ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЁРДЫХ ТОПЛИВ , превращ. твердых топлив (углей, торфа, сланцев) в горючий газ, состоящий гл. обр. из СО и Н₂, при высокой т-ре в присут. окислителя (газифицирующего агента). Проводится в газогенераторах (поэтому получаемые газы наз. генераторными).

Газификацию твердых топлив (Г.) можно рассматривать как неполное окисление углерода. наиб. часто окислителями служат О₂ (р-ция 1), СО₂ (2) и водяной пар (3):

Наряду с основными р-циями осуществляются следующие:

Т. обр., прямой продукт Г. (т. наз. сырой газ) всегда содержит нек-рые кол-ва СО₂, Н₂О, СН₄ и, кроме того, иногда и высших углеводородов, а при использовании воздуха - еще и N₂. Из-за наличия в угле гетероатомов, прежде всего S и N, образуются H₂S и NO₂.

Скорость р-ций неполного окисления твердых топлив существенно зависит от т-ры, к-рая при отсутствии катализатора должна быть выше 800-900 °С. При окислении твердого топлива чистым О₂ в адиабатном режиме т-ра была бы слишком высокой, поэтому в кач-ве газифицирующего агента (дутья) обычно используют воздух, парокислород-ную или паровоздушную смесь. Изменяя состав дутья (в частности, соотношение водяного пара и О₂) и его начальную т-ру с учетом потерь тепла в самом газогенераторе, можно обеспечить желаемую т-ру, к-рую, как и давление, устанавливают обычно исходя из технол. соображений (в зависимости от способа удаления шлаков и т.д.). С ростом давления в продуктах Г. увеличивается концентрация СН₄.

В случае парокислородной Г. при низких давлениях после конденсации водяных паров получают сухой газ (его часто наз. синтез-газом), к-рый состоит в осн. из смеси СО и Н₂ и имеет теплоту сгорания 11-12МДж/м³. При воздушной или паровоздушной Г. образовавшийся газ содержит много N₂ и имеет теплоту сгорания ок. 4 МДж/м³. Он служит топливом в котлах электростанций, технол. топках, отопит. котельных установках; транспортировка его на большие расстояния нерентабельна.

Термодинамика процессов Г. хорошо изучена, что позволяет рассчитывать состав продуктов исходя из состава угля и условий процесса. Кинетич. параметры Г. можно вычислить только приближенно с использованием эмпирич. характеристик и коэффициентов. Такие расчеты показали, что состав получаемого газа зависит от геометрии газогенератора и режима процесса.

В пром-сти используются газогенераторы трех осн. типов, различающиеся характером взаимод. твердого топлива с дутьем. Интенсивность процессов в газогенераторе оценивается уд. расходом газифицируемого топлива, или его расходом на единицу площади аппарата в единицу времени.

В газогенераторе типа Лурги медленно опускающийся слой кусков твердого топлива размером 5-30 мм продувают снизу парокислородной смесью под давл. ок. 3 МПа. По высоте слоя образуется неск. зон с разл. т-рами: наиб. т-ра в ниж. части слоя (однако она не должна превышать т-ру плавления золы); далее т-ра уменьшается вследствие эндотермич. р-ций (2) и (3). При т-ре ниже 800-900 °С Г. прекращается, и в верх. части слоя преобладает полукоксование, поэтому продукты Г. содержат смолы, фенолы и др. в-ва, к-рые удаляются при очистке. Уд. расход газифицируемого топлива достигает 2,4 т/(м²*ч). Макс. диам. большинства существующих аппаратов ~ 4 м. При увеличении диам. до 5м расход угля составляет ~ 40т/(м²*ч), производительность газогенератора 10⁵ м³/ч. Сухой газ, получаемый из бурого угля в этом газогенераторе, обычно содержит (% по объему): Н₂ - 39, СО-20, СН₄ и др. углеводородов - 11, СО₂-30. Недостатки газогенератора - вероятность спекания угля в слое, загрязнение газа продуктами полукоксования и, кроме того, невозможность использования мелких кусков топлива.

В газогенераторе типа Копперс-Тотцек Г. подвергают угольную пыль с размером частиц < 100 мкм, к-рая перемещается в одном направлении с парокислородной смесью (соотношение О₂: пар от 50 :1 до 20 :1). Угольную пыль смешивают с паром и О₂ в устройстве типа горелки и при атм. давлении подают в реакц. объем. На один газогенератор устанавливают 2 или 4 горелки. Большое содержание О₂ в дутье обеспечивает высокую т-ру процесса (1400-1600 °С) и жидкое шлакоудаление. Стенки аппарата внутри футерованы огнеупорными материалами. На выходе шлак гранулируется водой. Сухой газ, получаемый из бурого угля в этом газогенераторе, содержит (% по объему): Н₂ - 29, СО - 56, СН₄ - < 0,1, СО₂ - 12. Теплота сгорания газа 11,0-11,7 МДж/м³. Макс, производительность газогенератора (25-50)*10³ м³/ч. Достоинства: возможность Г. любых топлив, включая шламы и отходы обогащения угля, отсутствие в газе продуктов полукоксования; недостатки: затраты энергии на тонкий помол и сушку топлива, большой расход О₂.

