węglem surowym (Rehmat, A i in., 1987). Wyzwaniem pozostaje zwiększenie obciążenia katalizatora na duże cząstki węgla. Botha (Botha, A. 2012) z powodzeniem wykazał, że dodatek katalizatora (dodanie 1%, 3%, 5% K2CO3) można wprowadzić do odrzutowej mieszanki aglomeratów drobnych cząstek węgla Highveld (10 mm pellet) przez mieszanie
PL 241 679 B1 fizyczne w celu polepszenia reaktywności gazyfikacji CO2 mierzonej w wysokich temperaturach (900-1000°C). Stwierdzono, że reaktywność gazyfikacji CO2 można by co najmniej podwoić w takim katalizowanym systemie w porównaniu z surowym węglem.
Wykorzystanie węgla przyczyniło się również do wzrastających obaw co do emisji CO2 spowodowanych globalnym ociepleniem. Wykorzystanie biomasy jest uważane za odnawialne i pomaga w redukcji emisji CO2 w porównaniu z węglem, ponieważ biomasa jest wskazywana jako neutralne CO2 w odniesieniu do bilansu gazów cieplarnianych (Uson, S i in., 2004; Zhu, W i in. 2008, Biagini, E i in. 2002 oraz Bonobe, T i in. 2008). Gazyfikacja paliw często zachodzi głównie przez dwa nachodzące na siebie etapy: piroliza i konwersja pozostałości węgla (Ciferno, J.P i in., 2002). Znajomość właściwości pirolizy może być ważna dla zrozumienia lepszej termochemicznej konwersji biomasy (Yang H, i in., 2007). Jedną z ważnych cech biomasy jest wysoka zawartość metali alkalicznych w niektórych materiałach biomasy. Stwierdzono, że metale alkaliczne, takie jak potas, obniżają temperaturę topnienia popiołu węgla i są uważane za mające wpływ na termochemiczne procesy konwersji (Keown, D. M i in., 2005). Sole metali biomasy zatrzymane po przypalaniu można było wykorzystać jako tani katalizator podczas współprzetwarzania węgla (Raveendran, K i in. 1998 oraz Zolin, A i in., 2001)). Keown i in. stwierdzili, że te sole metali mają tendencję do ulatniania podczas pirolizy. Badania przeprowadzone przez Nielsen i in. (Nielsen, H. P i in. 200) wykazały jednak, że ulatnianie się tych gatunków soli metali z biomasy może powodować problemy podczas konwersji termochemicznej (na przykład żużlowania i zanieczyszczenia). Obecnie, szczególne zainteresowanie wykazuje współużytkowanie węgla i biomasy w celu wytworzenia gazu syntezowego w procesie zgazowania. Ciągłe dostarczanie biomasy może być trudne, jeśli biomasa była wykorzystywana sama w procesach termochemicznych. Na przykład, złe warunki pogodowe mogą wpływać na podaż biomasy, składowanie biomasy (zapobieganie degradacji), rozdrobnienie, i mogą również wzrosnąć koszty dostarczenia roślin uprawnych, w zależności od tego, jak daleko jest od elektrowni (Collot, A. G i in. 1999). Węgiel i biomasa mogą być współużytkowane w taki sposób, aby optymalizować produkcję gazu podczas obróbki termicznej.
Konwersja termochemiczna może być prowadzona w wysokich temperaturach w celu zredukowania tworzenia się smoły oraz poprawy jakości i ilości wytwarzanego produktu gazowego (Kumabe, K i in., 2007). Otrzymany gaz syntezowy stanowi połączenie tlenku węgla (CO), dwutlenku węgla (CO2), wodoru (H2), siarczku karbonylu (COS), wody (H2O), metanu (CH4), azotu (N2), wyższych węglowodorów (C2+), siarkowodoru (H2S), cyjanowodoru (HCN) i innych produktów o niskiej masie cząsteczkowej. Prowadzone są ograniczone badania w celu pełnego wykorzystania właściwości katalitycznych nieodłącznych związków alkalicznych w biomasie podczas procesu kopirolizy. Większość istniejących badań koncentruje się na szybkiej pirolizie biomasy do produkcji bio-oleju, możliwych efektach synergetycznych wynikających z zastosowania węgla/biomasy podczas współgazyfikacji oraz wzrastającej reaktywności węgla odbarwionego (Moghtaderi, B i in., 2004; Kumabe, K i in., 2007 oraz De Jong, W i in., 1999). Wymagane jest wszechstronne zrozumienie produktów gazowych powstających podczas pirolizy w związku ze współprzetwarzaniem. Badanie termicznego przetwarzania mieszanek z węgla, biomasy i węgla-biomasy mogłoby dostarczyć ważnych informacji na temat sposobów wyjaśnienia problemów przemysłowych, takich jak zatykanie filtrów, zatrucie katalizatorem, gorąca korozja, erozja i emisja gazów (Gray, D i in. 1996).
Gazyfikacja i współgazyfikacja różnych rodzajów biomasy została szeroko zbadana (Tremel, A i in., 2012; Xie, Q i in., 2014; Kaewpanha, M i in., 2014 oraz Yang, K i in., 2013). Głównymi składnikami biomasy są celuloza, hemiceluloza, lignina, ekstrakty, woda i materia mineralna (metale alkaliczne i ziem alkalicznych) (Pereira, H. 1998)). Skład wykorzystanej biomasy ma znaczący i bezpośredni wpływ na dystrybucję produktu z pirolizy i gazyfikacji (Lv, D i in., 2010).
Celuloza jest związana z wysokimi szybkościami pirolizy, podczas gdy lignina powoduje spowolnienie pirolizy. Song i współpracownicy (Song, Y i in., 2013) wykazali, że dodanie biomasy do węgla umożliwiło obniżenie temperatury zgazowania przy zachowaniu wymaganego stosunku H2/CO.
Jedną z głównych wad zgazowania biomasy i współgazyfikacji z węglem jest powstawanie ciężkich smół (Anis, S i in. 2011 ; Li, X i in., 2009 oraz Torres, W i in., 2007). Niektóre surowce biomasy o wysokiej zawartości popiołu mogą powodować problemy w istniejących gazyfikatorach ze względu na stosunkowo niskie temperatury topnienia popiołu, wysokie stężenia zasad (Na2O oraz K2O) a także tendencję do żużlowania, zanieczyszczenia i aglomeracji (Yadav, V i in. 2013), co ma negatywny wpływ na wydajność zgazowania. Piroliza i/lub zgazowanie biomasy wymagają wysokiej szybkości nagrzewania, a zatem wymagane jest sproszkowanie biomasy do małych rozmiarów cząstek.
PL 241 679 B1
Karbonizacja (określana również jako prażenie lub skraplanie) to spokojny proces termochemiczny (200-400°C), który usuwa wilgoć i kwasy organiczne z biomasy, wytwarzając substancję podobną do węgla, jako produkt stały, a także bio-olej i biogaz. Głównym celem skraplania jest zmniejszenie materiału o niskiej gęstości i wartości energii do stabilnego produktu o wysokiej gęstości energii i zawartości węgla gotowego do użycia w procesach spalania i zgazowania (Chen, P i in., 2009 oraz Bridgman, T. G i in., 2008). Skraplanie ma największy zysk energii netto dla konwersji biomasy na produkty stałe, ciekłe i gazowe w porównaniu do pirolizy i gazyfikacji (Khoo, H. H i in., 2013).
W literaturze istnieje luka w zakresie właściwości spalania i zgazowania biowęgla. Jednakże, biowęgiel wymaga mniej energii do redukcji, ma lepszy stosunek O/C w porównaniu do biomasy i zwiększa zawartość H2, CH4 i CO w fazie gazowej podczas pirolizy, obniżając jednocześnie CO2 (Ren, S i in., 2013). Okazało się, że biowęgiel produkowany w wyniku skraplania odpadów rolnych, takich jak łuski słonecznika (Piyo, N. 2014) ma około połowę zawartości popiołu w drobnych cząstkach węgla (20-30%). Song i współpracownicy (Song, Y i in., 2013) stwierdzili, że wydajność gazu suchego, efektywność gazu zimnego i wydajność przekształcania węgla wzrasta wraz ze wzrostem stosunku uprażonej biomasy do węgla w trakcie zgazowania.
Materiał biomasy zawiera znacznie większe ilości metali alkalicznych (Na oraz K) oraz metali ziem alkalicznych (Ca oraz Mg) (AAEM) niż w przypadku większości paliw kopalnych wykorzystywanych w pirolizie i gazyfikacji (Jiang, L i in., 2012). Raveendan i in. 1995 wykazali, że AAEM obecny w popiołach biomasy ma znaczący wpływ na właściwości pirolizy i rozkład produktów w pirolizie biomasy i gazyfikacji. Pomimo, że wysokie emisje AAEM w biomasie związane są ze zwiększeniem żużlowania i aglomeracji (Knudsen, J. N i in., 2004 oraz Xiang, F i in., 2012) podczas zgazowania biomasy, również wiążą się ze zwiększoną reaktywnością (Duman, G i in. 2014 oraz Memanova, V i in., 2014). Uważa się, że AAEM ma działanie katalityczne dzięki interakcji z celulozą i składnikiem ligninowym w biomasie, które powodują reakcje dekarboksylowania, dekarbonylowania i deestryfikacji, które zachodzą podczas pirolizy prowadząc do wzrostu tworzenia CO i CO2 w temperaturze powyżej 400°C.
Kaewpanha i in. 2014 wykazali również, że metale ziem alkalicznych w biomasie mogą zwiększyć zawartość H2 i CO2 w produkcie gazowym z gazyfikacji. Ogólnie rzecz biorąc, obecność AAEM w biomasie zwiększa wydajność węgla i wydajność gazu przy zmniejszeniu wydajności bio-oleju (Aho, A i in., 2013). Duże ilości AAEM (50-70%) są tracone do fazy gazowej podczas pirolizy powyżej 400°C i przy wysokich szybkościach ogrzewania (> 10 K.min-1), wytwarzając w ten sposób węgiel o zmniejszonej ilości AAEM podczas zgazowania, a tym samym zmniejszonym wpływie na reaktywność. Temperatury obróbki podczas skraplania są na tyle niskie, aby zatrzymać AAEM z biomasy w węglu (Xue, G i in., 2014).
Podczas gdy w przeszłości badano wzbogacenie drobnych cząstek węgla Highveld, nigdy nie nastąpiło wdrożenie w przypadku cząstek < 212 mikronów (EUBA, 2007).
Istnieje zatem wyraźna potrzeba zbadania łączenia drobnych cząstek węgla z odpadów do stosowania w zastosowaniach, takich jak technologie zgazowania na złożu stałym, dzięki czemu uzyskuje się redukcję emisji siarki i innych zanieczyszczeń gazowych w połączeniu ze zwiększonymi szybkościami reaktywności w sposób, który pokonuje lub przynajmniej łagodzi braki związane ze stanem techniki.
Ponadto, obecny wynalazek zapewnia rozwiązania w istniejącej domenie zgazowania, aby pomóc spółkom w unikaniu potrzeby integracji wysoko-kapitałochłonnych technologii zgazowania drobnych cząstek węgla z czystą infrastrukturą.
Streszczenie wynalazku
Zgodnie z jego pierwszym aspektem, dostarcza się sposób wytwarzania węglowych brykietów surowcowych z odpadów zawierających źródła węgla, przy czym proces obejmuje etapy:
(i) wprowadzenia biowęgla otrzymanego w procesie hydrotermicznego upłynnienia lignocelulozowej biomasy i cieczy do drobnych cząstek węgla pochodzących z drobnoziarnistych odpadów powstałych podczas wydobycia i kruszenia węgla w kopalni lub w trakcie operacji czyszczenia węgla w zakładzie przetwarzającym węgiel, do utworzenia mieszaniny biowęgla, przy czym stosunek wagowy drobnych cząstek węgla do biowęgla zawiera się pomiędzy 25 do 75% wagowych;
(ii) wprowadzenia dodatku katalitycznego wybranego z grupy obejmującej metal alkaliczny lub metal ziem alkalicznych do mieszaniny biowęgla;
(iii) ewentualnie, kontaktowania mieszaniny biowęgla ze środkiem wiążącym w ilości w zakresie 1%-5%; i
PL 241 679 B1 (iv) zagęszczenia uzyskanej mieszaniny z etapu (ii) lub (iii) w celu utworzenia jednego lub więcej węglowych brykietów surowcowych, przy czym wielkość wymienionych brykietów ma wymiar co najmniej 5 mm, przy czym opcjonalny środek wiążący zawiera jedną lub więcej spośród ligniny, ligniny i emulsji asfaltowej, skrobi pszennej, lignosulfonianu, oleju talowego, smoły węglowej, alkoholu poliwinylowego, żywicy fenolowej, szlamu papierowego, mieszanki melasy i wapna, gumy guar, materiału polimerowego i tworzyw sztucznych, a dodatek katalityczny stanowi od 1% wag. do 5% wag. węglowych brykietów surowcowych.
W odniesieniu do niniejszego wynalazku, uzyskane węglowe brykiety surowcowe są stosowane w procesach zgazowania, w szczególności, z gazyfikatorami ze złożem stałym, jak omówiono bardziej szczegółowo poniżej.
W przykładzie wykonania wynalazku, źródło odrzutowych drobnych cząstek węgla może pochodzić z drobnych cząstek powstających podczas wydobycia i kruszenia w miejscu kopalni lub w trakcie operacji czyszczenia węgla w zakładzie wytwarzającym węgiel. Korzystnie, źródło odpadowych drobnych cząstek węgla wybiera się spośród grupy składającej się z placka filtracyjnego, składowiska odpadów i stawów osadowych. Ten materiał jest na ogół zbyt czysty i zbyt mokry, aby mógł być użyty do innych możliwych zastosowań, a zatem zapewnia tani i łatwo dostępny materiał wyjściowy.
Należy zauważyć, że obecne, konwencjonalne procesy zgazowania katalitycznego koncentrowały się tylko na sproszkowanym węglu, a nie na drobnych cząstkach węgla rodzaju określonego w niniejszym dokumencie. Jeszcze raz wyraźnie należy podkreślić, że niniejszy wynalazek odnosi się do drobnych cząstek węgla z odpadów, na ogół zbyt drobnych i zbyt mokrych, aby mogły być użyte do innych możliwych zastosowań, a nie odnosi się do sproszkowanego węgla o średnicy większej niż 212 μm, a zatem o podstawowym zastosowaniu i/lub zastosowaniu w procesach zgazowania, znanych w dacie pierwszeństwa tego zgłoszenia.
W korzystnym przykładzie wykonania, rozmiar cząstek węgla z odpadów może być mniejszy niż 212 μm.
