1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Химия твердого топлива
  4. № 6, 2021

Химия твердого топлива, 2021, № 6, стр. 50-58

ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ТВЕРДОГО ТОПЛИВА НА РАВНОВЕСНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОЦЕССА ГАЗИФИКАЦИИ В СМЕСЯХ КИСЛОРОДА И ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

И. Г. Донской 1, *

1 ФГБУН Институт систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН
664033 Иркутск, Россия

* E-mail: donskoy.chem@mail.ru

Поступила в редакцию 05.02.2021
После доработки 17.03.2021
Принята к публикации 06.04.2021

Полный текст (PDF)

Аннотация

С помощью равновесного термодинамического моделирования исследован процесс газификации твердых топлив разного элементного состава в смесях O2/N2 и O2/CO2. Получены расчетные зависимости характеристик процесса (температура, выход углеродного остатка) от состава дутья и стехиометрического соотношения. Добавление углекислого газа, с одной стороны, способствует конверсии углерода за счет увеличения концентрации газифицирующих агентов, с другой – снижает температуру процесса из-за увеличения теплоемкости и эндотермического эффекта реакции газификации. Эффективность применения смесей O2/CO2 для газификации топлив растет с увеличением содержания углерода. Наибольший химический к.п.д. газификации кокса и каменного угля достигается при начальной концентрации СО2 порядка 40–60 об. %.

Ключевые слова: газификация, диоксид углерода, уголь, биомасса, термодинамическое моделирование

Повышение экологической эффективности использования твердого топлива требует развития новых технологий его термохимической конверсии. Одной из основных проблем использования твердого топлива является неизбежное образование значительных количеств углекислого газа [1]. Перспективы снижения выбросов СО2 (carbon capture and storage, CCS) открываются с использованием новых угольных технологий, таких как ТЭС с внутрицикловой газификацией (IGCC) и переход на обогащенное кислородом дутье (oxyfuel) [2, 3]. При этом СО2 может быть извлечен двумя возможными способами. Первый – удаление углерода до камеры сгорания (pre-combustion), когда генераторный газ проходит конверсию водяным паром, что позволяет использовать СО для получения дополнительного Н2, а продукты конверсии разделяются (абсорбционными, мембранными и химическими методами [4, 5]. После этого обогащенный водородом газ сжигается, а СО2 концентрируется и отправляется на захоронение. Второй способ – удаление углерода из продуктов сгорания (post-combustion), аналогичен таковому для традиционных систем CCS: газовая смесь охлаждается и компримируется до условий конденсации, после чего СО2 отделяется от других газов и захоранивается. Упростить выделение СО2 в варианте post-combustion можно с помощью oxyfuel-сжигания, когда концентрация кислорода в дутье обычно выше, чем в воздухе, а роль балласта вместо азота играет смесь продуктов сгорания – СО2 и Н2О. Сжигание в смеси кислорода и продуктов сгорания имеет лучшие экологические характеристики по сравнению с традиционным сжиганием в воздухе: во-первых, очевидно, что при этом образуется меньше оксидов азота (только топливные); во-вторых, полученные дымовые газы могут быть очищены до высоких концентраций СО2, допускающих его простую утилизацию. Технологии сжигания в смесях с продуктами сгорания считаются самым технически эффективным, но при этом одним из наиболее дорогих вариантов систем CCS [6, 7]. Среди других проблем, помимо дороговизны, можно отметить требования к очистке дымовых газов от оксидов серы и азота [8]. Исследуются комбинированные технологии, например сжигание топлив с разбавлением горячими продуктами сгорания [9], использование СО2 в качестве дутьевого агента при пылеугольной газификации [10, 11].

В работах [12, 13] рассматривается сжигание генераторного газа с рециркуляцией СО2 из продуктов сгорания. В [14, 15] показано, что избыток СО2 в составе рабочего тела снижает к.п.д. газотурбинной установки. Предлагается также использование СО2 в качестве рабочего тела в комбинированных циклах [16, 17].

