Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ существующего опыта газификации углей в плотном слое под давлением с паровоздушным дутьём 13
1.1 Состояние технологий газификации угля в плотном слое под давлением с паровоздушным дутьём 13
1.2 Твёрдое топливо для газификации в плотном слое 27
1.3 Выводы по первой главе 44
2 Исследование технологических режимов работы газогенераторов лурги при паровоздушном дутье 46
2.1 Работа газогенераторов Лурги при паровоздушном дутье 46
2.2 Характеристики шубаркольского угля 57
2.3 Схема экспериментального контроля и методика исследования анализируемых параметров и зависимостей 59
2.4. Экспериментальные исследования работы газогенераторов Лурги при паровоздушном дутье 69
2.5 Материальный баланс и технико-экономические показатели работы газогенератора Лурги на паровоздушном дутье 78
2.6 Выводы по второй главе 81
3 Сравнительный анализ работы газогенераторов лурги на паровоздушном и парокислородном дутье 83
3.1 Особенности работы газогенератора Лурги в зависимости от коэффициента газификации 83
3.2 Особенности технологического режима газогенератора Лурги в зависимости от температуры дутьевой смеси 87
3.3 Технико-экономические показатели работы газогенераторов Лурги с паровоздушным и парокислородным дутьём 90
3.4 Выводы по третьей главе 94
4 Моделирование процессов горения и газификации углей в плотном слое газогенератора лурги 95
4.1 Реактор газификатора Пурги для газификации твердого топлива в плотном слое под давлением 95
4.2 Диффузионный и кинетический режимы горения и газификации 98
4.3 Макрокинетика процессов в реакторе плотного слоя 101
4.4 Основные характеристики и физическая модель насыщенной пористой среды 106
4.5 Основные гипотезы феноменологического метода описания усредненных характеристик пористой среды 109
4.6 Физико-математическая модель процессов переноса массы, импульса и энергии в гетерогенных пористых средах 112
4.7 Математическая модель физико-химических процессов в различных зонах реактора газогенератора Пурги 120
4.8 Выводы по четвертой главе 131
Заключение И Выводы По Работе 132
Литература 135
Приложение 144
- Твёрдое топливо для газификации в плотном слое
- Схема экспериментального контроля и методика исследования анализируемых параметров и зависимостей
- Материальный баланс и технико-экономические показатели работы газогенератора Лурги на паровоздушном дутье
- Технико-экономические показатели работы газогенераторов Лурги с паровоздушным и парокислородным дутьём
Введение к работе
Актуальность работы. Общемировая тенденция к увеличению цен на углеводородные топлива подталкивает потребителей искать альтернативные более дешевые энергоносители. Газификация твердых топлив является одним из путей поддержания конкурентоспособности ряда производств. Многие технологические процессы требуют большого количества тепловой энергии, которую можно легко получить путем сжигания газа, полученного газификацией угля. Кроме того, генераторный газ может быть использован в газопоршневых электроагрегатах, что является актуальным для автономного энергообеспечения отдаленных производственных и гражданских объектов.
Интерес к технологиям переработки низкосортных твердых топлив (бурых и каменных углей), антрацитов, горючих сланцев, торфа, древесных отходов и т.д. на установках термохимической конверсии (газификации и пиролиза) в настоящее время возрастает в связи с неизбежным переходом мировой энергетики на малоуглеродные и неуглеродные технологии. Среди ведущих направлений предстоящей диверсификации энергетики будут технологии газификации твердых топлив.
В соответствии с этим основной целью работы является развитие существующих представлений о генерации горючих газов в плотном слое и разработка технологии их производства в газогенераторах Лурги, работающих под давлением на малозольном шубаркольском угле при паровоздушном дутье (ПВД), в том числе:
определение возможности организации эффективного процесса газификации под давлением малозольного шубаркольского угля в газогенераторах Лурги при ПВД;
определение оптимального газификационного соотношения «пар-воздух» (показателей газификации) в дутьевой смеси и диапазона надежной бесшлаковочной работы газогенераторов Лурги с ПВД при газификации шубаркольского угля (содержащего предельно низкое количество минеральной части - зольного остатка);
разработка математической модели физико-химических процессов газификации углей в плотном слое газогенератора Лурги.
Для достижения этих целей решались следующие задачи.