Biowęgiel jest przygotowywany z połączenia lignocelulozowej biomasy i cieczy (takich jak woda, alkohole lub inne rozpuszczalniki organiczne) w standardowym reaktorze wysokociśnieniowym do upłynnienia i suszenia w celu wytworzenia wysuszonego biowęgla.
Biomasa lignocelulozowa jest korzystnie bogata w materiał ligninowy, zawierający jeden lub więcej spośród odpadów rolniczych, lignocelulozowy materiał odpadowy z procesów fermentacji, materiał odpadowy z przemysłu przetwórstwa cukru, pozostałości drewna i traw. Lignoceluloza składa się z cząsteczek celulozy, cząsteczek hemicelulozy i cząsteczek ligniny. Każdy z nich jest złożonym polimerem, a każdy gatunek roślin ma unikalną kompozycję trzech polimerów.
W jednym z przykładów wykonania wynalazku, stosować można zieloną lub suszoną surową biomasę. Odpowiednie materiały biomasy użyte w niniejszym wynalazku obejmują jeden lub większą liczbę spośród słodkiej bagassy sorgo, łodyg i szypułek amarantusa, łusek słonecznika, trocin, chwastów, lignosulfonianu, szlamów i ekstraktów melasy. W korzystnym przykładzie wykonania wynalazku, biomasa składa się ze słodkiej baggasy sorgo.
W korzystnym przykładzie wykonania wynalazku, stosunek wagowy odpadowych drobnych cząstek węgla do biowęgla może obejmować dowolny spośród 75:25, 50:50 i 25:75, najkorzystniej 70:30.
Zgodnie z wynalazkiem, dodaje się dodatek katalityczny w postaci metalu alkalicznego lub metalu ziem alkalicznych, zwiększających reaktywność powstałych węglowych brykietów surowcowych. Metal alkaliczny lub metal ziem alkalicznych można wybrać spośród potasu (K), sodu (Na), magnezu (Mg), wapnia (Ca) lub dowolnego innego odpowiedniego metalu alkalicznego lub metalu ziem alkalicznych. Przykłady obejmują, w sposób nieograniczający, K2CO3, Na2CO3, Ca(OH)2 oraz CaCO3. W jednym z korzystnych przykładów wykonania wynalazku, dodatkiem katalitycznym jest K2CO3. Jak wspomniano wcześniej, metale alkaliczne, takie jak potas i sód, przyczyniają się do obniżenia temperatury topnienia drobnych cząstek węgla, obniżając w ten sposób temperaturę (a tym samym energię) potrzebną do zgazowania.
W jeszcze innym przykładzie wykonania wynalazku, dodatkiem katalitycznym może być CaCO3. CaCO3 może dodatkowo zawierać od 1% wag. do 5% wag. węglowego materiału surowcowego, jak wytworzono w procesie, jak opisano powyżej. W jeszcze innym korzystnym przykładzie wykonania wynalazku, procent wagowy węglowego materiału surowcowego może wynosić 3%. CaCO3 jest nieodłącznym źródłem węgla.
Ilość dodatku katalizatora może wynosić od 0 do 100 g/kg-1, korzystnie 50 g/kg-1.
PL 241 679 B1
Tam, gdzie jest to wskazane, można dodawać ewentualny środek wiążący i mieszać z mieszaniną biowęgla. Odpowiednie środki wiążące obejmują, w sposób nieograniczający, ligninę, ligninę i emulsję asfaltową, skrobię pszenną, lignosulfonian, olej talowy, smołę węglową, polialkohol winylowy, żywicę fenolową, szlam papierowy, mieszaninę melasy i wapna, gumę gaur, materiał polimerowy, tworzywa sztuczne lub ich mieszaniny.
Ilość dodawanego środka wiążącego może zawierać się od 1 do 5% wag, korzystnie wynosi 1% wag.
Określenie brykiet ma obejmować zagęszczone wyroby według wynalazku niezależnie od ich kształtu i niezależnie od sposobu zagęszczania. Jak zastosowano w opisie i, jeśli nie wskazano inaczej, określenie brykiety obejmuje wytłoczenia, pellety i inne kształty, które zostały poddane wymaganemu zagęszczeniu.
Dowolna odpowiednia i standardowa brykieciarka może być stosowana do zagęszczenia mieszanki biowęgla w jeden lub więcej węglowych materiałów surowcowych o średnicy co najmniej 5 mm do 100 mm. Przykładami odpowiednich brykieciarek są Komarek B050A oraz Komarek B050.
Kształt wytłoczeń, brykietów lub pelletów może być okrągły lub wielokątny (albo regularny albo nieregularny) w przekroju poprzecznym i może różnić się średnicą.
W korzystnym przykładzie wykonania wynalazku, węglowe brykiety surowcowe mają wymiar 10 mm, bardziej korzystnie 20 mm.
W przykładzie wykonania wynalazku, dodawać można wodę w celu promowania zarodkowania brykietów. Zawartość wilgoci w materiale węglowym, biomasie lignocelulozowej i ewentualnie środku wiążącym, przetwarzanych na brykiety wynosi od 10% do 30%.
Zgodnie z wynalazkiem, węglowy materiał surowcowy otrzymany sposobem według wynalazku znacznie zmniejsza temperatury topnienia i zwiększa skuteczność retencji siarki in situ węglowego materiału surowcowego w procesie zgazowania.
Sposób według niniejszego wynalazku umożliwia przekształcenie odpadów/odrzutów drobnych cząstek węgla i biomasy w cenny zasób energii w znaczącej skali.
Zgodnie z drugim aspektem wynalazku, stosuje się węglowy brykiet surowcowy, przygotowany zgodnie z procesem przedstawionym powyżej, w procesach zgazowania, do zmniejszenia temperatury topnienia i zwiększenia skuteczności retencji siarki in-situ węglowego materiału surowcowego.
W korzystnym przykładzie wykonania wynalazku, węglowy brykiet surowcowy stosuje się do zgazowania w gazyfikatorach ze złożem stałym, w szczególności sucho-dennym gazyfikatorze Lurgi (reaktor bezżużlowy).
Należy zauważyć, że konwencjonalne gazyfikatory ze złożem fluidalnym wykorzystują węgiel o maksymalnej wielkości cząstek wynoszącej 8 mm. Niniejszy wynalazek zapewnia zatem zaskakujące i nieoczekiwane znaczenie w tej dziedzinie, ponieważ wynalazek dotyczy węglowego materiału surowcowego, który ma większe wymiary względem cząstek węgla obecnie stosowanych w konwencjonalnych gazyfikatorach ze złożem fluidalnym, mianowicie o wymiarach w zakresie od co najmniej 5 mm do 100 mm, których wymiary wyraźnie wykraczają poza zdolności operacyjne gazyfikatora ze złożem fluidalnym.
Należy zauważyć, że gazyfikatory Lurgi są zaprojektowane do pracy powyżej temperatury początkowej deformacji węgla; to znaczy > 1250°C w przypadku węgli kamiennych. Działanie w niższych temperaturach jest jednak konieczne w systemie katalizowanym, ponieważ dodane związki alkaliczne działają jako środki ożużlające, obniżają temperaturę topnienia popiołu, powodując w ten sposób nadmierne żużlowanie, które jest niepożądane w technologii sucho-dennej gazyfikacji bezżużlowej. Tak więc, zgodnie z bardziej korzystnym przykładem wykonania wynalazku, węglowy brykiet surowcowy jest stosowany w sucho-dennym gazyfikatorze Lurgi (bezżużlowy o średnicy 4 m), pracującym w trybie zgazowania katalitycznego (500°C-1000°C).
Duża liczba spółek prowadzi obecnie szerokie badania w celu optymalizacji obiegu oczyszczania gazu w celu osiągnięcia zgodności z celami emisji siarki określonymi w przepisach prawnych. Podczas gdy siarka jest produkowana jako produkt uboczny, a zakłady kwasu siarkowego podlegają badaniom, podejmowane działania łagodzące są wysoce kapitałochłonne. Wobec powyższego twórcy uważają, że oczyszczanie gazu na gorąco in-situ w gazyfikatorach Lurgi znacznie zmniejszy emisję gazową siarki do strumienia surowego gazu, który po przetworzeniu wymaga oczyszczenia.
W przykładzie wykonania wynalazku, ochronie podlegają brykiety otrzymane w procesie opisanym powyżej.
PL 241 679 B1
Te i inne cele, właściwości i zalety wynalazku staną się oczywiste dla znawców w tej dziedzinie w następującym szczegółowym opisie wynalazku.
Krótki opis rysunków
Fig. 1: przedstawia trójwymiarową reprezentację standardowego autoklawu wysokociśnienio- wego;
Fig. 2: przedstawia schematycznie układ doświadczalny
Fig. 3: przedstawia wykres ilustrujący symulację gazyfikatora ze złożem stałym, wykazujący opis zachowania siarki w środowisku redukującym (25 do 1025°C);
Fig. 4: przedstawia wykres ilustrujący symulację gazyfikatora ze złożem stałym, wykazujący opis zachowania siarki w środowisku redukującym, gdy w układzie obecny jest dolomit (25 do 1025°C);
Fig. 5: przedstawia wykres ilustrujący symulację gazyfikatora ze złożem stałym, wykazujący opis zachowania siarki w środowisku redukującym i utleniającym, gdy w układzie obecny jest dolomit (25 do 1225°C);
Fig. 6: przedstawia wykresy pokazujące wpływ stężenia katalizatora na konwersję węgla (900°C do 1000°C). 6(a) Krzywa utraty masy w funkcji krzywej czasu uzyskana dla serii TGA (1000°C, 0% katalizatora) w przypadku pelletów z 10 mm plackiem filtracyjnym. 6(b) Uzyskane krzywe konwersji względem czasu - zduplikowane serie w 900°C (dodanie 0,5% katalizatora do pelletów) oraz węgla wydobywczego. 6(c) Uzyskane krzywe konwersji względem czasu w 950°C (dodanie 0-5% katalizatora do pelletów) oraz węgla wydobywczego. 6(d) Uzyskane krzywe konwersji względem czasu w 1000°C (dodanie 0,5% katalizatora do pelletów) oraz węgla wydobywczego;
Fig. 7: wykresy konwersji względem czasu podkreślające wpływ temperatury na różne dodatki katalizatora. 7(a) Konwersja względem czasu (0% katalizatora). 7(b) Konwersja względem czasu (1% katalizatora). 7(c) Konwersja względem czasu (3% katalizatora). 7(d) Konwersja względem czasu (5% katalizatora);
Fig. 8: wykresy przedstawiające znormalizowane krzywe utracenia masy dla węgla zwykłego, biowęgla i różnych mieszanek węgla i biowęgla w temperaturze 1000°C;
Fig. 9: przedstawia wykresy przedstawiające szybkości reakcji węgla zwykłego, biowęgla i róż- nych mieszanek w temperaturze 1000°C;
Fig. 10: przedstawia wykresy pokazujące teoretyczne i doświadczalne konwersje w temperaturze 950°C;
Fig. 11: przedstawia wykresy teoretyczne i eksperymentalne w temperaturze 900°C;
Fig. 12: przedstawia wpływ dodania CaCO3 przy szybkości reakcji w 1000°C;
Fig. 13: przedstawia wykresy Arrhenius dla węgla zwykłego, biowęgla i odpowiednich mieszanek;
Fig. 14: przedstawia eksperymentalną konfigurację procesu spalania stosowanego do pomiaru zatrzymania siarki z pelletów; i
Fig. 15: przedstawia wyniki uzyskane podczas spalania pelletów węgla biomasy (BMC; ang. biomass char pellets).
Krótki opis tabel
Tabela 1: przedstawia przybliżone wyniki analizy (suszenie powietrzem) dla węgla z odTabela 2:
Tabela 3:
Tabela 4:
padu i biowęgla;
przedstawia parametry kinetyczne dla konkretnych próbek;
przedstawia ostateczną analizę biomasy, węgla biomasy, węgla i zwęglonego węgla (% przy suszeniu powietrzem); oraz przedstawia retencję siarki w funkcji temperatury reakcji dla 5 przypadków, jak przedstawiono w przykładach doświadczalnych 1 i 2.
Obecnie ujawniony przedmiot zostanie teraz opisany bardziej szczegółowo w odniesieniu do załączonych przykładów, w których przedstawiono reprezentatywne przykłady wykonania.
Obecnie ujawniony przedmiot może być jednak zrealizowany w różnych postaciach i nie powinien być interpretowany jako ograniczony do niniejszym przedstawionych przykładów wykonania. Przeciwnie, te przykłady wykonania są zapewnione po to, aby ujawnienie to było dokładne i kompletne oraz w pełni oddało zakres przykładów wykonania znawcom w tej dziedzinie.
PL 241 679 B1
Szczegółowy opis wynalazku
Wynalazek przeprowadzono zgodnie z następującymi etapami.
Przygotowanie pelletu
Biowęgiel został przygotowany z biomasy lignocelulozowej (np. słodkiej baggasy sorgo, łodyg i szypułek amarantusa, łusek słonecznika) w standardowym (Sawayama, S i in., 1995; Yang, Y. F i in., 2004; Sote, Y i in. 1994 oraz Dote, Y i in. 1 996) wysokociśnieniowym reaktorze skraplającym (patrz Figury 1 i 2).
W odniesieniu do Figury 2, autoklaw (2) napełniono ustaloną ilością biomasy i cieczy. Zdemontowaną płytę górną autoklawu zamocowano na swoim miejscu, a resztkowe powietrze wypłukano z autoklawu azotem ultra-wysokiej czystości (UFIP) (1) przez 10 minut. Przed rozpoczęciem skraplania zamknięto ciśnieniowy zawór bezpieczeństwa spustowy (9) i zawór odcinający.
Temperatura autoklawu wzrosła do wymaganej temperatury roboczej, która jest kontrolowana przez regulatory temperatury (7), poprzez płaszcze grzejne (3) (jeden dla głównego korpusu autoklawu i drugi dla płyty końcowej autoklawu). Temperaturę reakcji utrzymywano na stałym poziomie przez czas trwania dla wybranego czasu reakcji, a czas ogrzewania autoklawu utrzymywano na stałym poziomie przez okres 2 godzin. Podczas inicjacji ogrzewania, magnetyczne mieszadło (5) zostało włączone i ustawione na 750 obr. min. poprzez regulator prędkości zmiennej (6). Ciśnienie w autoklawie uzyskano przez odparowanie cieczy zgodnie z równowagą pary i cieczy, a zatem zależało od temperatury reakcji. Ciśnienie wewnątrz autoklawu mierzono za pomocą miernika ciśnienia (4). W autoklawie umieszczono również zawór redukcyjny (8) w celu zapewnienia, żeby ciśnienie autoklawu pozostawało w granicach konstrukcyjnych.