При кислородной газификации угля использование СО2 в качестве транспортной среды для угольных частиц повышает среднюю степень конверсии топлива [18, 19], но при этом сужается область устойчивости факела [20]. В атмосфере углекислого газа диффузия кислорода к области горения замедляется, концентрация активных частиц снижается. Интенсивность тепловыделения на фронте горения может уменьшиться на 20–25% [21]. Для описания выгорания одиночных частиц, как правило, применяются широко используемые диффузионно-кинетические модели с разными поправками на структуру приповерхностного слоя, однако при высокой концентрации диоксида углерода вклад отдельных реакций может существенно изменяться [22, 23]. Изменение состава среды приводит к изменению условий тепломассопереноса, которые также влияют на поведение топливных частиц [24, 25]. В работе [26] рассматривается задача о воспламенении угольной частицы с более подробной детализацией химической кинетики разложения органической массы в одномерной. Влияние концентрации кислорода на профиль температуры в реакторе исследовалось в [27].

Для упрощения субмоделей термохимических превращений часто применяют равновесные термодинамические модели и их сочетания с моделями гетерогенной кинетики [28, 29]. В работе [30] один из вариантов кинетико-термодинамических моделей применялся для исследования эффективности высокотемпературной газификации угольной пыли в смесях О2/СО2: расчеты показали, что высокая концентрация СО2 позволяет эффективнее использовать теплоту сгорания топлива даже при снижении температуры реакции (из-за высокой теплоемкости СО2). В публикуемой работе рассматривается процесс газификации без нагрева дутья.

МОДЕЛЬ ТЕРМОХИМИЧЕСКОГО РАВНОВЕСИЯ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для исследования границ термохимической эффективности углекислотной конверсии твердых топлив было проведено термодинамическое моделирование. Подобная модель была применена в работе [31] для оценки влияния избытка водяных паров на эффективность процесса газификации угля.

При газификации твердого топлива определяющее значение имеют следующие брутто-реакции:

(1)
$\begin{gathered} {\text{C}}{{{\text{H}}}_{a}}{{{\text{O}}}_{b}}{{{\text{N}}}_{c}}{{{\text{S}}}_{d}} = {{\beta }_{1}}{\text{C}} + {{\beta }_{2}}{{{\text{H}}}_{2}} + {{\beta }_{3}}{{{\text{N}}}_{2}} + \\ \, + {{\beta }_{4}}{{{\text{H}}}_{2}}{\text{S}} + {{\beta }_{5}}{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}} + {{\beta }_{6}}{\text{CO}} + {{\beta }_{7}}{\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}} + {{\beta }_{8}}{{{\text{H}}}_{2}}{\text{O,}} \\ \end{gathered} $
(2)
$2{\text{C}} + {{{\text{O}}}_{2}} = 2{\text{CO,}}$
(3)
${\text{C}} + {\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}} = 2{\text{CO,}}$
(4)
${\text{C}} + {{{\text{H}}}_{2}}{\text{O}} = {\text{CO}} + {{{\text{H}}}_{2}},$
(5)
$2{\text{CO}} + {{{\text{O}}}_{2}} = {\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}},$
(6)
$2{{{\text{H}}}_{2}} + {{{\text{O}}}_{2}} = 2{{{\text{H}}}_{2}}{\text{O,}}$
(7)
${\text{CO}} + {{{\text{H}}}_{2}}{\text{O}} = {\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}} + {{{\text{H}}}_{2}}.$

Реакция (1) моделирует процесс пиролиза: состав продуктов и тепловой эффект этой реакции неоднозначно определяются исходным составом, а зависят от условий протекания (в том числе и от динамических характеристик, но при равновесном моделировании эти параметры не учитываются). Реакции (2), (3) и (5) в сумме дают полное сгорание углерода до диоксида углерода. При высокой концентрации диоксида углерода в начальном состоянии равновесие в реакции (3) смещается в сторону продуктов, а в реакциях (5) и (7), наоборот, – в сторону реагентов, поэтому в режимах газификации с разбавлением кислорода диоксидом углерода можно ожидать повышения полноты конверсии топлива и уменьшения выхода водорода.