Анализ существующих методов газификации углей в плотном слое при ПВД, определение возможности газификации низкозольного шубаркольского угля в газогенераторах Лурги при ПВД и оптимизации соотношения объемов пара и воздуха в дутьевой смеси.
Проведение систематических экспериментальных исследований на промышленных газогенераторах Лурги, работающих на низкозольном шубаркольском угле при ПВД и определение оптимальных значений показателей газификации.
Сравнительный анализ режимов газификации угля при паровоздушном и парокислородном дутье (ПКД) и определение целесообразности работы Фабрики газификации угля на ПВ Д.
Разработка математической модели физико-химических процессов газификации углей в плотном слое газогенератора Лурги на основе анализа существующих теоретических методов и новых экспериментальных данных.
Научная новизна (положения, выносимые на защиту).
Оптимальные значения показателей газификации газогенераторов Лурги, работающих на низкозольном шубаркольском угле при ПВ Д.
Результаты экспериментальных исследований работы газогенераторов Лурги при ПВ Д под давлением.
Математическая модель физико-химических процессов газификации углей в плотном слое газогенератора Лурги.
Практическая значимость.
Разработана конструкция газогенератора Лурги под давлением, способного работать на низкозольном угле.
Проведен сравнительный анализ результатов исследований работы газогенераторов Лурги на ПКД и ПВ Д.
Анализ технико-экономических показателей работы газогенераторов Лурги показал возможность реализации технологии газификации углей на ПВД с одновременным производством кокса.
Достоверность и обоснованность научных положений определяется использованием достоверных результатов и современных мировых достижений в рассматриваемой области исследований, проведением модельных и широкомасштабных натурных экспериментальных исследований с применением современных экспериментальных методов.
Апробация работы. Результаты исследования докладывались на конференциях различного уровня: II Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные проблемы энергетики. Энергоресурсосбережение» (Самара, 2004), конференции «Техперевооружение объектов энергетики на основе продуктов и услуг Уральского турбинного завода» (Екатеринбург, 2004), 3-й Международной научно-практической конференции «Энергоресурсосбережение, оптимизация энергопотребления и обеспечение экологической безопасности на предприятиях металлургической, горной и нефтехимической промышленности» (Санкт-Петербург, 2005), I Международной научно-технической конференции и Инвест-форуме Восточно-Казахстанской области «Энергетика, экология, энергосбережение» (Казахстан, Усть-Каменогорск, 2005), IV Международной научно-технической конференции «Достижения и перспективы развития энергетики Сибири» (Красноярск, 2005), I и II Всероссийских научно-практических конференциях с международным участием «Энергетические, экологические и технологические проблемы экономики - ЭЭТПЭ-2007 и ЭЭТПЭ-2008» (Барнаул, 2007 и 2008), III
Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы энергетики» (Екатеринбург, 2007), Всероссийском семинаре кафедр вузов по теплофизике и теплоэнергетике (Красноярск, 2009), 5th International Conference on «Technical and Physical Problems of Power Engineering» TPE-2009, (Bilbao, Spain, 2009), Международной научно-технической конференции «Технологии эффективного и экологически чистого использования угля» (Москва, ВТИ, 2009).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованном ВАК, 6 тезисов и 9 докладов на конференциях различного уровня, учебное пособие и монография.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Содержит 144 страницы, 29 рисунков, 12 таблиц и 130 цитированных источников.
Твёрдое топливо для газификации в плотном слое
Классификация топлива, как сырья для получения генераторных газов. В СССР в середине прошлого века существовала классификация топлива, как сырья для получения генераторных газов [96]. Топливо по спекаемости и содержанию летучих было разбито на четыре группы (таблица 1.5). Первая группа. Топливо этой группы применялись для газификации с целью получения паровоздушного газа в слоевых полумеханизированных газогенераторах по простейшей схеме очистки газа (отсутствие смолоуловителей, простое смоловодяное хозяйство) и газа парокислород ной газификации в газогенераторах с жидким шлакоудалением, в слоевых газогенераторах типа Лурги и с дутьем, обогащенным кислородом. Вторая группа. Наиболее распространенное топливо для газификации с целью получения паровоздушного газа в слоевых газогенераторах, атмосферного и под давлением, на генераторных станциях горячего газа, в технологических схемах которых предусматривается только грубая очистка газа от пыли. Угли марок Г и СС применялись для газогенераторов с низким реактором и непрерывной механической шуровкой. Третья группа. Угли этой группы применялись для газификации с целью получения паровоздушного газа в полумеханизированных газогенераторах с очисткой газа от смолы и пыли. Четвертая группа. Топлива этой группы применялись для газификации с целью получения паровоздушного газа в слоевых газогенераторах со швелынахтой с тонкой очисткой газа от смолы и пыли и в газогенераторах простейших конструкций с грубой очисткой газа от смолы и пыли. Основные свойства твёрдого топлива.