Po zakończeniu skraplania, usunięto płaszcze grzejne (3) z autoklawu (2) i autoklaw pozostawiono do ochłodzenia do temperatury pokojowej. Zawór bezpieczeństwa spustowy,(9) został otwarty, aby uwolnić ciśnienie w autoklawie (2), które powstało wskutek tworzenia się gazu. Do mieszaniny reakcyjnej dodano rozpuszczalnik (na przykład chloroform), po ochłodzeniu do temperatury pokojowej i mieszano wewnątrz autoklawu przez 10 minut w celu upewnienia się, że jakikolwiek olej i resztki węgla, które mogą być przymocowane do wnętrza autoklawu, rozpuszczono. Mieszaninę następnie przesączono pod próżnią z bibułą do sączenia Whatman nr 31 w celu zebrania jakiejkolwiek stałej pozostałości. Bio-olej odzyskano z przesączu przez dekantację i odparowanie rozpuszczalnika. Próbki biowęgla, biooleju i gazu zbiera się i analizuje w celu zamknięcia bilansu masy wykorzystywanej biomasy.
Wyprodukowany biowęgiel przemyto rozpuszczalnikiem w celu usunięcia pozostałego oleju i następnie suszono przez noc w piecu w temperaturze 105°C.
Wysuszony biowęgiel został zmieszany z odpadowymi drobnymi cząstkami węgla w celu wytworzenia mieszanin zawierających różne frakcje wagowe biowęgla do węgla. Mieszaniny następnie poddano brykietowaniu przy użyciu standardowej brykieciarki w celu wytworzenia próbek biowęgla o wymiarach co najmniej 5 mm i większych, aby były odpowiednie do wykorzystania w przykładowym zgazowaniu na złożu stałym. Do mieszaniny biowęgla dodano metale alkaliczne lub metale ziem alkalicznych w różnych proporcjach, jako wzmacniacz reaktywności, ale także w celu usuwania siarki w gorącym gazie podczas utylizacji. W razie potrzeby można również rozważyć środki wiążące.
Gazowa redukcja siarki w gazyfikatorze ze złożem stałym
W celu wykazania przykładu gazowej redukcji siarki możliwej przy użyciu surowca węglowego wytworzonego zgodnie z niniejszym wynalazkiem, przeprowadzono symulację procesu zgazowania ze złożem stałym w celu wykazania występowania rozkładu i właściwości specjacyjnych wynikających z chemii nieorganicznej siarki.
Zastosowanym pakietem do symulacji termochemicznej był FactSage 6.3, który jest szeroko stosowany do badania chemii termodynamicznej nieorganicznej w wysokiej temperaturze. Dane wejściowe symulacji pochodziły z analizy (najbliższej, ostatecznej, analizy popiołu elementarnego) typowego węgla Highveld ze złoża 4 z Secunda.
Wzór wejściowy był następujący: węgiel (73,76 g), azot (1,99 g), tlen (11,84 g), wodór (4,40 g), AI2O3 (2,05 g), CaO (0,93 g), Cr2Oa (0,01 g), Fe2Oa (0,78 g), K2O (0,05 g), MgO (0,30 g), MnO (0,009 g), Na2O (0,05 g), SiO2 (2,91 g), TiO2 (0,14 g), V2O5 (0,006 g), ZrO2 (0,01 g), Ba (0,04 g). Siarkę wprowadzono jako FeS2 (1%). W celu symulacji procesu zgazowania, wodór w stanie gazowym został wprowadzony w nadmiarze (100 g) w celu zapewnienia, że układ chemiczny jest w ścisłych warunkach redukujących. Dolomit [Ca/Mg (COa)2] (10 g) dodano do układu w celu zbadania możliwości wychwytywania
PL 241 679 Β1 i zatrzymywania siarki oraz porównano z symulacją przypadku zwykłego, bez obecnego dolomitu. Ponieważ zgazowanie katalityczne ma działać w temperaturze 1000°C (maks.), symulacja uwzględniała zakres temperatur 25°C do 1025°C, w etapach co 100°C. Symulacja uwzględniała także wpływ ciśnienia gazyfikatora, który został ustalony na poziomie 28 barów. Funkcja rozkładu Fact-Sage została wykorzystana do rozpowszechniania zachowań związków siarki po zakończeniu symulacji.
Figura 3 przedstawia wyniki wyjściowe modelu bazowego (temperatura reakcji względem rozkładu procentowego związków siarki). Można zauważyć, że w tej wysoce redukującej atmosferze piryt rozpuszcza się w temperaturze 125 °C tworząc pirotyt (FeS) z uwalnianiem gazu H2S zgodnie z reakcją FeS2 + H2 = Fe<i-x)S + H2S (1). FeS okazuje się być stabilny do temperatury 525°C, gdzie po tym rozkłada się i nie występuje powyżej 725°C. W tym momencie, cała siarka (w postaci H2S) jest obecna w fazie gazowej, w zgodzie z procesem Sasol (Skhonde, P i in., 2009).
Figura 4 przedstawia dane wyjściowe symulacji scenariusza z dodatkiem dolomitu dodanego w warunkach redukcji. Można zaobserwować, że specjacja FeS2 oraz FeS zachodzi w identyczny sposób, jak w przypadku serii bazowej, ale również jest oczywiste tworzenie się stałych związków siarczanu wapnia (CaS). Według autorów Abbasain i in., (Abbasain, J i in. 1990), ten związek zaczyna kształtować się w tym procesie, a podstawowe reakcje siarczkowania zachodzą w gazyfikatorze ze złożem fluidalnym w warunkach redukujących. Wapń jest kalcynowany w warunkach zgazowania i wychwytywanie siarki następuje poprzez reakcję tlenku wapnia z siarkowodorem:
CaCO3 / MgCO3. = CaO! MgO + 2CO2 (1)
CaO / MgO + H2S = CaS + MgO + H2O (2)
Symulacja z Figury 4 pokazuje, że faza CaS (s1) jest możliwa w temperaturach w zakresie od 125°C do 425°C. Gdy w wyniku rozkładu stałych związków FeS i gdy dolomit kalcynuje się w 625°C (reakcja 1), wytwarzany jest produkt stanu przejściowego CaS (s2) (reakcja 2), i widoczna jest wyraźna redukcja gazowego H2S.
W temperaturze 1025°C, ułamek frakcji H2S został zmniejszony do 24%, a CaS (produkt reakcji stałej), stanowi pozostałe 76%. Ten wynik jest zgodny z wynikami zgłoszonymi przez Abbasin i in., którzy twierdzili, że siarka w postaci CaS została usunięta w 90% podczas badań zgazowania ze złożem fluidalnym.
Należy zauważyć, że gazyfikatory ze złożem fluidalnym działają przy użyciu węgla o maksymalnej wielkości cząstek wynoszącej 8 mm. Niniejszy wynalazek otwiera zatem drzwi dla gazyfikatorów stosujących większe wielkości cząstek (gazyfikatory ze złożem stałym), ponieważ wielkość może być kontrolowana i może wynosić od 100 mm do 10 mm, co znajduje się poza zdolnością operacyjną gazyfikatorów ze złożem fluidalnym.
Jednakże, produkt CaS wytworzony w warunkach redukujących (jak pokazano za pomocą symulacji) jest rozpuszczalny w wodzie i dlatego nie może być usuwany w produkcie popiołu wydostającego się z gazyfikatora. Wiadomo, że CaS reaguje z wodą tworząc H2S w roztworze oraz Ca(OH)2 (Tremel, A i in., 2012). Na szczęście, warunki utleniania są również potrzebne podczas procesu zgazowania ze złożem stałym, a na Figurze 5 przedstawiono wynik symulacji w przypadku reakcji utworzonych produktów CaS oraz H2S (Figura 4) z tlenem (Figura 5). Dane wejściowe dla tej symulacji przyjęto jako model wyjściowy podany w temperaturze 825°C, ponieważ proces katalitycznego zgazowania musi pracować w temperaturze poniżej 1000°C. W tym przypadku, rozkłady CaS i H2S wynosiły odpowiednio około 70% i 30%. Dane wejściowe symulacji były następujące: H2S (0,85 g), H2 (0,1 Og), Mg2Al4Si50i8 kordieryt (4,59 g), CaS (3,15 g), MgS (1,07 g), NaAlŚi2Os- wysoki albit (0,44 g), Al6Si20i3 - mulit (0,43 g), KAIS12O6 - leuzyt (0,24 g) oraz T1S2 (0,20 g). Przyjęto założenie zawartości węgla (10 g), ponieważ model termodynamiczny przebiega w celu całkowitej równowagi, ale w praktyce wiadomo, że od 10 do 20% węgla jest ostatecznie spalane podczas zgazowania ze złożem stałym (Bunt J. R i in. 2008). W szczególności, do modelu wejściowego dodano nadmiar tlenu (50 g) w celu symulacji efektu utleniania związków CaS.
Figura 5 wyraźnie pokazuje wyniki wychwytywania siarki zachodzące podczas etapu utleniania; tj. CaS jest utleniany do nierozpuszczalnego CaSO4 (40%), a kordieryt reaguje z tlenem i siarką, tworząc MgSO4 (13%) w temperaturze 925°C. Zgodnie z oczekiwaniami powstają produkty gazowe SO2 i SO3
PL 241 679 B1 (łącznie 47% w temperaturze 925°C). Rozkład CaSO4 pozostaje stały w wyższych temperaturach do 1225°C w zależności od reakcji: CaS + 2O2 = CaSO4.
Ten symulowany przykład wykazał, że 53% siarczanu pirytu wprowadzanego do gazyfikatora ze złożem stałym usuwa się z fazy gazowej jako nierozpuszczalny CaSO4W trakcie procesu katalitycznego zgazowania. Choć chemia siarki nie może być nowa w rozumieniu niniejszego wynalazku, to twierdzi się, że ta sama chemia nadal dotyczy gazyfikatorów ze złożem stałym pracujących na węglu kamiennym (poza zakresem poprzednich badań), a chemia w ramach tego nowego ujawnienia w tym zgłoszeniu jest zatem noWa.
Wzmocniony przykład reaktywności
W tym badaniu laboratoryjnym, przeprowadzono analizy termo-grawimetryczne w celu określenia wpływu dodawania katalitycznego metalu alkalicznego (w tym przypadku K2CO3 oraz włączenia do mieszaniny aglomeratu odpadowych drobnych cząstek węgla przez zmieszanie fizyczne) z reaktywnością gazyfikacji CO2 węgla na 10 mm pellety węgla poddawane wysokiej temperaturze (900°C - 1000°C). Próbki węgla wykorzystane w badaniu obejmowały: (1) odpadowy placek filtracyjny węgla Highveld ze złoża 4 o rozmiarze < 212 μm, oraz (2) gruboziarnisty węgiel wydobywczy Highveld ze złoża 4 o średniej wielkości 10 mm. Obydwie próbki węgla określono bliższą, ostateczną i petrograficzną analizą, stosując odpowiednie normy ISO stosowane przez Advanced Coal Technology Laboratories w Pretorii. Katalizatorem stosowanym w badaniu jest węglan potasu (K2CO3, w postaci proszku) o czystości > 99,5%, dostarczany przez spółkę Merck (Pty) Ltd. K2CO3 jest białą bezwonną solą o temperaturze topnienia wynoszącą 891°C. Dodatek dodano do placka filtracyjnego w dawkach wynoszących: 1%, 3% i 5%, oraz prasowano do pelletu o rozmiarze 10 mm X 9 mm przy użyciu prasy LRX plus.
Maszyna LRX plus jest wykorzystywana przede wszystkim do badań materiału. W tym badaniu, wykorzystano ją do prasowania pelletów węgla oraz do badania wytrzymałości na ściskanie pelletu. Posiada ona jedną kolumnę z krzyżulcem o zakresie pracy wynoszącym 780 mm (Johnson Scale Co Inc. (Johnson scale Co Inc. 2011)). Oprogramowanie służące do analizy danych i sterowania urządzeniem to NEXYGEN PLUS. Wszystkie pellety wymagały dodatkowej wody (10%), ponieważ pomagało to utrzymać pellety w stanie nienaruszonym podczas usuwania ich z matrycy. Próbki przygotowano w partiach 40 g w celu zapewnienia spójności i jednorodności. Węglan potasu zmielono w tym samym rozmiarze co węgiel (< 212 mikronów) w celu zapewnienia jednorodnego zmieszania. Próbkę gruboziarnistego węgla wydobywczego Highveld ze złoża 4 przesiano w celu wydobycia frakcji 10 mm węgla naturalnego, która została przepiłowana (przy użyciu pilnika do metalu), do tych samych wymiarów, co sprasowane pellety.
Eksperymenty reaktywności węgla przeprowadzono w dwóch powtórzeniach zarówno na pelletach, jak i w węglu wydobywczym (ROM), stosując analizator termo-grawimetryczny (TGA) TGA / DSC1 STAR. Maszyna zawiera piec poziomy, który minimalizuje możliwe turbulencje spowodowane wypornością termiczną i gazem resztkowym. Maszyna jest w pełni zautomatyzowana i może zawierać 34 próbki (zasilane karuzelowo) i działać przez 24 godziny na dobę. Uchwyty próbek mają objętość wynoszącą od 20-900 μl oraz mogą testować próbki o średnicy wynoszącej 11 mm. Zakres temperatur maszyny wynosi od 0-1600°C; każda próbka była ogrzewana z szybkością 10°C/min w azocie do 1000°C w celu usunięcia wilgoci i substancji lotnej. Próbkę węgla poddano następnie reakcji w CO2 przez okres maksymalnie 15 godzin (lub do zakończenia) w temperaturze 900, 950 i 1000°C. Masę i temperaturę próbki rejestrowano okresowo.