Для газовой фазы принимается уравнение состояния идеального газа, конденсированные вещества образуют идеальные однокомпонентные фазы. Тогда задача расчета химического состояния газовой фазы выглядит следующим образом [32]:

Найти

${{{\mathbf{n}}}^{{eq}}} = \arg \max S({\mathbf{n}})$
при условиях:
$S({\mathbf{n}},T) = \sum\limits_{j = 1}^{{{N}_{g}}} {n_{j}^{g}\left( {s_{j}^{g}\left( T \right) + R\ln \frac{{n_{j}^{g}}}{{{{\sigma }^{g}}}}} \right)} + \sum\limits_{k = 1}^{{{N}_{c}}} {n_{j}^{c}s_{j}^{c}} (T),$
${\mathbf{A}}({\mathbf{n}} - {{{\mathbf{n}}}^{{{\text{in}}}}}) = 0,$
$\sum\limits_j^{{{N}_{g}} + {{N}_{c}}} {{{h}_{j}}(T){{n}_{j}}} = \sum\limits_j^{{{N}_{g}} + {{N}_{c}}} {{{h}_{j}}({{T}^{{{\text{in}}}}})n_{j}^{{{\text{in}}}}} ,$
${\mathbf{n}} \geqslant 0.$
Здесь S – термохимическая энтропия системы, Дж К–1; n – вектор состава системы, моль (nin – вектор начального состава, neq – равновесный состав), индексы g и c относятся к газовой фазе и конденсированным фазам соответственно; sj – удельная мольная энтропия j-го компонента, Дж моль–1 К–1; hj – удельная мольная энтальпия j-го компонента, Дж моль–1; R – универсальная газовая постоянная; σg – общее количество молей газовой фазы, моль; A – матрица материального баланса (матрица элементного состава компонентов). Термохимические данные веществ взяты из таблиц работы [33]. Энтальпия твердых топлив определяется через теплотворную способность и энтальпии продуктов сгорания. Поскольку интересуют, в первую очередь, режимы газификации, то исходное топливо отсутствует в состоянии равновесия и недожог моделируется чистым углеродом. В связи с этим решение не чувствительно к удельным энтропиям исходного топлива: их значения могут быть приняты с большой степенью произвола.

Решение задачи равновесия в принятых приближениях существует и единственно, что следует из выпуклости энтропии для таких систем [34, 35]. Для численного решения используется один из вариантов метода оптимального спуска [34].

Индикаторами эффективности режимов являются адиабатическая температура процесса, выход твердого остатка и химический к.п.д. газификации, равный отношению теплот сгорания генераторного газа и топлива, из которого он был получен:

$\eta = \frac{{{{q}_{{{\text{CO}}}}}{{n}_{{{\text{CO}}}}} + {{q}_{{{{{\text{H}}}_{{\text{2}}}}}}}{{n}_{{{{{\text{H}}}_{{\text{2}}}}}}} + {{q}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}{{n}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}}}{{{{Q}_{f}}}} \cdot 100\% .$
Здесь Qf – удельная теплотворная способность топлива, qj – теплотворная способность j-го газообразного продукта, nj – равновесный выход j-го газообразного продукта в расчете на 1 кг исходного топлива. Теплотворная способность газа рассчитывается по основным горючим компонентам: СО, Н2 и СН4. Равновесный химический к.п.д. газификации определяется стехиометрическими и температурными факторами [36]. В работе исследуются только влияние состава топлива и отношение топливо/окислитель. Начальная температура газифицирующего агента во всех случаях равна 300 К, давление – 1 атм.

Для оценки влияния сорта топлива расчеты проведены для четырех топлив с разным составом. Кокс – пример “идеального” топлива с высоким содержанием углерода, биомасса – низкокалорийного топлива. Для расчетов взяты кузнецкий каменный уголь и бурый уголь Березовского месторождения [37]. Состав топлив приведен в табл. 1.

Таблица 1.

Состав топлив

Характеристика топлива Обозначение Кокс Каменный уголь Бурый уголь Биомасса
Влажность на рабочую массу W r, % 5 9 12 10
Зольность на сухую массу Ad, % 10 20 9 1
Выход летучих веществ на сухую беззольную массу Vdaf, % 9 30 48 85
Содержание углерода на сухую беззольную массу Cdaf, % 92 81 69.4 49.5
Содержание водорода на сухую беззольную массу Hdaf, % 2.5 3.5 4.9 6.3
Содержание кислорода на сухую беззольную массу Odaf, % 4.99 13.2 24.3 44.15
Содержание азота на сухую беззольную массу Ndaf, % 0.01 2.0 0.9 0.05
Содержание серы на сухую беззольную массу Sdaf, % 0.5 0.3 0.5 0