К числу основных свойств твердого топлива, определяющих его пригодность для газификации, следует отнести: спекаемость; шлакообразующую способность; механическую и термическую прочность; гранулометрический состав; зольность и содержание влаги и серы. При этом основными характеристиками, определяющими способность отдельной марки угля к газификации в плотном слое и сам процесс газификации, являются его спекаемость и шлакообразующая способность. Для анализа поведения конкретного длиннопламенного угля в процессе его газификации в газогенераторе Лурги под давлением и с паровоздушным дутьём в данной работе будут рассмотрены только те его свойст ва, которые могут негативно воздействовать на надёжность работы оборудования и качество генераторного газа. Характеристики углей, как сырья для газификации в плотном слое. Рассмотрим характеристика углей и их пригодность к газификации в плотном слое под давлением. Для газификации под давлением пригоден широкий спектр твёрдых топлив. Были экспериментально апробированы и использованы в эксплуатации большая часть промыш-ленно добываемых в СССР бурых углей и брикетированный торф. Газификация каменных углей в плотном слое под давлением была мало изучена и промышленно не очень распространена. Спекающиеся и даже слабо спекающиеся угли для газификации под давлением были признаны не очень пригодными, так как газификация происходит в высоком слое, а давление еще больше способствует спеканию топлива. При этом газификация каменных углей даёт газ меньшей теплотворной способности (рисунок 1.1). Рассмотрим технические и некоторые другие характеристики угля. Основными техническими характеристиками топлива с энергетической точки зрения являются влажность, зольность и выход летучих.
Однако для газификации в плотном слое не менее важным, чем перечисленные выше характеристики, является и гранулометрический состав загружаемого в реактор топлива и способ его загрузки. Эти характеристики не являются техническими - гранулометрический состав - это скорее физическая характеристика топлива, а способ загрузки определяется конструктивными свойствами конкретной установки. Гранулометрический состав загружаемого в реактор топлива. Обеспечение успешного хода процессов газификации в плотном слое в значительной мере зависит от поддержания оптимального гранулометрического состава. При этом большое значение имеет величина ширины гра нулометрического состава - пределы изменения крупности кусков угля от минимального до максимального. Равномерность или различие размеров отдельных кусков топлива сказывается не только на распределении сопротивления по слою, но определяет и высоту необходимого слоя топлива. Дело в том, что, крупные куски топлива требуют больше времени для газификации, в них доступ окислителя к центру практически не происходит и это может обуславливать высокое содержание углерода в шлаке. В то же время мелкие фракции склонны создавать гораздо большее сопротивление. При газификации под давлением, благодаря малым скоростям прохождения газа в реакторах, допускается использование мелкозернистого угля. По литературным данным границей является зернистость 2-10 мм [89].
С другой стороны, в генераторе Лурги диаметром 2,6 м при давлении 2,0 МПа случалось, что куски угля даже до 10 мм выносились газом в холодильники. Первый холодильник (предохладитель) целиком забивался мелким углем. Угольная мелочь обнаруживалась также и в следующем холодильнике. Ухудшение газификации при использовании топлива с очень большой разницей в величине кусочков угля объясняется тем, что в реакторе газогенератора создаются места с различным сопротивлением для прохода газа. При газификации топлива равномерной зернистости высушивание его происходит на более коротком пути, чем топлива с неравномерной зернистостью, вследствие чего сокращается восстановительная зона, а следовательно, понижается выход метана и повышается потребление кислорода, который возмещает недостающее тепло. При очень большой разнице в размере зерен угля увеличиваются потери с недожогом и уменьшается активная поверхность топлива. Падает также выход смолы.