Figura 6a przedstawia typową krzywą utraty masy uzyskaną dla TGA w 1000°C (brak katalizatora) w pelletów z placków filtracyjnych. Figura 6b przedstawia wyniki konwersji względem czasu, uzyskane w 900°C dla pelletów z placków filtracyjnych (0-5% dodatku katalizatora), jak również dla węgla wydobywczego. Można zauważyć, że (w tej niskiej temperaturze) niektóre z cykli nie są w pełni ukończone w ciągu 11 godzinnego okresu testowego. W tym przypadku, przy obliczeniu konwersji zastosowano wartość popiołu wynoszącą 29,4% (otrzymaną w wyniku analizy porównawczej). Można zauważyć, że 5-procentowy cykl addycyjny osiąga pełną konwersję w ciągu 6,3 godzin, podczas gdy 0, 1 oraz 3% cykle addycyjne osiągają konwersję odpowiednio przy 80, 86 oraz 97% po 11 godzinach. Oczekiwany czas pełnej konwersji oblicza się na 14,1, 13,2 oraz 11,7 godzin dla załadowanych cykli katalizatorów 0, 1 oraz 3%. Z tych wyników wynika, że dodatek katalizatora zmniejszył czas reakcji potrzebny do całkowitej konwersji, co jest poparte literaturą dla badań o pyle węglowym (Suzuki, T i in., 1984; Takaranda, T i in., 1986 oraz Yuh, S. J i in., 1984). Jednakże, niniejszy wynalazek dostarcza pierwsze dowody na temat katalizowanej dużej przemiany cząstek o wielkości cząstek >10 mm. Te współczynniki konwersji są również szybsze niż szybkość uzyskana
PL 241 679 B1 dla próbki węgla wydobywczego Highveld (10,6 godzin), co prawdopodobnie wskazuje, że właściwości fizyczne (tj. porowatość) mogą różnić się w przypadku pelletyzowanego węgla i surowego węgla, co znacząco wpływa na szybkość zgazowania (potrzeba 8,4 godzin na surowe pelety w porównaniu do 10,6 godzin w przypadku surowego węgla wydobywczego) (Li, Y i in., 1 999). Należy to dokładniej zbadać w przyszłych badaniach.
Figura 6c pokazuje wyniki konwersji względem czasu, uzyskane w 950°C dla pelletów z placków filtracyjnych (0-5% dodatku katalizatora), a także dla surowego węgla wydobywczego Highveld. Można zaobserwować, że pellet z 0, 1, 3 i 5% dodatku katalizatora ulega całkowitej konwersji odpowiednio w 8,4, 7,2, 4,8 oraz 3,4 godzin. Te współczynniki konwersji są również szybsze niż szybkość uzyskana dla próbki węgla wydobywczego Highveld (potrzeba jest 8,4 godziny na pellet z surowego węgla w porównaniu do 10,6 godziny na surowy węgiel wydobywczy). Figura 6d przedstawia wyniki konwersji względem czasu, uzyskane w 1000°C dla pelletów z placków filtracyjnych (0-5% dodatku katalitycznego), a także dla surowego węgla wydobywczego Highveld. Można zauważyć, że surowy węgiel wydobywczy potrzebował 4,7 godziny na całkowitą konwersję w porównaniu z 3,8 godzinami potrzebnymi do badania przy użyciu pelletów nie zawierających katalizatora. Czas reakcji potrzebny do pełnej konwersji pelletu zmniejsza się wraz ze wzrostem obciążenia katalizatora, tzn. 3,4, 2,4 oraz 1,9 godzin dla dodanego katalizatora odpowiednio 1, 3 oraz 5%.
Porównując wyniki przedstawione na Figurach 6b-d, zauważyć można, że najszybszy czas zakończenia konwersji wynosi 1000°C z dodaniem 5% katalizatora. Można również zauważyć, że największe różnice między cyklami występują w niskiej temperaturze (900°C). To potwierdza, że dodany katalizator ma największy wpływ w niskich temperaturach, zgodnie z literaturą (Li, X T. i in., 2009). Figura 7a-d przedstawia wykresy konwersji względem czasu przedstawiające wpływ temperatury na konwersję dla różnych dodatków katalizatora. Zauważyć można, że wzrost temperatury ma pozytywny wpływ na szybkość reakcji. Wpływ ten występuje nie tylko dla próbek zawierających dodatkowy katalizator, ale także próbki z 0% katalizatora. Dowody tego można znaleźć również w literaturze, gdzie przeprowadzono eksperymenty na gazyfikacji parowej (Sharma, A i in. 2008; Eakman, J. M i in., 1980; More, P i in., 2012 oraz Ye, D i in. 1998).
Współczynniki reakcji obliczono stosując nachylenie wykresów konwersji względem czasu, nakreślono wykresy Arrheniusa, a energię aktywacji obliczono z nachylenia danych Arrheniusa. Obliczenia energii aktywacji wykazały, że wzrost w obciążeniu katalizatorem zmniejszył energię aktywacji potrzebną do reakcji, zgodnie z literaturą (Lv, D i in., 2010 oraz Song, Y i in., 2013). Stwierdzono, że energia aktywacji spada z 190 kJ/mol w przypadku pelletów z placków filtracyjnych (bez dodatku katalizatora) do odpowiednio 186, 171, 133 kJ/mol dla przykładów z 1, 3 i 5%. Istnieje również dobra korelacja przy porównywaniu energii aktywacji do wyniku dodawania 1% katalizatora K2CO3 (1 86kJ/mol) z wynikami Nel i współpracowników (Nel, S i in., 2013 oraz Nel, S i in., 2013).
Stwierdzono, że dodanie dodatku katalizatora znacznie zwiększyło szybkość reakcji konwersji. Szybkość reakcji podwoiła się w przypadku dodania 5% katalizatora w porównaniu z odniesieniem (0% katalizator w 900°C), i była 120% większa w 950°C oraz, 93% większa w 1000°C. Największy wpływ dodania katalizatora obserwowano w niższych temperaturach. Temperatura wpływa na szybkość reakcji, zmniejszając tym samym czas reakcji z 6,36 godzin w 900°C do 3,43 godzin w temperaturze 950°C oraz, 1,88 godzin w temperaturze 1000°C, przy 5% dodatku katalizatora. Najszybszy czas potrzebny do konwersji stwierdzono przy wykorzystaniu 5% dodatku katalizatora w temperaturze 1000°C, gdzie wymagane było jedynie 13% całkowitego czasu potrzebnego w odniesieniu do próby odniesienia z 0% katalizatora w temperaturze 900°C (14 godzin).
Wyniki te pokazują, że istnieje rzeczywista szansa poprawy wydajności gazyfikatora ze złożem stałym poprzez przyspieszenie czasu potrzebnego na ograniczającą szybkość reakcję gazyfikacji CO2 w układzie katalitycznym zawierającym aglomeraty odpadowych drobnych cząstek węgla z dodatkiem alkalicznym. Niniejsze przykłady pokazują również, że dodatek katalizatora (1-5% K2CO3) można wprowadzić do mieszaniny aglomeratu węgla odpadowego, aby poprawić reaktywność gazyfikacji CO2 10 mm pelletów mierzoną w wysokich temperaturach (900°C - 1000°C). Zgodnie z literaturą, jakikolwiek katalizator metali alkalicznych i metali ziem alkalicznych może być stosowany jako katalizator w trakcie gazyfikacji CO2 (Suzuki, T i in. 1984 oraz Takaranda, T i in. 1986), a dolomit (ze względu na względnie niski koszt w porównaniu z K2CO3) będzie badany w dalszych badaniach reaktywności.
PL 241 679 Β1
Wyniki doświadczalne
Przykład 1:
W pierwszym przykładzie wykonania wynalazku, zbadano działanie katalityczne (zwiększona szybkość reakcji) biowęgla w przypadku odpadowego węgla Highveld w trakcie gazyfikacji CO2. Biowęgiel został wyprodukowany przy użyciu autoklawu ze stali szlachetnej 316, który został wyposażony w wymienne płaszcze grzejne i mieszadło magnetyczne.
Do autoklawu wprowadzono sproszkowaną słodką bagasse sorgo (32,5 g) i wodę destylowaną (102 g). Autoklaw uszczelniono, a powietrze przepłukano azotem. Dwa płaszcze grzejne zostały zamknięte i włączone. Mieszadło magnetyczne ustawiono na 50 obrotów na minutę i pozostało niezmienne podczas całego cyklu. Dopuszczalna temperatura wzrosła do 290°C z szybkością nagrzewania wynoszącą 2,5 K/min, gdzie po tym wyłączono płaszcze grzejne i mieszadło mechaniczne. Otworzono płaszcze grzejne i autoklaw pozostawiono do ochłodzenia się do temperatury i ciśnienia atmosferycznego. Do przyspieszenia procesu chłodzenia zastosowano wentylator elektryczny.
Do autoklawu dodano chloroform (100 ml) po osiągnięciu temperatury otoczenia i mieszano przez około 10 minut. Chloroform działa jako rozpuszczalnik i pomaga w ekstrakcji produktów skraplania. Oddzielenie produktu osiągnięto stosując filtr próżniowy. Zebrano produkt ciekły (mieszaninę bio-oleju i chloroformu), a biowęgiel wysuszono w piecu przez 12 godzin w temperaturze 105°C. Po wysuszeniu, biowęgiel był przechowywany w worku z zamkiem błyskawicznym. Biowęgiel został oddzielony na różne rozmiary cząstek za pomocą sit laboratoryjnych. W tym badaniu reaktywności wykorzystano tylko cząstki o rozmiarze mniejszym niż 212 pm.
Placek filtracyjny odpadowego węgla Highveld był mieszany w celu otrzymania jednorodnej i reprezentatywnej próbki. Próbka węgla została zmniejszona w rozmiarze za pomocą młyna kulowego. Rozdzielono ją na różne wielkości cząstek za pomocą sit laboratoryjnych. W tym wynalazku, zastosowano tylko cząstki o rozmiarze mniejszym niż 212 pm. Najbliższe wyniki analizy węgla odrzutowego i biomasy podano w Tabeli 1.
Tabela 1: Wyniki analizy przybliżonej (na podstawie suszenia na powietrzu)
| Procedura | Węgiel | Biowęgiel |
| Zawartość wilgoci (% wag.) | 5,9 | 1,4 |
| Zawartość popiołu (% wag.) | 29,0 | 5,2 |
| Zawartość treści lotnych (% wag.) | 23,5 | 21,9 |
| Węgiel stały (% wag.) | 41,5 | 71,4 |
Można zauważyć, że biowęgiel ma bardzo niską zawartość popiołu (5,2%) w porównaniu z węglem odpadowym (29%), a zawartość stałego węgla jest wysoka (71,4%) w porównaniu z węglem odpadowym (41,5%).
Stosunki mieszanek węgla do biowęgla wynoszące 75:25, 50:50 i 25:75 przygotowywano za pomocą fizycznego mieszania węgla i biowęgla. CaCOs zastosowano jako katalizator i dodano do mieszanki 75:25 w 1% wag., 3% wag. oraz 5% wag. stężeniach. Próbki następnie zgazowano wTGAz CO2 odpowiednio w temperaturze 900°C, 950°C i 1000°C.
Próbki umieszczone w TGA ogrzewano najpierw do 30°C, stosując N2 przy szybkości przepływu wynoszącej 150 ml/min i szybkości nagrzewania wynoszącej 50°C/min. Temperaturę utrzymywano na stałym poziomie przez 5 minut. Próbki następnie poddano pirolizie w temperaturze 1000°C przez 30 minut, ponownie stosując N2 przy szybkości przepływu wynoszącej 150 ml/min i szybkości nagrzewania wynoszącej 50°C/min. Reakcje zgazowania prowadzono odpowiednio w temperaturze 900°C, 950°C i 1000°C, stosując CO2 przy szybkości przepływu wynoszącej 150 ml/min. Czas reakcji wynosił 6 godzin.
Figura 8 przedstawia znormalizowane krzywe utraty masy dla węgla zwykłego, biowęgla i różnych mieszanek węgla i biowęgla w temperaturze 1000°C. Zauważyć można, że zawartość popiołu w poszczególnych mieszankach zmniejsza się wraz ze wzrostem ładunku biowęgla. Służy to jako dowód, że próbki były przygotowywane prawidłowo i zgodnie z określonymi stosunkami mieszanki, biorąc pod uwagę, że przy wzroście ładunku biowęgla wymagana jest mniejsza zawartość popiołu. Co więcej, jest oczywiste, że masowa utrata biowęgla jest znacznie szybsza niż ta odnosząca się do węgla.
PL 241 679 Β1
W celu obliczenia szybkości reakcji, zawartość wilgoci, substancja lotna i popiół zostały usunięte z krzywej utraty masy w celu uzyskania krzywej utraty masy węgla. Szybkość reakcji oblicza się przy użyciu równania 1.1:
dm 1
Γ =-dt mt
Ponadto, konwersję węgla można obliczyć przy użyciu równania 1.2:
X = --—— mpopiót
1.2 gdzie mpop/ó/oznacza masę popiołu odpowiednich próbek. Figura 9 przedstawia szybkości reakcji węgla zwykłego, biowęgla i różnych mieszanek w temperaturze 1000°C. Na Figurze 9 widać, że szybkość reakcji biowęgla jest znacznie wyższa niż szybkości tworzenia się węgla zwykłego i poszczególnych mieszanek. Wysoka szybkość reakcji biowęgla jest zjawiskiem dobrze znanym i była szeroko badana (Brown i in., 2000: 499, Emami-Taba i in., 2013: 249, Jeong i in., 2015: 465). Powodem tej wysokiej szybkości reakcji może być wysoka zawartość metali alkalicznych w biowęglu i słabe wiązania pomiędzy holocelulozą a ligniną (Emami-Taba i in., 2013: 250).
Pomimo, że szybkość reakcji węgla zwykłego i poszczególnych mieszanek jest dość podobna na początku gazyfikacji, szybkość reakcji mieszanki 25:75 wzrasta znacząco przy konwersji 70% i staje się większa niż w przypadku węgla zwykłego, mieszanki 50:50 i mieszanki 75:25. Zauważyć można, że mieszanka 75:25 ma najniższą szybkość reakcji po zakończeniu reakcji. W temperaturze 900°C (nie pokazano tutaj), różnice w szybkościach reakcji były wyraźniejsze, co sugeruje, że efekt katalityczny jest większy w niższych temperaturach.
Aby ustalić, czy występuje inhibicja reakcji, obliczono teoretyczną konwersję i porównano z wartościami doświadczalnymi. W celu określenia teoretycznej konwersji, zastosowano sposób zaproponowany przez Ren i in. (201 1: 299), jak pokazano we wzorze 1.3 bezpośrednio poniżej.
Xobliczony _ (mi,węgiel-mf,węgiel)^·węgiel^(j^i,biowęgiel~ mf,biowęgiel)Xbiowęgiel (m^węgiel mf,węgiel) + (.mi,biowęgiel mf,bio węgiel) gdzie Xwęgiei i Kbiowęgiei oznacza konwersję w czasie t próbki bazowej. Jeśli XObiiczony jest większe niż eksperymentalna konwersja w przypadku każdej mieszanki, obserwuje się zahamowanie reakcji. Jeśli Xobiiczony jest mniejsze niż eksperymentalna konwersja, istnieją synergistyczne efekty. Figury 10 i 11 przedstawiają niektóre otrzymane wyniki próbki.