Помимо состава топлива переменными параметрами в расчетах являются относительный расход окислителя α (рассчитанный по отношению к стехиометрическому расходу кислорода), концентрация кислорода в дутье (от 21 до 90 об. %); разбавители – азот (традиционные режимы) и углекислый газ (перспективные режимы).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ

Равновесные характеристики процесса газификации кокса (рис. 1) в смесях O2/N2 слабо зависят от концентрации кислорода: изолинии химического к.п.д. параллельны оси абсцисс до значений α порядка 0.5. При высоких температурах ход изолиний меняется, что связано с термической диссоциацией продуктов сгорания (смещение изолиний наблюдается для всех топлив). Отметим, что термохимические данные для температур выше 3000 К определялись экстраполяцией данных [33], однако эта область параметров практически нереализуема из-за требований к материалам. Максимальный химический в смесях O2/N2 к.п.д. равен 72% и почти не зависит от концентрации кислорода. В смесях O2/CO2 максимальный химический к.п.д. резко возрастает до 89% благодаря полезному использованию теплоты в эндотермических реакциях газификации за счет СО2, который в избытке присутствует в газовой фазе. Область полной конверсии также смещается в область меньших расходов окислителя.

Рис. 1.

Расчетные характеристики процесса газификации кокса в смесях O2/N2 (а)–(в) и O2/CO2 (г)–(е): адиабатическая температура, К (а), (г); химический к.п.д., % (б), (д); выход углерода, моль/кг (в), (е).

Из-за того, что удельная молярная теплоемкость СО2 выше, чем у N2, а реакция газификации имеет эндотермический эффект, адиабатическая температура газификации кокса в условиях разбавления кислорода продуктами сгорания оказывается намного ниже. С увеличением концентрации кислорода влияние разбавителя уменьшается, поэтому поведение характеристик в верхней части диаграмм практически совпадает.

Похожие закономерности наблюдаются при газификации каменного угля (рис. 2), однако из-за меньшего содержания углерода в составе максимальный химический к.п.д. в смесях O2/N2 оказывается порядка 83%. Из-за меньшей теплотворной способности по сравнению с коксом температура газификации оказывается меньше. При газификации в смесях O2/CO2 максимальный химический к.п.д. составляет 88% – почти на том же уровне, что и в случае кокса.

Рис. 2.

Расчетные характеристики процесса газификации каменного угля в смесях O2/N2 (а)–(в) и O2/CO2 (г)–(е): адиабатическая температура, К (а), (г); химический к.п.д., % (б), (д); выход углерода, моль/кг (в), (е).

Для бурого угля (рис. 3) максимальные значения к.п.д. в смесях O2/N2 и O2/CO2 оказываются близки: примерно 88% для обоих разбавителей. Топология химического к.п.д. для обоих типов смесей довольно близка (в т.ч. максимальные значения достигаются при одних и тех же параметрах), хотя отличие температур в этой же области параметров (α = 0.4–0.6), наоборот, оказывается наибольшим. Бурый уголь как топливо с высоким выходом летучих можно газифицировать при меньших значениях α по сравнению с каменным углем в смесях O2/N2. Однако из-за его меньшей калорийности температура реакции недостаточна для эффективной утилизации теплоты в реакции углерода топлива с углекислым газом, поэтому газификация бурого угля в смесях O2/CO2 требует немного больших значений α и образование горючих компонентов за счет добавления СО2 нивелируется добавлением окислителя.

Рис. 3.

Расчетные характеристики процесса газификации бурого угля в смесях O2/N2 (а)–(в) и O2/CO2 (г)–(е): адиабатическая температура, К (а), (г); химический к.п.д., % (б), (д); выход углерода, моль/кг (в), (е).

Для газификации биомассы (рис. 4) наблюдаются те же закономерности, что и для бурого угля. Биомасса – это топливо с самым высоким выходом летучих веществ (из рассмотренных в данной работе), поэтому изменение состава смеси с O2/N2 на O2/CO2 приводит к ухудшению характеристик газа при низких концентрациях кислорода и почти не меняет их при высоких концентрациях кислорода.

Рис. 4.

Расчетные характеристики процесса газификации биомассы в смесях O2/N2 (а)–(в) и O2/CO2 (г)–(е): адиабатическая температура, К (а), (г); химический к.п.д., % (б), (д); выход углерода, моль/кг (в), (е).