В газогенераторе типа Винклера кипящий слой мелкозернистого топлива с частицами размером 2-10 мм продувают парокислородной смесью при атм. давлении. Т-ру в кипящем слое (900-950 °С) выбирают так, чтобы зола удалялась в твердом виде. При этом крупные частицы золы выводятся через ниж. часть аппарата, а мелкие - с газом. Уд. расход газифицируемого топлива благодаря интенсивному тепло- и массообмену достигает 2,5-3,0 т/(м²*ч). Сухой газ, получаемый из бурого угля в этом газогенераторе, содержит (% по объему): Н₂-39, СО-35, СН₄-1,8, СО₂-22. Недостатки газогенератора: необходимость сортировки топлива и использования циклонов и систем рециркуляции, т. к. большое кол-во непрореагировавшего топлива уносится с газом.

Наряду с усовершенствованием описанных типов газогенераторов, заключающемся, в частности, в применении по-выш. давления (в газогенераторах Лурги до 10 МПа, в других-3-4 МПа), разрабатываются новые, более экономичные и производительные агрегаты. Напр., интересна схема Г., в к-рой окислителем служит СО₂ [см. р-цию (2)]. Для компенсации эндотермич. эффекта этого процесса используется промежуточная р-ция:

Образовавшийся СаСО₃ направляется в спец. реактор, где благодаря теплу, выделяющемуся при сгорании топлива, разлагается на СаО и СО₂, к-рые вновь поступают в газогенератор. Достоинства метода: не требуется дорогостоящий О₂; сжигание топлива в воздухе (при разложении СаСО₃) происходит вне газогенератора, поэтому получаемый газ не содержит N₂ и имеет высокую теплоту сгорания. Недостаток: необходимость сепарации и циркуляции твердых горючих реагентов (СаО и СаСО₃), что приводит к усложнению и возрастанию стоимости установки. Разрабатываются также процессы Г. с использованием тепла, получаемого от ядерных реакторов и передаваемого газообразным или твердым теплоносителем, в расплаве Fe и др.

Сырой газ покидает газогенератор при высокой т-ре, а иногда и давлении и содержит большое кол-во примесей. Поэтому газогенераторные установки обязательно включают системы утилизации тепла и очистки газа. наиб. распространены схемы, в к-рых горячие газы из газогенератора охлаждаются в паровом котле-утилизаторе. Получаемый пар применяют в самом процессе Г. или для выработки электроэнергии.

При Г. под давлением газ м. б. использован в газотурбинной установке, однако при этом необходима высокотемпературная очистка его от пыли. Для очистки сырой газ обычно охлаждают, при этом конденсируются смола и водяные пары. Пыль, содержащуюся в газе в кол-ве 50-150 г/м , удаляют в циклонах. При двухступенчатой циклонной очистке содержание пыли снижается до 20-40 мг/м³. Часто газ отмывают от пыли водой. Более тонкая очистка осуществляется в фильтрах разл. конструкции.

При Г. практически вся S, содержащаяся в исходном топливе, переходит в H₂S, для удаления к-рого применяют сорбцию или разл. жидкие р-рители, напр. диметиловый эфир этиленгликоля. При этом, как правило, удаляется и СО₂. Синтез-газ, используемый для получения СН₃ОН, промывают метанолом при — 150°С. В этом случае из газа удаляются практически все примеси, однако стоимость такой очистки достаточно высока. Реагенты, поглощающие примеси из газа, регенерируют, а сами вредные примеси превращают в в-ва, допускающие безопасное их захоронение (напр., серу удаляют в виде CaSO₄). Если содержание S в исходном топливе велико, ее целесообразно извлекать из продуктов Г. как дополнит. товарный продукт.

До нач. 60-х годов в СССР Г. была распространена достаточно широко: более 350 газогенераторных установок вырабатывали из разл. типов твердых топлив около 35 млрд. м³/год газов разного назначения. Однако вследствие быстрого роста добычи прир. газа и организации общесоюзной сети газоснабжения Г. практически перестали применять. В пром. масштабах газифицируют лишь прибалтийские сланцы (кукерситы); получаемый при этом газ служит побочным продуктом, а осн. продукт - сланцевая смола.

В последний период в связи с необходимостью экономии углеводородных топлив интерес к Г. возрос. В отличие от таких процессов термич. переработки твердых топлив, как коксование и полукоксование, при Г. в газ превращаются обычно до 80% орг. массы. К достоинствам Г. следует отнести также и то, что низкокачеств. твердые топлива, содержащие много балласта (минер. компоненты, влага), превращ. в топливо, при сжигании к-рого выделяется незначит. кол-во соед., загрязняющих окружающую среду.

Лит.: Лавров Н. В., Шурыгин А. П., Введение в теорию горения и газификации топлива, М., 1962; Альтшулер В. С, К ли ри ко в Г. В., Медведев В. А., Термодинамика процессов получения газов заданного состава из горючих ископаемых, М., 1969; Эпик И., "Известия АН ЭССР. Сер. Геология", 1982, т. 31, № 2, с. 42-55; его же, "Известия АН ЭССР. Сер. Химия", 1983, т. 32, № 2, с. 81-97; Химические вещества из угля, пер. с нем., под ред. И. В. Калечица, М., 1980. Э.Э. Шпильрайн.