Z Figur 10 i 11 zauważyć można, że teoretyczna konwersja jest wyższa niż prawie wszystkie eksperymentalne konwersje, co wskazuje na hamowanie reakcji. Tylko mieszanka 25:75 w temperaturze 900°C (Figura 11) wykazuje efekty synergistyczne, co po raz kolejny wskazuje na to, że niższa temperatura może być korzystna dla reakcji współgazyfikacji.
Przeprowadzono kilka badań mających na celu zrozumienie wzajemnych oddziaływań między węglem a biowęglem oraz wyjaśnienie zahamowania reakcji. Habibi (2013: 70) zbadał proces współgazyfikacji prosa rózgowego z węglem i koksem fluidalnym. Stwierdzono, że hamowanie występuje w procesie współgazyfikacji prosa rózgowego i węgla, które przypisano do metali alkalicznych reagujących z glinokrzemianami tworząc związki stałe, takie jak KAISisOs oraz KAISiCU. Zaobserwowano jednak efekty synergistyczne pomiędzy prosem rózgowym a koksem fluidalnym, biorąc pod uwagę, że koks fluidalny zawierał mniej minerałów w porównaniu z węglem. Ren i in. (201 1: 305) współzgazyfikowali mączkę kostną i węgiel a także stwierdzili, że Ca i Na reagowały w wyższych temperaturach z substancją mineralną tworząc glinokrzemiany alkaliczne, a tym samym hamowały reakcję. Te same działanie hamujące obserwuje się w tym badaniu i jest prawdopodobnie spowodowane tworzeniem glinokrzemianów alkalicznych.
PL 241 679 Β1
W celu określenia wpływu dodatku katalitycznego na szybkość reakcji węgla i mieszanek biowęgla dodano CaCO3 do mieszanki 75:25 w 1% wag., 3% wag. i 5% wag. stężeniach. Figura 12 przedstawia wpływ dodania CaCO3 przy szybkości reakcji w 1000°C.
Z Figury 12 zauważyć można, że dodanie CaCO3jako katalizatora zwiększa szybkość reakcji mieszanki 75:25. Mieszanka zawierająca 1% wag. CaCO3 wykazuje najmniejszy wzrost szybkości reakcji, podczas gdy 3% wag. dodatku wykazuje najwyższy wzrost. Pewną inhibicję obserwuje się, gdy dodaje się 5% wag. CaCO3, biorąc pod uwagę szybkość reakcji mniejszą niż w przypadku 3% wag. próbki. Optymalny dodatek katalityczny wydaje się wynosić 3% wag.
Zaobserwowana energia aktywacji i współczynnik predykcyjny równania Arrheniusa obliczono przez linearyzację równania Arrheniusa, jak pokazano w równaniu 1.4.
Inr = In Λ - 1.4 r \rJ
In r v 1
Poprzez wykreślanie τ uzyskuje się liniowane wykresy Arrheniusa. Figura 13 przedstawia wykresy Arrheniusa dla węgla zwykłego, biowęgla i odpowiednich mieszanek. Tabela 2 przedstawia obliczone parametry kinetyczne.
Z danych kinetycznych jasne jest, że biowęgiel miał znacznie wyższą szybkość reakcji niż węgiel zwykły. W miarę zwiększania obciążenia biowęgla, wzrosła również szybkość reakcji. Jednakże, zaobserwowano pewne hamowanie reakcji, które można by przypisać powstawaniu nieaktywnych glinokrzemianów alkalicznych. Ponadto, wzrost szybkości reakcji był wyraźniejszy, gdy temperatura spadała.
Okazało się, że energie aktywacji węgla i biowęgla wyniosły odpowiednio 224 kJ/mol oraz 242 kJ/mol. Ponadto stwierdzono, że energia aktywacji mieszanek 75:25, 50:50 oraz 25:75 wyniosła odpowiednio 219 kJ/mol, 221 kJ/mol oraz 227 kJ/mol. Energie aktywacji mieszanek zawierających 1% wag., 3% wag. oraz 5% wag. CaCO3 wynosiły odpowiednio: 222 kJ/mol, 233 kJ/mol oraz 222 kJ/mol.
Tabela 2: Parametry kinetyczne
| Próbka | Energia aktywacyjna (kj / mol) | Współczynnik przedwykładniczy x105 (1/s) |
| Węgiel zwykły | 224 | 7,02 |
| Biowęgiel | 244 | 88,39 |
| 75:25 | 219 | 4,04 |
| 50:50 | 221 | 4,88 |
| 25:75 | 227 | 8,91 |
| Mieszanka+ 1% CaCO3 | 222 | 5,92 |
| Mieszanka + 3% CaCO3 | 233 | 17,28 |
| Mieszanka + 5% CaCO3 | 222 | 5,59 |
Współczynnik przedwykładniczy równania Arrheniusa z węgla zwykłego wynosił 7,02 χ 105 s’1, a współczynnik przedwykładniczy dla biowęgla wynosił 88,39 χ 105 s’1. Współczynnik przedwykładniczy biowęgla jest wielkością większą niż węgiel zwykły, co oznacza znacznie większą szybkość reakcji biowęgla. W miarę zwiększania obciążenia biowęgla, wzrósł także współczynnik przedwykładniczy mieszanek. Mieszanka 75:25 ma współczynnik przedwykładniczy wynoszący 4,04 χ 105 s’1. Współczynnik przedwykładniczy mieszanek 50:50 oraz 25:75 wynosił odpowiednio: 4,88 χ 105 s-1 oraz 8,91 χ 105 s’1. Mieszanka zawierająca 3% wag. CaCO3 wykazywała najwyższy współczynnik przedwykładniczy (17,28 χ 105 s1), natomiast współczynniki przedwykładnicze mieszanek 1% wag. oraz 5% wag. wyniosły 5,92 χ 105 s1 i odpowiednio 5,59 χ 105 s’1.
Jednorodny model, model kurczenia się rdzenia i model Wen'a (niepokazany tutaj) były w stanie dokładnie przewidzieć konwersję, biorąc pod uwagę, że wartość R2 nie była niższa niż 0,94.
PL 241 679 Β1
Przykład 2:
W drugim przykładzie wykonania wynalazku zbadano temperaturę i działanie katalizatora/sorbentu na retencję siarki elementarnej podczas spalania pelletów zawierających mieszaniny katalizatorów węgla, biowęgla i metalu ziem alkalicznych. CaCOs oraz Ca(OH)2 były katalizatorami/sorbentami stosowanymi w tym badaniu. Przetestowano pięć różnych wariantów pelletu, tj. pellet węgla, pellet węgla biomasy, mieszaninę węgla i węgla biomasy, mieszaninę węgla, węgla biomasy i CaCOs oraz mieszaninę węgla, węgla biomasy i Ca(OH)2. Stosunek węgla do węgla biomasy utrzymywał się na stałym poziomie 70:30 dla wszystkich mieszanin, a stosunek (Ca) do (S) utrzymywał się na stałym poziomie w stosunku 3:1 dla obu katalizatorów.
Do skraplania hydrotermicznego (Przykład 1) stosowano węgiel biomasy ze słodkiej bagassy sorgo przy temperaturze pracy wynoszącej 280°C. Otrzymano 140 gramów węgla biomasy z 300 gramów słodkiej bagassy sorgo. Węgiel był skutecznie zwęglony w temperaturze 950°C, a z próbki węgla 580 g wyprodukowano 450 g węgla. Przybliżoną analizę węgla i biowęgla można zobaczyć w (Przykład 1, Tabela 1). Ostateczną analizę biomasy, biowęgla i węgla / węgla można zaobserwować w Tabeli 3.
Tabela 3: Ostateczna analiza biomasy, węgla biomasy, węgla i węgla (w odniesieniu do % osuszenia powietrzem)
| Próbka | Siarka całkowita (%) | Węgiel całkowity (%) | Wodór (%) | Azot (%) | Tlen (%) |
| Biomasa (słodka baggasa) | 0,35 | 41,5 | 5,33 | 0,14 | 38,71 |
| Węgiel biomasy | 0,12 | 63,6 | 5,09 | 0,14 | 20,15 |
| Węgiel | 1,0 | 48,5 | 2,75 | 0,84 | 10,11 |
| Węgiel | 1,2 | 56,9 | <0,01 | 0,54 | <0,01 |
Jest oczywiste, że zawartość siarki jest niższa w biowęglu w porównaniu do węgla/węgla zwęglonego. Tak więc w mieszankach tych dwóch, automatyczne uzyskuje się redukcję ładunku siarki w procesie termicznym. Pellety były skutecznie prasowane za pomocą maszyny prasowej LRX. LRX plus działa z oprogramowaniem NEXYGEN PLUS. Moc maszyny została ustawiona na 4000 kN. Sprasowano pellety o średnicy 10 mm, wysokości 8 mm i całkowitej masie 450 mg. Przed prasowaniem, próbka została rozdrobniona ręcznie do cząstek mniejszych niż 212 pm. Aby spełnić cele i założenia, wytłoczono pięć różnych rodzajów pelletu:
• Zwykłe pellety węgla (CC) • Zwykłe pellety węgla biomasy (BMC) • Mieszanka pelletów węgla i węgla biomasy, zawierająca stosunek 70% wag. węgla i 30% wag. węgla biomasy (CC + BMC) • Mieszanka węgla, węgla biomasy (70% wag. węgla i 30% wag. węgla biomasy) oraz CaCOs jako pelletów katalizatora (CC + BMC + CAT1) • Mieszanka węgla, węgla biomasy (70% wag. węgla i 30% wag. węgla biomasy) oraz Ca(OH)2 jako pelletów katalizatora (CC + BMC + CAT2)
Figura 14 przedstawia eksperymentalną konfigurację procesu spalania stosowanego w celu pomiaru zatrzymywania siarki z pelletów. Konfiguracja spalania składała się z pieca, reaktora szklanego, chłodnicy Liebiga, pochłaniaczy cieczy oraz analizatora gazu. Piec reaktora jest reprezentowany za pomocą litery A i pracuje w temperaturach od 500°C do 800°C. Zasilanie, które składa się z powietrza, wchodzi do reaktora w D, przy natężeniu przepływu wynoszącym 220 ml/min. Pellety wprowadzono między dwie zaślepki z wełny ceramicznej w pozycji B (szklany reaktor). Litera C oznacza tuleję kwarcową zawierającą termoparę do ciągłych pomiarów temperatury w strefie reakcji. Do utrzymywania stałej temperatury zastosowano regulator PID. Pozycja E wskazuje na wycieki gazów ulegających rozkładowi. Gaz był następnie kondensowany w chłodnicy Liebiga, aby spowolnić szybkość przepływu, przed przejściem przez pochłaniacze cieczy i wilgoci, gdzie usunięto całą resztę wilgoci.
PL 241 679 Β1
Następnie gaz SO2 analizowano za pomocą analizatora gazu SO2 przed odpowietrzeniem do atmosfery. Gaz SO2 jest jedynym gazem, który może być wykryty przez analizator gazu. Aby skalibrować odczyt SO2, 1% gazu SO2 z szybkością przepływu 220 ml/min, przeprowadzono przez cały system, aż do odczytu equilibrium. Analizator następnie został doprowadzony do zera, dzięki czemu można było wykryć jakiekolwiek zwiększenie lub zmniejszenie SO2. Przed rozpoczęciem procesu spalania wszystkie urządzenia SO2 zostały usunięte z systemu. Gaz azotowy o wysokiej szybkości przepływu (420 ml/min) został przeprowadzony przez system przez około 20 minut, aby oczyścić cały obecny SO2.
Reaktor szklany musi być rozgrzany do określonej wymaganej temperatury. Piec użyto do ogrzania reaktora szklanego. Zarówno piec, jak i szklany reaktor zawierają termoparę, która kontroluje temperaturę. Gdy osiągnięto pożądaną temperaturę, trzeba ją utrzymywać na stałym poziomie przez cały proces spalania. Zwykle szklany reaktor był o około 20°C chłodniejszy od temperatury pieca.
Po procesie spalania, analizowano pozostałość popiołu każdej próbki. Przeprowadzono analizy ICP w celu zbadania stężeń pierwiastków w próbce, a także do ustalenia retencji siarki. Na przykład, Figura 15 przedstawia wyniki uzyskane podczas spalania pelletów węgla biomasy (BMC). Każdy cykl składał się z 920 mg pelletów węgla biomasy i przeprowadzono łącznie 5 cykli w celu uzyskania skutecznych wyników powtarzalności. Temperaturę utrzymywano na stałym poziomie 700°C.
Razem z pięcioma cyklami obliczono średnie, minimalne i maksymalne dane. Średnia krzywa została określona przez przeciętne dane dla wszystkich pięciu cykli. Obliczono przedział ufności 95% określony za pomocą krzywych minimalnych i maksymalnych. Punkty danych dla pięciu cykli są w granicach minimalnych i maksymalnych oraz są gromadzone wokół średniej krzywej. Średni maksymalny szczyt dla emisji SO2 to 3400 ppm, osiągnięty w ciągu pierwszych 220 sekund. Każdy test spalania został zakończony w ciągu około 30 minut.
Skuteczność emisji SO2 w spalaniu pelletów węgla biomasy w poprzednich temperaturach została określona przy użyciu Równania 2.1.
zachowana S (%) — 1 — (siarka przed spalaniem — siarka po spalaniu (mg))
-----------:—7-----3----i—---7---7----------x 100 siarka przed spalaniem (mg) (2.1)
Siarkę przed spalaniem obliczono stosując procent siarki otrzymany z analizy ostatecznej pomnożonej przez całkowitą masę. Całkowitą siarkę po spaleniu obliczono stosując procent wagowy siarki otrzymany z analizy ICP pomnożony przez całkowitą zawartość % wag. popiołu. Tabela 4 przedstawia wyniki retencji siarki otrzymane dla różnych próbek w odniesieniu do temperatury spalania.
Zaobserwować można, że w przypadku pelletów BMC stwierdzono, że retencja siarki mieściła się w zakresie od 13% do 18% w badanym zakresie temperatur. Retencja siarki w pelletach węgla (CC) wahała się między 16 a 34%; malejąc wraz ze wzrostem temperatury. W przypadku mieszanek pelletów CC + BMC retencja siarki wynosiła od 15% do 29%. Gdy dodano katalizator/sorbent (CC + BMC + CAT1), retencja siarki wzrosła znacząco do zakresu od 39% do 78%.
Tabela 4: Zachowanie siarki w funkcji temperatury reakcji dla 5 badanych przypadków
| Typ | % retencji S (500 °C) | % retencji S (600 °C) | % retencji S (700 °C) | % retencji S (800 °C) |
| BMC | 18 | 13 | 15 | 14 |
| CC | 34 | 22 | 17 | 16 |
| BMC+CC (30:70) | 29 | 19 | 16 | 15 |
| BMC+CC+CAT1 | 60 | 78 | 52 | 39 |
| BMC+CC+CAT2 | 86 | 74 | 67 | 56 |
Wreszcie, kiedy (CC + BMC + CAT2) spalano, stwierdzono, że retencja siarki mieściła się w zakresie od 56% do 86% w badanych 4 temperaturach. Jest więc oczywiste, że dodatek katalizatora/sorbentu skutecznie zwiększył retencję siarki podczas eksperymentów spalania. Katalizator Ca(OH)2 jest
PL 241 679 B1 bardziej skutecznym katalizatorem/sorbentem katalizatora w porównaniu z CaCO3. Stwierdzono, że najskuteczniejszym pelletem do przechowywania siarki elementarnej okazał się być pellet (węgla biomasy, węgla i (Ca(OH)2) o najwyższej retencji siarki wynoszącej 86% w temperaturze 500°C. Dodanie katalizatora/sorbentu, zwłaszcza Ca(OH)2, cechuje tendencja do minimalizowania wpływu zmian temperatury na proces spalania, a także stabilizuje krzywe emisji SO2. Bez dodatku katalizatora/sorbentu stwierdzono, że mieszanina pelletów biomasy i węgla była najskuteczniejsza, a efektywność retencji siarki wynosiła zaledwie 29% w temperaturze 500°C. W przypadku katalitycznej gazyfikacji, temperatura pracy nie powinna wynosić powyżej 1000°C. Z tego przykładu można wywnioskować, że w temperaturze 800°C otrzymuje się retencję S w przybliżeniu 60%. Pokazano także w Przykładzie 1 (powyżej), że szybkość reakcji CO2 (reaktywność) jest najwyższa w niższej temperaturze roboczej. W ten sposób udowodniono doświadczalnie, że preparat BM + CC + CAT (1/2) może jednocześnie (1) zwiększyć szybkość reakcji podczas gazyfikacji CO2, a także (2) znacząco zatrzymywać siarkę w popiele podczas spalania.
Jak widać, z niniejszym wynalazkiem wiążą się znaczące korzyści. Obejmują one, między innymi, następujące kwestie.
(1) Późniejsze oczyszczanie gazu jest procesem kapitałochłonnym, a surowiec węglowy przygotowany zgodnie z niniejszym wynalazkiem stanowi atrakcyjne rozwiązanie do wychwytywania siarki in situ.
Poprzez minimalizację ilości rozdziału siarki do fazy gazowej w czasie użytkowania obniża się całkowity koszt procesu oczyszczania gazu. Niniejszy wynalazek ma potencjał do zmniejszenia do 50% aktualnej emisji gazowej siarki podczas gazyfikacji ze złożem stałym, przy czym resztę siarki zakapsułkowano w nierozpuszczalnej fazie stałej w składzie popiołu. W zastosowaniach z kotłem z rusztem przemysłowym, gdzie temperatura utrzymuje się poniżej 825°C, emisja siarki przy stosowaniu surowca węglowego przygotowanego zgodnie z niniejszym wynalazkiem jest zasadniczo zerowa.
(2) Koszty eksploatacji i stabilność gazu są ważnymi czynnikami podczas gazyfikacji w złożu stałym, jednakże gazyfikatory ze złożem stałym mogą również pracować w trybie katalitycznej gazyfikacji, oferując liczne zalety.
Dobrze znana jest katalityczna gazyfikacja (przy użyciu sproszkowanych katalizatorów węglowych i metali ziem alkalicznych w badaniach porównawczych). Proponowane zalety obejmują:
(a) niższe zużycie odczynników (tlenu i pary), ze względu na niższą temperaturę wymaganą w katalizowanym systemie.
(b) Mniejsze problemy z klinkierowaniem popiołu i erozją wnętrz gazyfikatora ze względu na niższą temperaturę roboczą (< 1 000°C w porównaniu z > 1250°C) w konwencjonalnej gazyfikacji ze złożem stałym.) (c) Wzmocniona reaktywność gazyfikacji jest możliwa dzięki miejscom katalitycznym i mechanizmom transferu tlenowej reakcji redoks działającym w katalizowanym układzie, co prowadzi do możliwości zwiększenia wydajności węgla dzięki pozytywnemu wpływowi na kinetykę reakcji.
(d) bardziej stabilny skład gazu.
Z dodatkiem surowca węglowego przygotowanego według niniejszego wynalazku, katalizator odgrywa podwójną rolę: (1) samooczyszczanie się (wychwytywanie in situ) siarki podczas użytkowania w gazyfikacji ze złożem stałym lub w dowolnym procesie działającym na węgiel kamienny jak również (2) zwiększenie szybkości ograniczającej etap gazyfikacji CO2 węgla. Surowiec węglowy przygotowany zgodnie z niniejszym wynalazkiem ma zdolność co najmniej podwojenia reaktywności zgazowania, umożliwiając tym samym zwiększone możliwości wydajności w gazyfikatorach ze złożem stałym.
(2) Emisje CO2 są coraz większym problemem w kontekście globalnego ocieplenia.
Zastosowanie surowca węglowego przygotowanego zgodnie z niniejszym wynalazkiem jest zasadniczo atrakcyjnym rozwiązaniem, ponieważ jest formułowane z kombinacji odpadowej drobnej cząstki węgla i biowęgla (pozostałości węglowe po ekstrakcji bio-oleju). Dodatek biowęgla do preparatu jest uważany za źródło odnawialnych źródeł energii, dzięki czemu można ubiegać się o kredyty węglowe ze względu na redukcję emisji CO2.
(3) Zastosowanie surowca węglowego przygotowanego zgodnie z niniejszym wynalazkiem umożliwia zastosowanie procesu katalitycznej gazyfikacji w gazyfikatorach ze złożem stałym.
PL 241 679 B1
Jest to możliwe, ponieważ formulacja pelletu ma wielkość węgla kamiennego (20 mm). Konwencjonalne badania nad katalityczną gazyfikacją skoncentrowały się wyłącznie na sproszkowanym węglu, a nie na węglu kamiennym.
(4) Reaktywność biowęgla z surowca węglowego przygotowanego zgodnie z niniejszym wynalazkiem zwiększa ogólną kinetykę podczas jego wykorzystania, a wraz z dodatkowym wzmocnieniem reaktywności katalitycznej oferowanym przez dołączony katalizator, system katalityczny staje się bardziej reaktywny.
Współprodukcja surowców węglowych jest dobrze znana z korzyści wynikających z produkcji CO2. W większości przypadków bio-olej będzie używany jako środek wiążący w przypadku brykietowania wraz z miałem węglowym. W przypadku zielonego węgla, bio-pozostałość jest wykorzystywana jako źródło węgla wraz z odrzutowym miałem węglowym. Biowęgiel przygotowany w temperaturze ok. 300°C jest zasadniczo porównywalny z młodym węglem brunatnym w kontekście typu węgla, dlatego jest uważany za wysoce reaktywne źródło węgla w czasie użytkowania.
Odniesienia
Statystyki SA. 2011. Mineral accounts for South Africa 1980-2008. Dokument dyskusyjny DO405.2. Numer OCLC: 743298325. 63 strony.
White Energy Company. 2012. Raport roczny 2012. 88 stron.
Wagner N.J. 2008. The characterisation of weathered discard coals and their behaviour during combustion. Fuel 87: 1687-1697.
Bunt JR oraz Van Nierop P. 1997. Development of a fine coal circuit for Sasol's Twistdraai Colliery. W ramach obrad 13ej corocznej Międzynarodowej Konferencji Węglowej w Pittsburghu; Shanxi, Chińska Republika Ludowa.
UNFCCC. 2001. National Inventory discard and duff coal. Raport podsumowujący. cdm.unfccc.nt/.../XH3l87ZW2PUQGAJKFY49BCM05TS1R6. 31 stron.
Ratafia-Brown J, Manfredo L, Hoffmann J, Ramezan M. Major environmental aspects of gasification- based power generation technologies. Raport końcowy przygotowany dla USA, DOE. DEAT26-99FT20101, grudzień 2002.
EUBA. 2007. Densification-related advantages. A Pellet Roadmap for Europe. European Bomass Association. 11 stron.
Radloff B, Kirsten M, Anderson R. 2004. Wallerawang colliery rehabilitation: the coal tailings briquetting process. Minerals Engineering 17 tom 2:153-157.
Hippo E.J., Tandon D. 1 986. Low temperature steam-coal gasification catalysts. Southern Illinois University. Fuel and Energy Abstracts. Tom 37 (6), str. 421 (1).
Sharma A, Takanohashi T, Morishita K, Takaranda T, Saito I. 2008. Low temperature catalytic steam gasification of Hyper-Coal to produce H2 and synthesis gas. Fuel 87: 491-497.
Nishiyama Y. 1991. Catalytic gasification of coals - Features and possibilities. Fuel Processing Technology, 29 (1-2): 31-42.
Eakman J.M., Wesselhoft R.D., Dunkleman J.J., Vadovic C.J. 1980. Gasifier operation and modelling in the Exxon Catalytic Coal Gasification Process. Coal Processing Technology, tom VI, AlChE, Nowy Jork, str. 146-158.
Nel S., Neomagus H.W.J. P., Bunt J.R., Everson R.C. 2013. Improved reactivity of large coal particles by K2CO3 addition during steam gasification. Fuel Processing Technology 114 (2013): 75-80.
Suzuki T, Mishima M, Kitaguchi J, Itoh M, Watanabe Y. 1984. The catalytic steam gasification of one Australian and three Japanese coals using potassium and sodium carbonates. Fuel Processing Technology, 8: 205-212.
Takaranda T, Tamai Y, Tomita A. 1986. Effectiveness of K2 C03 and Ni as catalysts in steam gasification. Fuel, 65: 679-683.
Skhonde P, Matjie R.H, Bunt J.R, Strydom C.A, Schobert H.H. 2009. Sulphur behaviour in the Sasol- Lurgi Fixed-bed Dry-bottom gasifier. Energy and Fuels, 23: 229-235.
PL 241 679 B1
Benson, S. A. Ph.D. Praca dyplomowa, 1987. _Fuel Science, Pennsylvania State University.
J. Abbasian, A. Rehmat, D. Leppin i D.D. Banerjee, Preprint Papers, Am. Chem. Soc, Div. Fuel Chemistry, 35 (1), 196-206 (1990).
Jones, F. L. i Patel, J. G., Performance of Utah Bituminous Coal in the U-GAS Gasifier. Dokument przedstawiony podczas piątej konferencji wykonawców EPRI w sprawie gazyfikacji węgla, Palo Alto, Kalifornia, październik 1985.
Rehmat, A., Abbasian, M.J., Leppin, D. i Banerjee, D.D. Reaction of Calcium-Based Sorbents With Sulfur in Coal During Gasification. Dokument przedstawiony na Międzynarodowej Konferencji Nauki Węgla, Eurohal, Holandia, 1987.
Chang, E. i Thodos, G., Complex Nature of the Sulfation Reaction of Limestone and Dolomites, AlChE 3. 30, 3, 1984.
Keairns, D. L, Archer, D. H., Newby, R. A., O'Niell, F. P. i Vidt, E. J., High Temperature Sulfur Removal System Development Unit, Am. Chem. SOC. Div. Fuel Chem. Prepr. 21, 1976.
Borgwardt, R.H., Roache, N. F. i Brene, K. R. , Surface Area of Calcium Oxide and Kinetics of Calcium-Sulfide Formation, Envir. Proqr. 2,2 (1984).
Pell, M., Reaction of Hydrogen Sulfide With Fully Calcined Dolomite. Praca dyplomowa, City University of New Yock, 1971.
Squires, A. M., Graff, R. A. i Pell, M., Desulfurization of Fuels With Calcined Dolomites, Chem. Enq. Progr. Symp. Ser. E, 67 (1971).
Freund, M., Intrinsic Global Rate Constant for the High Temperature Reaction of CaO and HZS, Ind. Eng. Chem. Fund. 23 (1984).
Ruth. L. A., Kowalscy, A. M. i Graff, R. A., Desulfurization of Fuels With Half Calcined Dolomite, Environ. Sci. Tech., B, 12 (1972).
Kamath. Kamath. V. S. i Petrie, T. W., Path of Reaction of Hydrogen Sulfide- Carbonyl Sulfide Mixture With Fully Calcined Dolomite, Envir. Sci. Tech., 15,3 (1981).
Roache. N. F., Reaction of H2S and Sulfur With Limestone Particles, Ind. Enq. Chem. Proces Des. Dev., 23, 1984.
Abbasian, M. Rehmat, A., Leppin, D., Banerjee, D. D., Desulfurization of Fuel Gas With CalciumBased Sorbents, Fuel Proc. Tech. (zostanie wydane w marcu 1990 r.).
Yuh S.J., Wolf E.E. 1984. Kinetic and FT-i.r. studies of the sodium catalysed steam gasification of coal chars. Fuel, 63: 1604-1609.
Wang J, Jiang M, Yao Y, Zhang Y, Cao J. 2009. Steam gasification of coal char catalyzed by K2 C03 for enhanced production of hydrogen without formation of methane. Fuel, 88: 1572-1579.
Li Y, Lu G.Q, Rudolph V. 1999. Compressibility and fractal dimension of fine coal particles in relation to pore structure characterisation using mercury porosimetry. Particle & Particle Systems Characterization 1 6: 25-31.
[Więcej P, Jagtap N, Kulal A, Dongare M, Umbarkar S. 2012. Effect of support modification by Magnesia on the low temperature catalytic activity and sulphur tolerance of the Ag/Al2O3 system. Indie. AdMet 2012 Nr dokumentu CM 004. 8 stron.
Nel S., Neomagus H.W.J. P., Bunt J.R., Everson R.C. 2013. Improved reactivity of large coal particles by K2CO3 addition during steam gasification. Fuel Processing Technology 114 (2013): 75-80.
Botha A. 2012. An investigation into fine discard coal agglomeration for use in the fixed-bed gasification process. CEMI479 final year B-Eng research project report.
Uson, S., Valero, A., Correas, L. i Martinez, A. 2004. Co-Gasification of coal and Biomass in an IGCC Power Plant: Gasifier Modeling. Int. J. Thermodynamics, 7: 165-175.
Zhu, W., Song, W. i Lin, W. 2008. Catalytic gasification of char from co-pyrolysis of coal and biomass. Fuel Processing Technology, 89: 890-896.
PL 241 679 B1
Biagini, E., Lippi, F., Petarca, L. i Tognotti, L. 2002. Devolatilisation rate of biomasses and coalbiomass blends; an experimental investigation. Fuel, 81: 1041-1050.