Максимальные значения равновесного химического к.п.д. для разных концентраций окислителя приведены на рис. 5. С увеличением выхода летучих и уменьшением массового содержания углерода в топливе различия между зависимостями химического к.п.д. в O2/N2 и O2/CO2 становятся все менее и менее заметными (хотя и не исчезают). Чем выше содержание углерода в топливе, тем больше положительный эффект от использования СО2 в качестве разбавителя: при окислении летучих веществ бурого угля и биомассы образуется достаточно газообразных окислителей для регенерации выделяющейся при окислении теплоты. Таким образом, высокоуглеродистые топлива, такие как каменный уголь и кокс, оказываются наиболее подходящим топливом для газификации в смесях О2/СО2.

Рис. 5.

Сравнение максимального химического к.п.д. газификации разных топлив в смесях O2/N2 и O2/CO2: кокс (а), каменный уголь (б), бурый уголь (в), биомасса (г).

ВЫВОДЫ

С помощью равновесного термодинамического моделирования исследована предельная эффективность процессов газификации разных сортов твердого топлива в смесях O2/CO2. В отличие от процессов газификации в смесях O2/N2, при использовании смесей O2/CO2 стехиометрические ограничения на конверсию углерода ослабляются. Присутствующий в избытке СО2 вступает в реакцию с углеродом, повышая выход горючих газов, но существенно снижая температуру (на 100–200 К). Эффект от использования СО2 зависит также от концентрации кислорода: при низких концентрациях кислорода температура процесса оказывается недостаточно высокой из-за разбавления (при этом использование СО2, наоборот, снижает химический к.п.д. газификации бурого угля и биомассы); при высоких концентрациях кислорода концентрация СО2 оказывается недостаточно высокой для эффективной конверсии углерода. В таких условиях использование смесей О2/СО2 в качестве газифицирующего агента оказывается благоприятным только для высокоуглеродистых топлив. Наибольший эффект наблюдается при концентрации кислорода 50–60 об. %. Углекислый газ может также выступать в качестве добавки для управления температурой процесса, например при использовании комбинированного дутья.

ФИНАНСИРОВАНИЕ РАБОТЫ

Работа выполнена в рамках гранта Президента РФ для государственной поддержки молодых кандидатов наук (МК-157.2020.8).

Список литературы

  1. Зайченко В.М., Штеренберг В.Я. // Теплоэнергетика. 2019. № 6. С. 75. [Thermal Engineering. 2019. V. 66. P. 440] https://doi.org/10.1134/S0040601519060107

  2. Thattai A.T., Oldenbroek V., Schoenmakers L., Woudstra T., Aravind P.V. // Appl. Thermal Eng. 2017. V. 114. P. 170. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2016.11.167

  3. Chen L., Yong S.Z., Ghoniem A.F. // Progr. Energy Combust. Sci. 2012. V. 38. P. 156. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2011.09.003

  4. Kunze C., Spliethoff H. // Appl. Energy. 2012. V. 94. P. 109. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2012.01.013

  5. Shi B., Xu W., Wu W., Kuo P.-C. // Energy Conv. Manag. 2019. V. 195. P. 290. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2019.05.006

  6. Cau G., Tola V., Ferrara F., Porcu A., Pettinau A. // Fuel. 2018. V. 214. P. 423. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.10.023

  7. Zhou C., Shah K., Song H., Zanganeh J., Doroodchi E., Moghtaderi B. // Energy Fuels. 2016. V. 30. № 3. P. 1741. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.5b02209

  8. Toftegaard M.B., Brix J., Jensen P.A., Glarborg P., Jensen A.D. // Progr. Energy Combust. Sci. 2010. V. 36. P. 581. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2010.02.001

  9. Zhang Z., Li X., Zhang L., Luo C., Lu B., Xu Y., Liu J., Chen A., Zheng C. // Fuel Proc. Tech. 2019. V. 184. P. 27. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2018.11.011

  10. Kidoguchi K., Hara S., Oki Y., Kajitani S., Umemoto S., Inumaru J. // Proc. ASME 2011 Power Conference (Denver, USA, July 12–14 2011). 2011. V. 2. P. 485.