Схема экспериментального контроля и методика исследования анализируемых параметров и зависимостей
На рисунке 2.3 представлена схема экспериментального контроля с точками контроля анализируемых параметров работы газогенератора Лурги с паровоздушным дутьём. Как видно из рисунка, таких точек контроля основных анализируемых параметров всего 16. В каждой из указанных точек производится измерение нескольких характеристик или параметров контролируемых сред. В таблице 2.4 представлены характеристики измеряемых параметров, первичных датчиков и преобразователей. Измерение параметров и характеристик рабочих сред и методика обработки экспериментальных данных Определение состава газа. Определение объемных концентраций генераторного газа производилось лабораторными методами. Определение объемной концентрации Н2, 02, СО, С02, СН4 в генераторном газе производилось хромато графическим методом с помощью прибора «Газохром 2000», Дополнительно определение объемных концентраций 02 и С02 выполнялись газо-волюмометрическим методом при помощи установки «КГА». Точность измерения концентрации газовых компонентов составляла около ±1% (таблица 2.4). Определение расходов рабочих сред. Определение расхода пара на каждый газогенератор производится автоматически и дистанционно дифференциальным манометром «Sitrans F» по перепаду давления на измерительной диафрагме. Максимальный расход пара 6,5 т/ч. Погрешность измерения составляет около 1%. Определение расхода воздуха на каждый газогенератор производится автоматически и дистанционно дифференциальным манометром «Мет-ран 100ДД» по перепаду давления на измерительной диафрагме.
Максимальный расход - 3500 м3/ч. Погрешность измерений около 1%. Определение расхода питательной воды на каждый газогенератор производится автоматически и дистанционно расходомерным устройством «Promag 50Р». Максимальный расход - 20 м /ч. Погрешность измерений около 1%. Определение общего расхода генераторного газа производится автоматически и дистанционно дифференциальным манометром «Метран 100ДД» по перепаду давления на измерительной диафрагме. Погрешность измерений составляет около 1%. Диафрагма установлена на трубопроводе генераторного газа после системы охлаждения и очистки. Измерение значений температуры, давления и расхода рабочих сред в различных точках и сечениях конструктивных элементов газогенератора Лурги производится непрерывно и автоматически (рисунок 2.3). Показания приборов преобразуются с помощью аналого-цифровых преобразователей и дистанционно передаются на регистрирующие устройства, в память которых записываются измеренные значения параметров и характеристик сред отдельно по каждому газогенератору с установленной периодичностью (обычно опрос производится 1-2 раза в минуту). Непрерывные измеренные значения параметров и характеристик сред отдельно по каждому газогенератору выводятся на дисплеи пульта , управления и контроля технологического процесса газогенераторной станции. Как уже отмечалось выше, точность измерения основных параметров и характеристик процесса была порядка 1% (таблица 2.4). К сожалению, весьма высокая точность измерения параметров и характеристик рабочих сред сочеталась с довольно значительной нестабильностью режима работы газогенераторов. Это связано как с нестабильностью отбора генерируемого газа для очистки и транспорта потребителю, так и с периодическим автоматическим включением загрузочных шлюзов для подачи в реактор очередной порции угля. Кроме того, отмечалась некоторая неоднородность подаваемого угля по влажности, зольности и геометрическому размеру частиц, которые постоянно изменялись относительно своих средних значений. При этом на короткое время изменялся режим работы газогенератора.
Таким образом, практически на графиках зависимостей измеряемых параметров от времени появлялись точки не характерные для заданного режима работы газогенератора. Поскольку основные зависимости строились по результатам измерений, проводимых в течение длительного времени (соизмеримого с сутками), то разброс отдельных точек значительно превышал точность приборных измерений параметров процесса. Стано вится очевидным, что экспериментальные данные содержат значительное число не характерных точек, которые в теории ошибок эксперимента называются «промахами» [104-108]. Все экспериментальные зависимости, как правило, представлялись в виде линейных функций. В исключительных случаях, когда явно был виден экстремум, использовался полином второй степени. Коэффициенты заданной эмпирической функции определялись методом наименьших квадратов, например, для п экспериментальных точек с координатами (х уі), в случае линейной функции имеем: Для исключения «промахов» экспериментальных точек при построении графиков зависимостей использовался известный метод «четырех D », который заключался в следующем. Для всей совокупности экспериментальных точек определялась средняя относительная ошибка аппроксимации S, численное значение которой находилось в пределах 5-15%,
Материальный баланс и технико-экономические показатели работы газогенератора Лурги на паровоздушном дутье
На рисунке 2.13 схематически представлен газогенератор Лурги с указанием материальных потоков поступающих исходных компонентов и полученных продуктов. Видно, что основные компоненты технологического процесса, материальные потоки которых поступают в газогенератор Лурги при работе с паровоздушным дутьём (ПВД), следующие: уголь для газификации; питательная вода; аммиачно-фенольная вода; дутьевой воздух и перегретый пар дутья. процесс газификации в газогенераторе Лурги с паровоздушным дутьём проходит с весьма низкими газификационными коэффициентами даже при полезно используемом коксе в золовых остатках. Для определения технико-экономических показателей работы газогенератора с паровоздушным дутьём был выполнен расчёт его теплового баланса по методике М.Б. Равича [87, 88]. Были рассчитаны КПД газификации с учётом полезно используемого кокса по формуле 77газиф =(Гі+ 2Кі)/Є 66,4 %, где 2Г}= \/ 2г=6554 5,898=38,655 ГДж/ч - химическое теплосодержание газа (с учётом тяжёлых углеводородов); QKf=BK 2К=675 33,494=22,609 ГДж/ч - химическое теплосодержание кокса; QT[= Я (2Т=3440 26,82=92,26 ГДж/ч - химическое теплосодержание газифицируемого угля. КПД газогенератора также рассчитывался с учётом полезно используемого кокса. Кроме того в числителе учитывалось физическое тепло газа при его подогреве с 300 К до 350 К за счёт тепла полученного при охлаждении этого же газа и равного 0,536 ГДж/ч, а в знаменателе теплосодержание внешнего пара вносимого в газогенератор с дутьём. КПД газогенератора При этом следует заметить, что в балансе не учитывалось удельное химическое тепло смол выделяемых из газа и, также большей частью сжигаемого в печах обжига гидрооксида алюминия вместе с газом. В результате испытаний газогенераторов Лурги при их работе на малозольном длиннопламенном угле Шубаркольского месторождения Казахстана с паровоздушным дутьём под давлением получены обширные экспериментальные данные, которые позволяют сделать следующие выводы.
Газогенераторы Лурги надёжно работали на малозольном топливе (А =2,5-3,5%) с паровоздушным дутьём. Эксплуатация газогенератора ра ботающего на этом топливе при невозможности поддержания достаточно го слоя зольной «подушки» на колосниковых решётках невозможна без наличия в зольных остатках значительного количества непрореагировав шего кокса, содержание которого достигает 20 % всего загружаемого топ лива. Учитывая тот факт, что в технологии завода покупной кокс используется в печах спекания, то способ работы газогенераторов Лурги с паровоздушным дутьём и одновременным производством кокса становится рентабельным (КПД газификации и газогенератора возрастает с 45,2% и 42,6% до значений 66,4% и 66,1% соответственно). Оптимальные режимы работы газогенератора с точки зрения каче ства газа и надёжности работы оборудования находятся в интервале гази фикационного отношения Ki=0,4-0,6. Коэффициент К2 при этом находил ся в интервале 2,3-2,5, а парогенерация в контурах охлаждения газогенера тора находилась в пределах Q /F02 =1,8-2,0, то есть генерация внутренне го пара 2з составила около 1500 кг/ч, что почти в четыре раза превышает количество подаваемого внешнего перегретого пара Q\ (таблица 2.5). рисунке 3.1 представлены зависимости объёмных концентраций составляющих парокислородного и паровоздушного генераторных газов (%) от коэффициента газификации Кі. Как можно видеть из зависимостей для ПКД и ПВД, характеры изменения компонентов газов от величины газификационного отношения для указанных двух видов дутья отличаются. При парокислородном дутье с увеличением коэффициента газификации Ki фиксируется повышение содержания диоксида углерода и метана за счёт снижения образования монооксида углерода, что вполне соответствует рассмотренным в разделе 2.1 физико-химическим процессам, протекающим в восстановительных зонах газогенератора Лурги.
Технико-экономические показатели работы газогенераторов Лурги с паровоздушным и парокислородным дутьём
Сравнивая характеристики работы газогенераторов на обоих видах дутья можно заметить более низкую эффективность их работы на ПВД по производству генераторного газа. Но, если учитывать полезно используемый кокс, выделяемьш из зольного шлюза, эффективность газогенератора Лурги резко возрастает с КПД равного 42,6 % до 66,1%. В первую очередь это связано с двумя факторами — крайне низкой зольностью газифицируемого длиннопламенного угля и низкой температурой газификационной (дутьевой) смеси. Малая зольность угля - этот фактор присутствует при обоих способах дутья, но оказывает негативное воздействие на режимы газификации в реакторе в разной степени. При работе с ПВД и с малыми расходами пара в дутье в газогенераторе практически отсутствует возможность регулирования режима во избежание «прогаров» и шлакования. Единственной мерой воздействия на режим является ускоренная прокрутка колосниковой решётки, что приводит к увеличенным потерям с недожогом горючей части угля. Попытка использования способа увеличения расхода пара в дутье для исключения негативных процессов в активной зоне газогенератора приводит к резкому ухудшению качества вырабатываемого генераторного газа. Низкая температура газификационной (дутьевой) смеси являлась ос-новным следствием наличия в нём большого (до 3600 нм /ч) количества относительно холодного (около 310-340 К) воздуха. При наличии воздухоподогревателя в схеме и нагреве воздуха, хотя бы до 520-570 К, экономичность работы газогенератора могла бы резко повыситься. В этом случае процесс газификации мог бы проводиться с более высоким содержанием водяного пара в дутье и, соответственно, с большим образованием водорода в газе.
Свою лепту в низкую температуру газификационной смеси вносит и относительно низкая температура внешнего пара, обычно не превышавшая 610 К. Поэтому температура газификационной смеси даже при самых низких коэффициентах газификации Кі не превышала 460-465 К. При работе с парокислородным дутьём, кроме интенсификации процессов газификации за счёт снижения скорости газов (при отсутствии балласта - азота), повышается и температура газификационной смеси до 560-580 К, что приводит к качественно лучшим показателям процесса газификации в целом. Таким образом, КПД газификации при ПКД Спга3иф=72,1 %) выше, чем при ПВД (с использованием кокса) примерно на 6 %. Однако, КПД газогенератора при ПКД (11 64,7%) ниже, чем при ПВД (с использованием кокса) примерно 1,5 %. При этом следует заметить, что в расчёте КПД не учитывалась удельная теплота сгорания смол, выделяемых из газа, также большей частью сжигаемых вместе с газом в печах обжига гидрооксида алюминия. Сравнение себестоимости производства генераторного газа при ПВД и ПКД. В целом выбор вида дутья определяется владельцами оборудования, что предпочтительней - иметь качественный газ и полностью сжигать его в одних печах, замещая мазут, либо при некачественном газе, замещать часть используемого в других печах кокса и полукокса, коксом получаемым из Фабрики газификации угля. Для облегчения выбора в таблице 3.2 приведен расчёт себестоимости генераторного газа при ПВД и ПКД (цены приняты по рынку Казахстана). В таблице 3.2 представлены результаты расчёта удельной себестои-мости вырабатываемого генераторного газа в количестве 1000 нм с паровоздушным дутьём (ПВД). Для сравнения в этой же таблице приведены данные по себестоимости производства 1000 нм3 газа на той же Фабрике газификации угля (ФГУ) с парокислородным дутьём (ПКД) взятым из [64, 100, 101]. Все значения себестоимости приведены без амортизационной составляющей.
Из таблицы 3.2 видно, что удельные затраты электроэнергии на ком-примирование воздуха и кислорода на воздухоразделительной установке КА-5, составляющие по себестоимости до 30 % для паровоздушного и до 20 % для парокислородного газов являются увеличенными по сравнению с современными воздухоразделительными установками. Так, например, со временные воздухоразделительные установки подобной мощности характеризуются удельными затратами 0,32-0,34 кВт-ч/нм3 кислорода, в то время как, в нашем случае эта цифра для чисто парокислородного дутья со-ставляет примерно 0,68 кВт-ч/нм кислорода. Это объясняется тем, что воздухоразделительной установки были изготовлены заводом более тридцати лет назад. При применении современных воздухоразделительных установок себестоимость генераторного газа должна снизиться примерно на 10 %. Себестоимость генераторного паровоздушного газа в предпоследне-ей строке таблицы приведена без учёта стоимости получаемого кокса, а в последней строке - с учетом стоимости кокса (при выработке 1000 нм3 паровоздушного газа получается 103 кг кокса). В этом случае себестоимость 1 т.у.т. генераторного паровоздушного газа будет стоить 51,16 долларов США, то есть ниже себестоимости генераторного парокислородного газа.