Sonobe, T., Worasuwannarak, N. i Pipatmanomai, S. 2008. Synergies in co-pyrolysis of Thai lignite and corncob. Fuel Processing Technology, 89:1371-1378.
Ciferno, J. P. i Marano, J.J. 2002. Benchmarking biomass gasification technologies for fuels, chemicals and hydrogen production; US DOE National Energy Technology Laboratory: Pittsburgh, PA, USA.
Yang, H., Yan, R., Chen, H., Lee, D.H. i Zheng, C. 2007. Characteristics of hemicellulose, cellulose and lignin pyrolysis. Fuel, 86: 178-1788.
Keown, D.M., Favas, G., Hayashi, J. i Li, C. 2005. Volatilisation of alkali and alkaline earth metallic species during the pyrolysis of biomass: difference between sugar cane bagasse and cane trash, Bioresource Technology, 96: 1570-1577.
Raveendran, K. i Ganesh, A. 1998. Adsorption characteristics and pre-development of biomass pyrolysis char. Fuel, 77: 769-781.
Zolin, A., Jensen, A., Jensen, P.A., Frandsen, F. i Dam-Johansen, K. 2001. The influence of inorganic materials on the thermal deactivation of fuel chars. Energy Fuels, 15: 1110-1122.
Nielsen, H.P., Frandsen, F.J., Dam-Johansen, K. i Baxter, L.L. 2000. The implications of chlorine associated corrosion on the operation of biomass-fired boilers. Progress in Energy and Combustion Science, 26 (3): 283-298.
Collot, A.G., Zhuo, Y., Dugwell, D.R. & Kandiyoti, R. 1999. Co-pyrolysis and co-gasification of coal and biomass in bench scale fixed bed and fluidized bed reactors. Fuel, 78: 667-679.
Moghtaderi, B., Meesri, C. i Wall, T.F. 2004. Pyrolysis Characteristics of Blended Coal and Woody Biomass. Fuel, t. 83, Nr 6: 745-750.
Kumabe, K., Hanaoka, T., Fujimoto, S., Minowa, T. i Sakanishi, K. 2007. Co-gasification of woody biomass and coal with air and steam. Fuel, 86: 684-689.
De Jong, W., Andries, J. i Hein, R.G. 1 999. Coal/biomass co-gasification in a pressurized fluidized bed reactor. Renewable Energy, 16:1110-1113.
Gray, D., Tomlinson, G. i Berger, M. 1996. Techno-economic assessment of biomass gasification technologies for fuels and power. Produced by The MITRE Corporation for The National Renewable Energy Laboratory, na mocy umowy nr AL-4159.
Tremel, A., Stemann, J., Herrman, M., Erlach, B., Spliethoff, FI. 2012. Entrained flow gasification of biocoal from hydrothermal carbonization. Fuel, 102: 396-403.
Xie, Q., Borges, F.C., Cheng, Y., Wan, Y., Li, Y., Lin, X., Liu, Y., Hussain, F., Chen, P., Ruan, R. 2014. Fast microwave-assisted catalytic gasification of biomass for syngas production and tar removal. Bioresource Technology, 156: 291-296.
Kaewpanha, M., Guan, G., Hao, X., Wang, A., Kasai, Y., Kusakabe, K., Abudula, A. 2014. Steam co- gasification of brown seaweed and land-based biomass. Fuel Processing Technology, 120: 106-112.
Yang, K., Wu, K-T, Hsieh, M-H, Hsu, H-T, Chen, C-S, Chen, H-W. 2013. Co-gasification of woody biomass and microalgae in a fluidized bed. Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineering, 44:1027-1033.
Pereira, H. 1998. Variability in the chemical composition of plantation eucalyptus (Eucalyptus globulus Labill.). Wood Fibre science, 20: 2956-2963.
Lv, D., Xu, M., Liu, X., Zhan, Z., Li, A. Yao, H. 201 0. Effect of cellulose, lignin and alkaline earth metallic species on biomass pyrolysis and gasification. Fuel Processing Technology, 91: 903-909.
Song, Y., Feng, J., Ji, M., Ding, T., Qin, Y., Li, W. 2013. Impact of biomass on energy and element utilisation efficiency during co-gasification with coal. Fuel Processing Technology, 115: 42-49.
Anis, S., Zainal, Z.A. 201 1 Tar reduction in biomass producer gas via mechanical, catalytic, and thermal methods: a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15 (5): 2355-2377.
PL 241 679 B1
Li, XT, Suzuki, K. 2009. Tar properties, analysis, reforming mechanism and model for biomass gasification - an overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13 (3): 594-604.
Torres, W., Pansare, S.S., Goodwin, J.G. 2007. Flot gas removal of tars, ammonia and hydrogen sulphide from biomass gasification. Catalytic Reviews: Science and Engineering, 49 (4): 407-456.
Yadav, V., Baruah, B.P., Khare, P. 2013. Comparative study of thermal properties of bio-coal from aromatic spent with low rank sub-bituminous coals. Bioresource Technology, 137: 376-385.
Chen, P., Min, M., Chen, Y., Wang, L., Li, Y., Chen, Q. 2009. Review of the biological and engineering aspects of algae to fuels approach. International Journal of Agricultural and Biological Engineering, 2 (4): 1-30.
Bridgman, T.G., Jone, J.M., Shield, I., Williams, P.J. 2008. Torrefaction of reed canary grass, wheat straw and willow to enhance solid fuel quantities and combustion properties. Fuel, 87: 844-856.
Khoo, H.H., Koph, C.Y., Shaik, M.S., Shamatt, P.N. 2013. Bioenergy co-products derived from microalgae biomass via thermochemical conversion - Life cycle energy balance and C02 emissions. Bioresource Technology, 143: 298-307.
Ren, S., Lei, H., Wang, L, Bu, Q., Chen, A., Wu, J., Julson, J., Ruan, R. 2013. The effects of torrefaction on compositions of bio-oil and syngas from biomass pyrolysis by microwave heating. Bioresource Technology, 135: 659-664.
Piyo, N. 2014. Liquefaction of sunflower husks for biochar production. Masters Dissertation, Northwest University (Potchefstroom campus), Republika Południowej Afryki.
Song, Y., Feng, J., Ji, M., Ding, T., Qin, Y., Li, W. 2013. Impact of biomass on energy and element utilisation efficiency during co-gasification with coal. Fuel Processing Technology, 115: 42-49.
Jiang, L., Flu, S., Xiang, J., Su, S., Sun, L-S, Xu, K., Yao, Y. 2012. Release characteristics of alkali and alkaline earth metallic species during biomass pyrolysis and steam gasification process. Bioresource Technology, 116: 278-284.
Raveendran, K., Ganesh, A., Khilar, K.C. 1995. Influence of mineral matter on biomass pyrolysis characteristics. Fuel, 74:1812-1822.
Knudsen, J.N., Jensen, P. A., Dam-Johansen, K. 2004. Transformation and release to the gas phase of Cl, K and S during combustion of annual biomass. Energy Fuels, 18 (5): 1385-1399.
Xiang, F., Li, J. 2012. Experimental study on ash fusion characteristics of biomass. Bioresource Technology, 104: 769-774.
Duman, G., Uddin, M.A., Yanik, J. 2014. The effect of char propoerties on gasification reactivity. Fuel Processing Technology, 118: 75-81.
Nemanova, V., Abedini, A., Liliedahl, T. Engvall, K. 2014. Co-gasification of petroleum coke and biomass. Fuel, 117: 870-875.
Fahmi, R. Bridgwater, A.V., Darveil, L.I., Jones, J.M., Yates, N., Thomas, S., Donnison, I.S. 2007. The effect of alkali metals on combustion and pyrolysis of Lolium and Festuca grasses, switchgrass and willow. Fuel, 86: 1560-1569.
Shi, L, Yu, S., Wang, F-C, Wang, J. 2012. Pyrolytic characterisitcs of rice straw and its constituents catalyzed by internal alkali and alkali earth metals. Fuel, 96: 586-594.
Jiang, L, Hu, S., Xiang, J., Su, S., Sun, L-S, Xu, K., Yao, Y. 2012. Release characteristics of alkali and alkaline earth metallic species during biomass pyrolysis and steam gasification process. Bioresource Technology, 116: 278-284.
Mitsuoka, K., Hayashi, S., Amano, H., Kayahara, K., Sasaoaka, E., Uddin, M.A. 201 1. Gasification of woody biomass char with C02: The catalytic effect of K and Ca species on char gasification reactivity. Fuel Processing Technology, 92: 26-31.
Aho, A., DeMartini, N., Pranovich, A., Krogell, J., Kumar, N., Eranen, K., Holmboom, B., Salmi, T., Hupa, M., Murzin, D.Y. 2013. Pyrolysis of pine and gasification of pine chars - Influence of organically bound metals. Bioresource Technology, 128: 22-29.
PL 241 679 B1
Xue, G., Kwapinska, M., Kwapiński, W., Czajka, L, Kennedy, J., Leahy, J.J. 2014 r. Impact of torrefaction on properties of MiscanthusXgiganteus relevant to gasification. Fuel, 121: 189-197.
Sawayama, S., Inoue, S., Dote, Y. i Yokoyama, S. 1995. C02 fixation and oil production through microalga. Energy Conversion Management, 36 (6-9): 729-731.
Yang, Y.F., Feng, CP., Inamori, Y. & Maekawa, T. 2004. Analysis of energy conversion characteristics in liquefaction of algae. Resources, Conservation and Recycling, 43: 21-33.
Dote, Y., Sawayama, S., Inoue, S., Minowa, T. i Yokoyama, S. 1994. Recovery of liquid fuel from hydrocarbon-rich microalgae by thermochemical liquefaction. Fuel, 73 (12): 1855-1857.
Dote, Y., Inoue, S., Ogi, T. i Yokoyama, S. 1996. Studies on the direct liquefaction of proteincontained biomass: The distribution of nitrogen in the products. Biomass and Bioenergy, 11 (6): 491-498.
Bunt JR, Waanders FB. An understanding of the behaviour of a number of element phases impacting on a commercial-scale Sasol-Lurgi FBDB gasifier. Fuel 2008; 87:1751 -62.
JOHNSON SCALE CO INC. 201 1. Lloyds LRX Plus 5kN Advanced Universal Testing System.
Suzuki T, Mishima M, Kitaguchi J, Itoh M, Watanabe Y. 1984. The catalytic steam gasification of one Australian and three Japanese coals using potassium and sodium carbonates. Fuel Processing Technology, 8: 205-212.
Takaranda T, Tamai Y, Tomita A. 1986. Effectiveness of K2 C03 and Ni as catalysts in steam gasification. Fuel, 65: 679-683.
Yuh S.J., Wolf E.E. 1984. Kinetic and FT-i.r. studies of the sodium catalysed steam gasification of coal chars. Fuel, 63: 1604-1609.
Wang J, Jiang M, Yao Y, Zhang Y, Cao J. 2009. Steam gasification of coal char catalyzed by K2 C03 for enhanced production of hydrogen without formation of methane. Fuel, 88: 1572-1579.
Li Y, Lu G.Q, Rudolph V. 1999. Compressibility and fractal dimension of fine coal particles in relation to pore structure characterisation using mercury porosimetry. Particle & Particle Systems Characterization 16: 25-31.
Więcej P, Jagtap N, Kulal A, Dongare M, Umbarkar S. 2012. Effect of support modification by Magnesia on the low temperature catalytic activity and sulphur tolerance of the Ag/AI2 03 system. Indie.
AdMet 20 2 Dokument Nr CM 004. 8 stron.
Ye D.P., Agnew J.B., Zhang D.K. 1998. Gasification of a South African low-rank coal with carbon dioxide and steam: kinetics and reactivity studies. Fuel, 77, 77: 1209-1219.
Brown, R.C., Liu, Q. i Norton, G. 2000. Catalytic effects observed during the co-gasification of coal and switchgrass. Biomass and Bioenergy, 18: 499-506.
Emami-Taba, L., Irfan, M.F., Daud, W.M.A.W., & Chakrabarti, M.H. 2013. Fuel blending effects on the co-gasification of coal and biomass - A review. Biomass and Bioenergy, 57: 249-263.
Jeong, H.J., Park, S.S. i Hwang, J. 2014. Co-gasification of coal-biomass blended char with C02 at temperatures of 900-1 1 00°C. Fuel, 1 16: 465-470.
Habibi, R. 2013. Co-gasification of biomass and non-biomass feedstocks. Calgary, University of Calgar (praca doktorska).
Ren, H., Zhang, Y., Fang, Y. i Wang, Y. 201 1. Co-gasification behaviour of meat and bone meal char and coal char. Fuel Processing Technology, 92: 298-307.
Claims (21)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób wytwarzania węglowych brykietów surowcowych z odpadów zawierających źródło węgla, obejmujący etapy:(i) wprowadzenie biowęgla otrzymanego w procesie hydrotermicznego upłynnienia lignocelulozowej biomasy i cieczy do drobnych cząstek węgla pochodzących z drobnoziarnistych odpadów powstałych podczas wydobycia i kruszenia węgla w kopalni lub w trakcie operacji czyszczenia węgla w zakładzie przetwarzającym węgiel, do utworzenia mieszaniny biowęgla, przy czym stosunek wagowy drobnych cząstek węgla do biowęgla zawiera się pomiędzy 25 do 75% wagowych;(ii) wprowadzenie dodatku katalitycznego wybranego z grupy obejmującej metal alkaliczny lub metal ziem alkalicznych do mieszaniny biowęgla;(iii) ewentualnie kontaktowanie mieszaniny biowęgla ze środkiem wiążącym w ilości w zakresie 1%-5%; oraz (iv) zagęszczenie uzyskanej mieszaniny z etapu (ii) lub (iii) z wytworzeniem jednego lub więcej węglowych brykietów surowcowych, przy czym wielkość wymienionych brykietów ma wymiar co najmniej 5 mm, przy czym opcjonalny środek wiążący zawiera jedną lub więcej spośród ligniny, ligniny i emulsji asfaltowej, skrobi pszennej, lignosulfonianu, oleju talowego, smoły węglowej, alkoholu poliwinylowego, żywicy fenolowej, szlamu papierowego, mieszanki melasy i wapna, gumy guar, materiału polimerowego i tworzyw sztucznych, a dodatek katalityczny stanowi od 1% wag. do 5% wag. węglowych brykietów surowcowych.
- 2. Sposób według zastrz. 1, w którym źródło drobnych cząstek węgla jest wybrane z grupy składającej się z dowolnego lub większej liczby spośród placka filtracyjnego, składowiska odpadów i stawów osadowych.
- 3. Sposób według zastrz. 1, w którym otrzymany w procesie hydrotermicznego upłynnienia biowęgiel jest przygotowywany w wyniku połączenia lignocelulozowej biomasy i cieczy, takich jak woda, alkohole lub inne rozpuszczalniki organiczne, w standardowym reaktorze wysokociśnieniowym do upłynnienia i suszenia, z wytworzeniem wysuszonego biowęgla.
- 4. Sposób według zastrz. 3, w którym biomasa lignocelulozowa zawiera materiał ligninowy zawierający jeden lub więcej spośród odpadów rolniczych, lignocelulozowych materiałów odpadowych z procesów fermentacji, materiałów odpadowych z przemysłu przetwórstwa cukru, pozostałości drewna i traw.
- 5. Sposób według zastrz. 3, w którym stosuje się zieloną lub suszoną surową biomasę.
- 6. Sposób według zastrz. 5, w którym odpowiednie materiały biomasy użyte w sposobie obejmują jeden lub większą liczbę spośród słodkiej bagassy sorgo, łodyg i szypułek amarantusa, łusek słonecznika, trocin, chwastów, lignosulfonianu, szlamów i ekstraktów melasy.
- 7. Sposób według zastrz. 5 albo 6, w którym słodką bagassę sorgo stosuje się jako biomasę.
- 8. Sposób według zastrz. 1, w którym stosunek wagowy drobnych cząstek węgla do otrzymanego w procesie hydrotermicznego upłynnienia biowęgla zawiera się pomiędzy 70:30% wag.
- 9. Sposób według zastrz. 1, w którym dodatek katalityczny ma postać metalu alkalicznego lub metalu ziem alkalicznych, zwiększających reaktywność powstałych węglowych brykietów surowcowych.
- 10. Sposób według zastrz. 9, w którym dodatkiem katalitycznym jest CaCO3 lub Ca(OH)2.
- 11. Sposób według zastrz. 1 albo 10, w którym CaCO3 lub Ca(OH)2 stanowi 3% wagowych węglowych brykietów surowcowych.
- 12. Sposób według zastrz. 1, w którym ilość dodawanego środka wiążącego wynosi 1% wag.
- 13. Sposób według zastrz. 1, w którym węglowe brykiety surowcowe mają wymiar pomiędzy co najmniej 5 mm i do 100 mm.
- 14. Sposób według zastrz. 1, w którym węglowe brykiety surowcowe mają wymiar 10 mm.
- 15. Sposób według zastrz. 1, w którym węglowe brykiety surowcowe mają wymiar 20 mm.
- 16. Sposób według zastrz. 1, w którym promowanie zarodkowania brykietu uzyskuje się poprzez dodanie wody.
- 17. Sposób według jednego z poprzednich zastrzeżeń, w którym zawartość wilgoci w materiale węglowym, biomasie lignocelulozowej i ewentualnie środku wiążącym, przetwarzanych na brykiety, wynosi od 10% do 30%.26 PL 241 679 B1
- 18. Zastosowanie węglowych brykietów surowcowych otrzymanych sposobem określonym w zastrz. 1 do zmniejszenia temperatury topnienia i zwiększenia skuteczności retencji siarki in-situ węglowego materiału surowcowego w procesie zgazowania.
- 19. Zastosowanie według zastrz. 18, w którym proces zgazowania z retencją siarki in situ prowadzony jest w gazogeneratorze ze złożem stałym działającym w trybie zgazowania katalitycznego.
- 20. Zastosowanie węglowego brykietu surowcowego otrzymanego sposobem określonym w zastrz. 1 w bezżużlowym sucho-dennym reaktorze gazyfikacyjnym Lurgi pracującym w trybie zgazowania katalitycznego.
- 21. Zastosowanie według zastrz. 20, w którym reaktor działa w zakresie pomiędzy 500°C i 1000°C.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ZA2015/02744 | 2015-04-22 | ||
| ZA201502744 | 2015-04-22 | ||
| PCT/IB2016/050646 WO2016170439A1 (en) | 2015-04-22 | 2016-02-08 | Production of a carbonaceous feedstock material from a waste carbon source |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL423546A1 PL423546A1 (pl) | 2018-07-30 |
| PL241679B1 true PL241679B1 (pl) | 2022-11-21 |
Family
ID=55436126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL423546A PL241679B1 (pl) | 2015-04-22 | 2016-02-08 | Sposób wytwarzania węglowych brykietów surowcowych oraz zastosowanie węglowych brykietów wytworzonych tym sposobem |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10711214B2 (pl) |
| CN (1) | CN107735483A (pl) |
| AU (1) | AU2016252354B2 (pl) |
| HK (1) | HK1251008A1 (pl) |
| PL (1) | PL241679B1 (pl) |
| RU (1) | RU2702662C2 (pl) |
| WO (1) | WO2016170439A1 (pl) |
| ZA (1) | ZA201707091B (pl) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP4219658A3 (en) | 2011-04-15 | 2023-08-09 | Carbon Technology Holdings, LLC | Use of high-carbon biogenic reagents as reducing agent in metal production |
| EP3485215B1 (en) | 2016-07-12 | 2023-06-07 | Alexander Poltorak | System and method for maintaining efficiency of a heat sink |
| CN106906023A (zh) * | 2017-02-27 | 2017-06-30 | 东北电力大学 | 一种基于固体酸催化剂的高钠煤脱钠净化方法 |
| ES2785648T3 (es) * | 2017-10-11 | 2020-10-07 | Energies Termiques Basiques Sl | Método para tratamiento de biomasa de residuos agrícolas lignocelulósicos y/o residuos que contienen grupos funcionales fenólicos |
| CN108085081B (zh) * | 2017-12-19 | 2021-01-26 | 中国矿业大学 | 一种煤泥为原料的生物质型煤制备工艺 |
| CN108584914A (zh) * | 2018-08-13 | 2018-09-28 | 安徽省中正农业科技开发有限公司 | 一种提高生物炭得率的制备方法 |
| CN110921973A (zh) * | 2019-10-29 | 2020-03-27 | 长江大学 | 一种一体化沼液、沼渣处理装置及方法 |
| CN111411007B (zh) * | 2020-03-23 | 2021-09-03 | 太原理工大学 | 一种Ca催化低阶煤加氢制炼焦煤的方法 |
| CN112063400A (zh) * | 2020-09-18 | 2020-12-11 | 中国农业科学院农业环境与可持续发展研究所 | 一种秸秆炭基催化热解制取炭基复合材料一体化方法 |
| WO2022067134A1 (en) | 2020-09-25 | 2022-03-31 | Carbon Technology Holdings, LLC | Bio-reduction of metal ores integrated with biomass pyrolysis |
| CN114433141A (zh) * | 2020-10-30 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于生物焦气化反应的催化剂和气化原料 |
| JP2024512242A (ja) | 2021-02-18 | 2024-03-19 | カーボン テクノロジー ホールディングス， エルエルシー | カーボンネガティブ冶金製品 |
| AU2022264512A1 (en) | 2021-04-27 | 2023-12-14 | Carbon Technology Holdings, LLC | Biocarbon compositions with optimized fixed carbon and processes for producing the same |
| CN113372961B (zh) * | 2021-06-21 | 2022-05-03 | 浙江工业大学 | 一种生物质气化灰渣高温煅烧再催化利用系统及工艺 |
| KR20240032977A (ko) * | 2021-07-09 | 2024-03-12 | 카본 테크놀로지 홀딩스, 엘엘씨 | 고 고정-탄소 함량 및 최적화된 반응성을 갖는 바이오카본 펠릿을 생산하기 위한 공정, 및 이로부터 수득된 바이오카본 펠릿 |
| CN114214099A (zh) * | 2021-12-10 | 2022-03-22 | 河南省远征冶金科技有限公司 | 一种提高反应后强度和抗碱性的焦粉固化材料 |
| CN115404091B (zh) * | 2022-09-01 | 2024-02-27 | 西安石油大学 | 一种提高共热解焦气化反应性的方法 |
| CN116082092B (zh) * | 2023-01-12 | 2024-04-19 | 南开大学 | 一种生物炭的制备方法、尾菜还田方法和应用 |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3173769A (en) * | 1961-12-22 | 1965-03-16 | Great Lakes Carbon Corp | Fuel composition |
| US4226601A (en) * | 1977-01-03 | 1980-10-07 | Atlantic Richfield Company | Process for reducing sulfur contaminant emissions from burning coal or lignite that contains sulfur |
| US4529407A (en) * | 1981-06-25 | 1985-07-16 | Pickering Fuel Resources, Inc. | Fuel pellets |
| US5916826A (en) * | 1997-12-05 | 1999-06-29 | Waste Technology Transfer, Inc. | Pelletizing and briquetting of coal fines using binders produced by liquefaction of biomass |
| DE69812438T2 (de) * | 1998-04-24 | 2004-01-15 | Vera Vasilievna Myasoedova | Zusammensetzung zur herstellung von brennstoff-briketts |
| GB9919866D0 (en) * | 1999-08-23 | 1999-10-27 | Moody John R | Coal adhesion material for use at low temperatures |
| WO2001025373A1 (en) * | 1999-10-05 | 2001-04-12 | Somerville Robin B | Process for modifying coal so as to reduce sulfur emissions |
| RU2205204C1 (ru) * | 2001-11-20 | 2003-05-27 | Ростовский государственный университет | Топливный брикет |
| CN101077986B (zh) * | 2006-05-25 | 2010-11-03 | 林鼎华 | 多功能、高效合成氨造气型煤粘结剂 |
| CN1944598B (zh) * | 2006-10-09 | 2010-04-21 | 侯和民 | 生物质动力用炭的制备工艺及其在发电中的应用 |
| US8286901B2 (en) * | 2008-02-29 | 2012-10-16 | Greatpoint Energy, Inc. | Coal compositions for catalytic gasification |
| US20110197501A1 (en) * | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Darrell Neal Taulbee | Method for producing fuel briquettes from high moisture fine coal or blends of high moisture fine coal and biomass |
| RU2396306C1 (ru) * | 2009-04-23 | 2010-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Ростпроект-строй" | Способ изготовления топливного брикета (варианты) |
| WO2010135305A1 (en) * | 2009-05-19 | 2010-11-25 | Mastercard International Incorporated | Rewarding healthy behaviors and/or encouraging appropriate purchases with a reward card |
| CN101979479A (zh) * | 2010-11-08 | 2011-02-23 | 梅跃明 | 一种生物炭及其生产方法 |
| WO2012110012A1 (de) * | 2011-02-14 | 2012-08-23 | Zbb Gmbh | Vorrichtung und ein verfahren zur thermochemischen harmonisierung und vergasung von feuchtigkeits-biomasse |
| US9399744B2 (en) * | 2012-06-11 | 2016-07-26 | Novus Technology, Incorporated | Pelletized carbonized biomass, methods, and apparatuses |
| PL399911A1 (pl) * | 2012-07-11 | 2014-01-20 | Preoil Spólka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia | Sposób hydrotermicznego uplynniania biomasy i uklad do hydrotermicznego uplynniania biomasy |
| FI126849B (en) * | 2012-12-19 | 2017-06-15 | Teknologian Tutkimuskeskus Vtt Oy | Method for hydrothermal treatment of high molecular weight biomaterials |
| CN104830394A (zh) * | 2015-04-28 | 2015-08-12 | 北京中南亚太环境科技发展有限公司 | 一种生物质燃料 |
-
2016
- 2016-02-08 AU AU2016252354A patent/AU2016252354B2/en active Active
- 2016-02-08 CN CN201680032861.5A patent/CN107735483A/zh active Pending
- 2016-02-08 PL PL423546A patent/PL241679B1/pl unknown
- 2016-02-08 RU RU2017137005A patent/RU2702662C2/ru active
- 2016-02-08 US US15/568,135 patent/US10711214B2/en active Active
- 2016-02-08 WO PCT/IB2016/050646 patent/WO2016170439A1/en active Application Filing
-
2017
- 2017-10-19 ZA ZA2017/07091A patent/ZA201707091B/en unknown
-
2018
- 2018-08-13 HK HK18110374.5A patent/HK1251008A1/zh unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017137005A3 (pl) | 2019-04-23 |
| US20180119040A1 (en) | 2018-05-03 |
| RU2702662C2 (ru) | 2019-10-09 |
| PL423546A1 (pl) | 2018-07-30 |
| US10711214B2 (en) | 2020-07-14 |
| RU2017137005A (ru) | 2019-04-23 |
| AU2016252354A1 (en) | 2017-11-09 |
| WO2016170439A1 (en) | 2016-10-27 |
| ZA201707091B (en) | 2019-12-18 |
| CN107735483A (zh) | 2018-02-23 |
| AU2016252354B2 (en) | 2019-08-01 |
| HK1251008A1 (zh) | 2019-01-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2016252354B2 (en) | Production of a carbonaceous feedstock material from a waste carbon source | |
| Motta et al. | Biomass gasification in fluidized beds: A review of biomass moisture content and operating pressure effects | |
| Bermudez et al. | Production of bio-syngas and bio-hydrogen via gasification | |
| Heidenreich et al. | Advanced biomass gasification: New concepts for efficiency increase and product flexibility | |
| KR101256288B1 (ko) | 탄소질 공급원료의 기체화 방법 | |
| Dai et al. | Gasification of woody biomass | |
| JP5559422B2 (ja) | バナジウム回収を伴う炭素質フィードストックの水添メタン化 | |
| US9034061B2 (en) | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof | |
| KR20110070878A (ko) | 차르 메탄화 촉매를 사용한 기체화 방법 | |
| US9328920B2 (en) | Use of contaminated low-rank coal for combustion | |
| US9273260B2 (en) | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof | |
| KR20230145585A (ko) | 탄소-네거티브 야금 생성물 | |
| JP2024515973A (ja) | 最適化された固定炭素を有するバイオカーボン組成物及びこれを生成するためのプロセス | |
| US9034058B2 (en) | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof | |
| KR20230109172A (ko) | 금속 광석의 바이오-환원, 수소 생성 및/또는 활성탄 생성과 통합된 바이오매스 열분해 | |
| Liu et al. | Synthetic natural gas production by sorption enhanced steam hydrogasification based processes for improving CH4 yield and mitigating CO2 emissions | |
| Bunt et al. | Green coal development for application in fixed-bed catalytic gasification | |
| Li et al. | Hydrochar Pelletization towards Solid Biofuel from Biowaste Hydrothermal Carbonization. | |
| US20230012217A1 (en) | Low-water-intensity biocarbon products, and processes for producing low-water-intensity biocarbon products | |
| Tan et al. | Pre-combustion Air Emission Control | |
| Li | Syngas production from biomass pellets in a downdraft gasifier and the removal of oxygen from syngas |