  11. Ishi H., Hayashi T., Tada H., Yokohama K., Takashima R., Hayashi J. // Appl. Energy. 2019. V. 233–234. P. 156. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.10.021

  12. Romano M.C., Lozza G.G. // Int. J. Greenhouse Gas Control. 2010. V. 4. P. 469. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.11.010

  13. Oki Y., Hara S., Umemoto S., Kidoguchi K., Hamada H., Kobayashi M., Nakao Y. // Energy Proc. 2014. V. 63. P. 471. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.050

  14. Prawobo B., Aziz M., Umeki K., Susanto H., Yan M., Yoshikawa K. // Appl. Energy. 2015. V. 158. P. 97. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.08.060

  15. Filippov P.S., Lazebniy I.P., Ryzhkov A.F. // J. Phys. Conf. Ser. 2020. V. 1565. P. 012096. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1565/1/012096

  16. Allam R., Martin S., Forrest B., Fetvedt J., Lu X., Freed D., Brown G.W.Jr., Sasaki T., Itoh M., Manning J. // Energy Proc. 2017. V. 114. P. 5948. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1731

  17. Weiland N.T., White C.W. // Fuel. 2018. V. 212. P. 613. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.10.022

  18. Botero C., Field R.P., Herzog H.J., Ghoniem A.F. // Appl. Energy. 2013. V. 104. P. 408–417. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2012.11.028

  19. Tupsakhare S., Dooher J., Modroukas D., Castaldi M. // Fuel. 2019. V. 256. P. 115848. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.115848

  20. Watanabe H., Ahn S., Tanno K. // Energy. 2017. V. 118. P. 181. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.12.031

  21. Jimenez S., Gonzalo-Tirado C. // Combust. Flame. 2017. V. 176. P. 94. https://doi.org/10.1016/j.combustflame.2016.09.024

  22. Yin C., Yan J. // Appl. Energy. 2016. V. 162. P. 742. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.10.149

  23. Yu J., Ou W., Zhou K. // Fuel. 2014. V. 124. P. 173. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2014.01.101

  24. Senneca O., Scala F., Chirone R., Salatino P. // Fuel. 2017. V. 201. P. 65. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.11.034

  25. Kriebitzsch S., Richter A. // Combust. Flame. 2020. V. 211. P. 185. https://doi.org/10.1016/j.combustflame.2019.08.028

  26. Maffei T., Khatami R., Perucci S., Faravelli T., Ranzi E., Levendis Y.A. // Combust. Flame. 2013. V. 160. P. 2559. https://doi.org/10.1016/j.combustflame.2013.06.002

  27. Ralnikov P.A., Abaimov N.A., Ryzhkov A.F. // J. Phys. Conf. Ser. 2018. V. 1128. P. 012007. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1128/1/012007

  28. Valero A., Uson S. // Energy. 2006. V. 31. P. 1643. https://doi.org/10.1016/j.energy.2006.01.005

  29. Донской И.Г. // ХТТ. 2016. № 3. С. 54. [Solid Fuel Chem. 2016. V. 50. P. 191] https://doi.org/10.3103/S0361521916030034

  30. Donskoy I. // E3S Web Conf. 2020. V. 209. P. 03011. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202020903011

  31. Свищев Д.А., Кейко А.В. // Теплоэнергетика. 2010. № 6. С. 33.

  32. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Кейко А.В., Шаманский В.А. // Теплоэнергетика. 2011. № 2. С. 51. [Thermal Engineering. 2011. V. 58. P. 143] https://doi.org/10.1134/S0040601511020054

  33. Глушко В.П. Термодинамические и теплофизические свойства продуктов сгорания. Т. 1. М.: ВИНИТИ АН СССР, 1971.

  34. Каганович Б.М., Кейко А.В., Шаманский В.А., Ширкалин И.А., Зароднюк М.С. Технология термодинамического моделирования. Редукция моделей движения к моделям покоя. Новосибирск: Наука, 2010. 236 с.

  35. Rossi C.C.R.S., Berezuk M.E., Cardozo-Filho L., Guirardello R. // Comp. Chem. Eng. 2011. V. 35. P. 1226. https://doi.org/10.1016/j.compchemeng.2010.07.019

  36. Асланян Г.С., Гиневская И.Ю., Шпильрайн Э.Э. // ХТТ. 1984. № 1. С. 90.

  37. Вдовенко В.С., Мартынова М.И., Новицкий Н.В., Юшина Г.Д. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угля, горючие сланцы, торф, мазут и горючий природный газ). М.: Энергоатомиздат, 1991. 184 с.

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Химия твердого топлива

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал