Видео смотреть бесплатно
Смотреть узбекский видео
Официальный сайт jetune 24/7/365
Смотреть видео бесплатно
|
||||||||||||
|
РефератыХимия (545)Исследование паровоздушной газификации низкосортных углей Украины
Размер: 102.32 KB
Скачан: 48 Добавлен: 15.09.2005 министерство образования Украины украинский государственный химико-технологический университет кафедра химической технологии топлива пояснительная записка к дипломной работе на тему ________________________________________________________ Студент группы 5-ХТТ-17 Могутнов В.В. __________ (шифр группы, фамилия, инициалы) (подпись) Руководитель работы доц. каф. Ковбык А.А. __________ (должность ,фамилия, инициалы) (подпись) Консультанты: __________ (раздел работы, должность, фамилия, инициалы) (подпись) охрана труда доц. Герасименко В.А экономическая часть ас. Гетьман О.А.
(фамилия, инициалы) (подпись) Днепропетровск 2003 РЕФЕРАТ С. 57; табл.14; рис.4; библиогр. ссылок 10; чертеж. 1 Уголь, газификация, генераторный газ, газогенератор В общей части дипломной работы был проведен литературный анализ методов газификации угля, выбор о обоснование принципиальной технологической схемы получения генераторного газа методом паровоздушной газификации. Приведены параметры и описания процесса, произведен экономический расчет цены исследования. На основании технического анализа по содержанию балластных компонентов и выходу летучих, выбрано сырьё процесса газификации. Изучено влияние скорости подачи окислителей на степень конверсии угля. Выбраны основные оптимальные показатели процесса переработки низкосортного обогащенного концентрата: расход воздуха и пара, температура. В дипломной работе приведены меры по технике безопасности, промышленной санитарии и противопожарной техники, при проведении в испытательной лаборатории. А также рассчитаны затраты на проведении исследовательской части и определена цена исследования. СОДЕРЖАНИЕ стр.
6 1. Литературный обзор 7 2. Физико-химические основы процесса газификации 22 3. Выбор, обоснование и описание технологической схемы 28 3.1 Принцип работы лабораторной установки 29 2. Техническая характеристика угля 33 3. Влияние скорости подачи газифицирующих агентов 33 4. Анализ полученных данных 34 4. Охрана труда 35 1. Оценка условий, в которых проводилась исследовательская работа. 35 2. Мероприятия по обеспечению безопасности и здоровых условий труда в лаборатории 36 3. Характеристика помещения по пожаро- и взрывоопасностью 43 4. Противопожарные меры безопасности 44 5. Экономическая часть 47 1. Определение длительности работы 47 2. Денежные расходы на проведение исследования 49 1. Расчет расходов на сырье и материалы 49 2. Расчет расхода на заработную плату 50 3. Расчет объёма начисления на заработную плату 51 4. Расчет расхода на электроэнергию 51 5. Амортизационные отчисления 52 6. Накладные расходы 53 Стр. 5.3 Расчёт цены исследования 54 6. Выводы 56 Литература 57 украинский государственный химико-технологический университет
Специальность химическая технология топлива и углеродных материалов УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедры Гулямов Ю.М. _____________________ «_____» _______2003 г. ЗАДАНИЕ на дипломную работу студента Могутнова Виктора Викторовича 1. Тема работы ____________________________________________________________ __________________________________________________________________________ утвержден приказом по институту от «____»______________2003 г. №______________ 2.Время сдачи студента готовой работы _______________________________________________ 3. Исходные данные к работе ________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечисление вопросов, которые предстоит решить) __________________________________________________________________________ _______________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 5. Перечисление графического материала __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ ВВЕДЕНИЕ Быстрое развитие производственных сил, связана с большим расходом топлива и углеводородного сырья, неравномерность и сложность добычи горючих ископаемых сопровождается ростом цен и увеличение транспортных расходов и материальных затрат. В химической индустрии наиболее неотложной задачей является перевод угольной базы производства связанного азота, синтетического метанола. Этот перевод сулит уменьшать крупнотонажность химических предприятий от сезонных колебаний в снабжении природным газом, освободить от применения значительных количеств жароупорных легированных сталей. Переход на твердое топливо несёт и ряд негативных явлений для промышленного производства. Анализ, подготовка производства и преодоление трудностей является задачей науки. Работа с твердым топливом в аппаратурно-техническом плане сложнее, чем с жидкими и газообразными углеводородами. Добыча и транспортировка твердого топлива, его сушке, измельчение, подача в газогенератор, удаление золы, очистка технологического газа все это требует помощи механических и технологических приспособлений. Кроме того, все технологические операции требуют энергетических затрат. Таким образом, переход на новую сырьевую базу связан: с ростом удельных капитальных затрат, уменьшение КПД процесса, увеличение расхода рабочей силы на тонну конечного продукта. Но с какими бы затратами не был связан этот переход, его нельзя рассматривать как альтернатива, это неизбежная необходимость. И чем раньше будет развита подготовка к этому переходу, тем он пройдет более безболезненно. Наиболее важным звеном при решении задачи- это проблема газификации твердого топлива- получение генераторного газа [1]. 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР Газификация угля – производство горючего (технологического) газа при неполном окислении органической массы угля, имеет давнюю историю с периодами бурного развития и спадами. Впервые горючий газ из угля получил англичанин Мэрдок в 1792 г. как попутный продукт при производстве К прогнозам исчерпаемости природных ресурсов следует относиться очень осторожно. Как правило, за ними стоят политическая конъюнктура и узко корпоративные интересы. В 1970-1980 гг. научная периодика была полна прогнозов, согласно которым сегодня, в 2002 г., мы должны были добывать из недр остатки нефти и газа. Предрекалось, что в период 1995-2020 гг. начнется второй “золотой век” угля. Была популярна точка зрения, что "нефть В середине 1980-х годов интерес к углепереработке пошел на убыль. причин несколько. Во-первых, политикой "кнута и пряника" США установили контроль над странами - производителями нефти. Наиболее амбициозных (Ирак, В-третьих, динамичное развитие нефтегазовой отрасли и масштабные работы по разведке новых месторождений нефти и газа показали, что запасы углеводородного сырья на самом деле значительно больше, чем предполагалось. Последние 20 лет ежегодный прирост разведанных запасов нефти и газа опережает их потребление, и прогнозные сроки исчерпания регулярно отодвигаются. По достаточно авторитетным данным глобальную замену нефти углем следует ожидать после середины XXI в., а замену природного газа углем – к концу века. Если, конечно, не произойдет прорыва в развитии технологии ядерного синтеза. В итоге “эпоха угля” не наступила и интерес к переработке угля уменьшился. Большинство программ было свернуто, а оставшиеся - радикально урезаны. Более десятка проектов были завершены на стадии 5-летней готовности, т.е. при изменении конъюнктуры рынка углеводородного сырья можно в течение 5 лет на основе демонстрационных установок производительностью 10-60 т/ч по углю развернуть промышленное производство. В 1990-е годы бурное развитие получила внутрицикловая газификация для производства электроэнергии, т.е. использование бинарного цикла, при котором горючий газ утилизируется в газовой турбине, а продукты сгорания используются при генерации пара для паровой турбины. Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water, США, шт. Рис. 1. Суммарная мощность газогенераторных установок Динамика потребления газа из угля в мире Таблица 1.2 Приведенные данные наглядно демонстрируют ускорение динамики вовлечения газификации угля в мировую промышленность. Повышенный интерес к внутрицикловой газификации угля в развитых странах объясняется двумя причинами. Во-первых, ТЭС с внутрицикловой газификацией экологически менее опасна. Благодаря предварительной очистке газа сокращаются выбросы оксидов серы, азота и твердых частиц. Во-вторых, использование бинарного цикла позволяет существенно увеличить КПД электростанции и, следовательно, сократить удельный расход топлива. В табл.1.2 приведены характерные величины удельных выбросов и Величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией и с традиционным сжиганием угля Таблица 1.2 Необходимо отметить, что удельные капитальные затраты при использовании внутрицикловой газификации составляют примерно 1500 долл. США за 1кВт с перспективой снижения до 1000-1200 долл. США, в то время как для традиционной угольной ТЭС удельные капитальные затраты составляют примерно Для современной химической промышленности и энергетики требуются газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 т/ч и более. К началу 1970- х годов в промышленном масштабе было реализовано три типа газогенераторов . Cлоевые газогенераторы. В разное время действовало более 800 газогенераторов, в том числе более 30 газогенераторов “Лурги” с единичной мощностью по углю до 45 т/ч. После 1977 г. введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов “Лурги”. . Газогенераторы Винклера с кипящим слоем. Было сооружено более 40 аппаратов с единичной мощностью до 35 т/ч по углю. . Пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х годов эксплуатировалось более 50 аппаратов с единичной мощностью до 28 т/час по углю. Не случайно все самые мощные газогенераторы имели немецкое происхождение. Причина в том, что в Германии нет собственной нефти, но имеются большие запасы угля. В 1920-1940 гг. в Германии была реализована беспрецедентная по масштабам программа углепереработки с производством моторных топлив, металлургического топлива, газов различного назначения и широкого спектра продуктов углехимии, включая пищевые продукты. Во время второй мировой войны с использованием жидких продуктов пиролиза, прямого и непрямого ожижения угля производилось до 5,5 млн. т в год моторного топлива. Именно немецкие разработки того времени определили на многие десятилетия стратегию развития технологий углепереработки, в том числе газификации топлива. Если проанализировать конструктивные особенности и принцип действия современных промышленных газогенераторов (к настоящему времени до промышленного масштаба доведено еще более десяти конструкций газогенераторов), можно выделить четыре основополагающих инженерных решения. Были попытки использовать и ряд других технических решений для создания новых газогенераторов: использование внешнего теплоносителя, в том числе тепла ядерного реактора; газификация в расплавах солей, железа, шлака; двух - трехступенчатая газификация; газификация в плазме; каталитическая газификация и др. В 1930-1950 гг. были разработаны теоретические основы физико- химических процессов горения и газификации угля, выполнены фундаментальные исследования, не потерявшие актуальности до настоящего времени. В данном направлении неоспоримо лидерство советских ученых: А.С.Предводителева, Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердых топлив от бурых углей до антрацитов. Активность твердых топлив и скорость газификации в значительной степени зависит от минеральных составляющих, выступающих в роли катализаторов. Относительное каталитическое влияние микроэлементов углей при газификации может быть представлено рядом: Mn>Ba>>B, Pb, Be>>Y, Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu. К основным параметрам, характеризующим отдельные процессы газификации твердых топлив, могут быть отнесены: - тип газифицирующего агента; - температура и давление процесса; - способ образования минерального остатка и его удаление; - способ подачи газифицирующего агента; - способ подвода тепла в реакционную зону. Все эти параметры взаимосвязаны между собой и во многом определяются конструктивными особенностями газогенераторов. Обычно газифицирующими агентами служат воздух, кислород и водяной пар. При паро-воздушном дутье отпадает необходимость в установке воздухоразделения, что удешевляет процесс, но получается газ низкокалорийный, поскольку сильно разбавлен азотом воздуха. Температура газификации в зависимости от выбранной технологии может колебаться в широких пределах 850-2000 0С. диапазон давлений газификации от В газогенераторах с жидким шлакоудалением процесс проводят при температурах выше температуры плавления золы (обычно выше 1300-1400 0С). По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию топлива при газификации различают слоевые процессы, при которых слой кускового топлива продувается по противоточной схеме газифицирующими агентами, а также объёмные процессы, в которых большей частью по прямоточной схеме топливная пыль взаимодействует с соответствующем дутьем. Процесс газификации угля первого поколения: Лурьги, Винклера и Большинство крупных газогенераторов на твердом топливе работают по прямому процессу с газификацией топлива в движущемся слое. При этом движение топлива и дутья происходит навстречу друг другу. По этой схеме подаваемое в газогенератор дутьё происходит через шлковую зону, где оно несколько подогревается, и далее поступает в зону горения топлива при недостатке кислорода. Кислород дутья вступает в реакции с углеродом образуя оксид и диоксид углерода одновременно. Основными недостатками процесса Лурьги является сравнительно небольшая скорость разложения водяного пара дутья, необходимость использования водяного пара как охлаждающего теплоносителя, предотвращающего сплавления и спекания золы, а также содержания в газе высших углеводородов и фенолов [9]. Повышение температуры реализовано в процессе БГЛ с жидким шлакоудалением, разработанном фирмой “ British gas “ на основе процесса Процесс Винклера основан на использовании псевдоожиженного слоя топлива. Принцип газификации мелкозернистого топлива в кипящем слое заключается в том, что при определенной скорости дутья и крупности топлива, лежащей на решетки слой топлива приходит в движение. Процесс Винклера обеспечивает высокую производительность, возможность переработки различных углей и управлением составом конечных продуктов. Однако в этом процессе велики потери непрореагированного угля до По методу Винклера в разных странах работают 16 заводов ( Испании, В США разработан процесс газификации угля в аппарате с последующей агломерацией золы- так называемый процесс-V, предназначенный для производства низкокалорийного газа, который может быть использован в качестве сырья для получения водорода, аммиака или метанола, а также как топлива. Газификацию проводят в присутствии кислорода и паров воды в псевдоожиженном слое при давлении 5,7-7 МПа и температуре 980-1100 0С. Вследствие высокой температуры процесса для газификации могут быть использованы угли любого типа включая спекающиеся, а полученный газ беден метаном и не содержит конденсирующиеся углеводородов, что облегчает его последующую очистку. К недостаткам процесса можно отнести низкое давление, повышенный расход кислорода, необходимость тонкого размола топлива [5]. Первый промышленный газогенератор этого типа производительностью 4 тыс. м3 в час синтез газа, был создан в 1954 году. По методу Коппер-Тотцека в мире работают 16 заводов (Япония, Греция и другие). Газогенератор Коппер- Известны неудачные попытки осуществить прямоточную факельную газификацию в условиях сухого золоудаления. В настоящее время газификацию угольной пыли проводят с жидким шлакоудалением. Для этой цели получили распространение газогенераторы вертикального типа, близкие по конструктивному оформлению к котельным агрегатам с пылеугольным сжиганием Большие работы по созданию газогенераторов для газификации пылевидных топлив под высоким давлением с жидким шлакоудолением проводит американская фирма “Тексако”, которая является первопроходцем в применении для газификации водо-угольных суспензий. В газогенератор подают водную суспензию угля с концентрацией до 70% (мас.), что упрощает решение многих технических вопросов и позволяет автоматизировать процесс [5]. В 1984 году японской фирмой “Убе Индастриз” пущен крупнейший в мире газогенератор Недостатком этого способа подачи угля является значительный расход тепла на испарение воды в газогенераторе, но уголь не требует предварительной сушки и исключается подача пара в газогенератор . Процесс Производство газа из твердых горючих ископаемых может осуществляться на основе двух технологических приёмов: в газогенераторах наземного типа и под землёй (подземная газификация угля). Подземную газификацию углей как метод физико-химического превращения угля в горючий газ непосредственно на месте залегания угольных пластов впервые начали реализовывать в бывшем Советском Союзе в 1933 году. В начале Основные стадии процесса подземной газификации углей- бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами по угольному пласту, и наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или кислородного дутья и извлечение из других скважин образовавшегося газа. Газообразование в канале происходит за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля. Недостатки традиционной технологии подземной газификации угля- низкая теплота сгорания получаемого газа, за счет осуществления процесса на воздушном дутье, недостаточная стабильность и управляемость процесса, недостаточная экологическая чистота предприятий подземной газификации углей, прежде всего из-за неполного улавливания соответствующих продуктов, большой объём буровых и подготовительных работ, достигающей в себестоимости газа 30-35%; несмотря на это традиционная подземная газификация является надежной базой для её дальнейшего совершенствования. В США наиболее интенсивные работы по подземной газификации угля были начаты в 1972 году. В течении 1972-1989 годах было проведено более тридцати экспериментов в различных горно-геологических условиях. Если первые полевые работы проводили на воздушном дутье с получением низкокалорийного газа, то основное большинство последующих испытаний осуществляли на парокислородном дутье с получением среднекалорийного газа. В настоящее время наиболее детальное и квалифицированное исследование возможностей подземной газификации угля в США осуществляет компания “Энерджи Интернейшинал”. В докладе ее президента А.Г. Синглтона проанализированы результаты подземной газификации угля в США и сформулированы некоторые аспекты. Основные выводы исследований подземной газификации угля следующие: 1) Эксплуатационные затраты на производство генераторного газа при подземной газификации угля меньше, чем при надземной газификации угля. 2) Капитальные затраты, при близких по размерам предприятий, гораздо меньше чем при подземной газификации угля. 3) Экологические показатели технологии подземной газификации угля выходят на максимум при более низкой производительности предприятия. 4) Синтез-газ при подземной газификации угля вполне успешно конкурирует с аналогичным продуктом, получаемым при паровым риформинге природного газа. Широкомасштабное промышленное внедрение подземной газификации угля в нашей стране возможно только при условии повышения степени управляемости процесса, одновременном снижении удельных затрат и увеличении использовании угольного пласта. Основные резервы повышения эффективности подземной газификации угля. - совершенствование схемы газификации к конструкции подземного газогенератора с целью активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхности огневого забоя, несмотря на выгазовывания угольного пласта. - Снижение непроизводительных потерь тепла. - Большие перспективы открываются перед подземной газификации угля при переходе на большие глубины 700 м и более. Американские исследователи провели технико-экономическое сравнение различных вариантов использования генераторного газа, полученного при надземной газификации угля и подземной газификации угля. Согласно этим данным, применение подземной газификации угля позволяет снизить эксплуатационные затраты по сравнению с наземной газификацией угля при производстве генераторного газа. Практически более 78% запасов каменных и почти 34% бурых углей Украины могут быть использованы для подземной газификации угля. На основании обобщения литературных и с учетом реальных условий воплощение на территории Украины нами выбрана схема паровоздушная газификации угля в стационарном слое. 2.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА Газификацией называют высокотемпературные процессы взаимодействия органической массы твердых или жидких горючих ископаемых или продуктов их термической переработки с воздухом, кислородом, водяным паром, диоксидом углерода или их смесями, в результате которых органическая часть топлива обращается в горючие газы. Единственным твердым остатком при газификации должна явиться негорючая часть угля — зола. В действительности не удается полностью перевести органическую массу угля в газ, и в шлаке остается часть горючей массы топлива. Общие принципы работы аппаратов для газификации — газогенераторов—можно рассмотреть на примере простейшего газогенератора, изображенного на рис 2. Рис. 2. Схема работы слоевого газогенератора: Б — изменение состава газа по высоте газогенератора (паровоздушное дутье, обогащенное кислородом)- 1 — кислород, 2 — водяной пар, 3 Газогенератор такого типа представляет собой вертикальную шахту из листовой стали, футерованной огнеупорным кирпичом. В верхней части его имеется загрузочный люк, снабженный затвором 1. В нижней части газогенератора установлена колосниковая решетка 3, через которую в шахту непрерывно подается газифицирующий агент. Сверху непрерывно поступает уголь. При подаче в газогенератор воздуха в зоне, расположенной непосредственно у колосниковой решетки (окислительная зона, или зона горения), происходит горение твердого горючего ископаемого с образованием 2С + О2 = 2СО + 218,8 МДж/кмоль углерода (2.1) С + О2 = СО2 + 394,4 МДж/кмоль углерода (2.2) Образующийся диоксид углерода в восстановительной зоне восстанавливается новыми порциями углерода в оксид углерода: СО2 + С = 2СО— 175,6 МДж/кмоль углерода (2.3) Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар, то в восстановительной зоне дополнительно протекают реакции: С + Н2О = СО + Н2 — 132,57 МДж/кмоль углерода (2.4)
В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: оксид углерода и водород. В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так, возможна реакция между оксидом углерода и водяным паром: СО + Н2О=СО2 + Н2 + 43,1 МДж/кмоль (2.6) При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан: СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 203,7 МДж/кмоль (2.7) который в условиях процесса подвергается термическому распаду СН4 —> С + 2Н2 —71,1 МДж/кмоль (2.8) В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газификации, как отмечалось выше, поступает уже не уголь, а кокс, а из окислительной зоны выводится раскаленный шлак, который охлаждается в чаше 4 с водой, выполняющей одновременно функции гидравлического затвора, а затем выводится из аппарата. В газогенераторе протекает ряд экзотермических и эндотермических реакций. Равновесия реакций (2.1) и (2.2) смещены в сторону образования СО и СО2. Равновесие эндотермических реакций (2.3) — (2.5) при повышении температуры смещены в сторону образования соответственно СО и Н2, но выход указанных продуктов (равновесный) уменьшается при повышении давления. Равновесие экзотермической реакции (2.6) сдвинуто в сторону образования исходных продуктов при температурах выше 1000 °С и не зависит от давления. Образование метана по реакции (2.7) более вероятно при повышении давления газификации. Термодинамические расчеты позволяют определить равновесные составы газов в зависимости от температуры и давления газификации. Однако использовать результаты этих расчетов для предсказания реального состава газов трудно из-за значительных различий в скоростях реакций и влияния на процесс ряда технологических факторов. Скорость реакций газификации лимитируется скоростью химических превращений в газовой фазе и на поверхности твердой фазы, а также скоростью диффузии. При температурах 700—800 °С процесс газификации тормозится преимущественно химической реакцией, а при температурах выше Процессы газификации интенсифицируют путем повышения температуры, увеличения давления газификации (что позволяет значительно увеличить парциальные давления реагирующих веществ), а также увеличения скорости дутья, концентрации кислорода в дутье или развития реакционной поверхности. Для приближения процесса газификации к кинетической области используют тонкоизмельченный уголь и ведут процесс при высоких скоростях газовых потоков. Выход газа, его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от того, что используется в качестве дутья. Названия газов, получаемых при использовании различных видов дутья, приведены ниже: Дутье Название Смесь воздуха и водяного пара Водяной пар (при внешнем подводе тепла) Водяной газ
Оксиводяной газ (газ парокислородного дутья) Для сопоставления составов и свойств этих газов следует сделать следующие допущения: газовая смесь состоит только из горючих компонентов Получаемые на практике генераторные газы отличаются по выходу и составу от идеальных. Во-первых, уголь нельзя считать чистым углеродом, поэтому выход горючих компонентов в расчете на 1 кг органической массы угля всегда значительно меньше. В первую очередь это относится к молодым углям, отличающимся высоким содержанием кислорода, а тем более к торфу. Во-вторых, в генераторных газах всегда содержится заметное количество В-третьих, в зоне подготовки угля образуются пары воды и летучие продукты термического разложения, которые попадают в состав газа. В любом газе содержится большее или меньшее количество азота, что снижает реальную теплоту сгорания газа, так как при сжигании газа часть тепла расходуется на нагревание балластного азота. 1) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДж/м3): получение газов с низкой (4,18—6,70), средней (6,70—18,80) и высокой (31—40) теплотой сгорания; 2) по назначению газов: для энергетических (непосредственного сжигания) и технологических (синтезы, производство водорода, технического углерода) целей; 3) по размеру частиц используемого топлива: газификация крупнозернистых, мелкозернистых и пылевидных топлив; 4) по типу дутья: воздушное, паровоздушное, кислородное, парокислородное, паровое; 5) по способу удаления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление, жидкое шлакоудаление; 7) по характеру движения газифицируемого топлива: в псевдостационарном опускающемся слое, в псевдоожиженном (кипящем) слое, в движущемся потоке пылевидных частиц; 8) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800 °С), среднетемпературная (800—1300 °С) и высокотемпературная (выше 1300 °С); 9) по балансу тепла в процессе газификации: автотермический (стабильная температура поддерживается за счет внутренних источников тепла в системе) и аллотермические, т. е. нуждающиеся в подводе тепла со стороны для поддержания процесса газификации. Внешний подвод тепла можно осуществлять с помощью твердых, жидких и газообразных теплоносителей [10]. 3. ВЫБОР, ОБОСНОВАНИЕ И ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ В предложенной нами работе принят метод паровоздушной газификации угля в неподвижном (стационарном) слое, позволяющие применять угли почти всех марок и получать химические продукты с минимальным количеством стадий. Выбранный процесс имеет ряд существенных достоинств перед другими способами газификации углерода твердого топлива: - возможность построения агрегатов большой единичной мощности; - универсальность метода, который позволяет применять все виды угля, а также переход с паро-воздушного дутья на кислородное и парокислородное дутье; - небольшая металлоемкость; - малое количество стадий для подготовки угля. Основные параметры выбранного процесса газификации представлены в таблице 3.1 Основные параметры выбранного процесса газификации Таблица 3.1 3.1. Принцип работы лабораторной установки Изучение процесса паровоздушной газификации низкосортного Газогенератор имел высоту 0.5 м, внутренний диаметр 0.04 м. Объем реакционной зоны составлял 0.05 м. Воздух компрессором (1) направляется в парообразователь (5), где смешивается с паром, образующимися в парообразователе при подаче воды из резервуара (3). Полученная паровоздушная смесь заданной температуры поступала в газогенератор (6), на решетку в которую предварительно загружалась навеска угля. Температурный режим в реакторе поддерживался электронагревателем (7). Выходящий из газогенератора газ охлаждался в холодильнике (8), проходил сепаратор (9), фильтр-смолоотделитель (10) и далее направляется на хроматографический анализ (12). Контрольно- измерительная аппаратура обеспечивает учет расхода воздуха, пара, выхода газа, замер температур. [pic] Рис. 1. Схема лабораторной установки по газификации угля. На схеме: 1–компрессор; 2–расходомер; 3–резервуар для воды; 4–гидрозатвор; 3.2. Техническая характеристика угля Для проведения эксперимента применяли обогащенный концентрат Технический анализ углей выполняли в соответствии с ГОСТами 6379-59, Влажность угля определялся по формуле W=((a-b)/a)*100 %, где а- навеска угля до сушки, г; в- навеска угля после сушки ,г. Зольность Аа=(в*100)/а ,% где в- влажность зольного остатка, г Выход летучих веществ Va=((b*100)/a)-W ,% Полученные результаты приведены в табл 3.1 |Уголь |Технический анализ | Таким образом, в результате проведения исследований установлено, что данные угли отвечают трабованиям, предъявляемому к сырью для газификации. 3.3. Влияние скорости подачи газифицирующих агентов. Исследовано влияние скорости подачи окислителей на степень конверсии угля в условиях данной лабораторной установки. Серию опытов проводили при постоянном соотношении воздух/пар = 7:1 и температуре в газогенераторе 950 Так как скорость газового потока определяет время контакта окислителя с топливом, то установлено, что при одинаковой продолжительности процесса, низкая интенсивность дутья не обеспечивает достаточной конверсии угля. В тоже время при превышении оптимальной скорости подачи, реагирующие вещества не успевают взаимодействовать полностью. В результате получаемый газ содержит больше негорючих компонентов в своем составе и степень превращения угля уменьшается. Кроме того, значительно возрастает вероятность уноса. Рис. 3.1. Влияние скорости подачи газифицирующих агентов на степень превращения угля. С учетом выше изложенного, была выбрана скорость подачи газифицирующих агентов 1,7 мл/мин. 3.4. Анализ полученных данных Чтобы выбрать оптимальный расход показателей газифицирующих агентов был проведена серия экспериментов. В качестве входных переменных использовали расход воздуха и расход пара. Температура в реакционной зоне составляла 950 0С, газа на выходе из реактора 700 0С. Скорость роста температуры в газогенераторе 15 0С/мин. В приведённой табл. 3.2 видно, что если увеличить расхода пара в дутье с 0,4 до 0,6 кг на 1 кг рабочего топлива, степень разложения пара уменьшается. При этом на выходе наблюдается возрастание концентрации водорода и снижение оксида углерода. Концентрация диоксида углерода в газе возрастает, т.к. реакция его образования является источником тепла для осуществления эндотермических реакций разложения водяного пара, что приводит к некоторому снижению теплоты сгорания газа, и это частично компенсируется за счет увеличения содержания водорода. Кроме того, увеличивается выход газа. Также увеличение пара в дутья приводит к торможению процессов пиролиза, обусловленных спекаемостью исходного угля. Это имеет прежде всего большое технологическое значение, т.к. повышает устойчивость работы установки. При увеличении расхода воздуха теплота сгорания получаемого газа уменьшается, хотя выход его достаточно высокий. В составе газа наблюдается более высокое содержание азота, диоксида углерода, остаточного кислорода. Таким образом, при недостатке окислителей наблюдается низкая степень конверсии угля, а излишек компонентов дутья ведет к получению большего количества газа, но низкокалорийного. Поэтому, необходимо произвести серию экспериментов по газификации для определения оптимальных условий. В области расходов, которая составляла для воздуха и пара 2,5-3,5 м3 и 0,4-0,5 кг, соответственно. Сравнительные результаты опытов газификации обогащенного концентрата марки ДГ. Таблица 3.1 Сравнительные результаты паровоздушной газификации в выбранной области расходов окислителей Таблица 3.2 4.ОХРАНА ТРУДА 4.1. Оценка условий, в которых проводилась исследовательская работа. Данной работой предусматривалось исследование твердых горючих ископаемых в частности угля, в исследовательской лаборатории кафедры химической технологии топлива и углеродных материалов УДХТУ. К группе физически-вредных промышленных факторов во время проведения работ в исследовательской лаборатории относят: - повышенная температура 9500С поверхности оборудования, может быть получены ожог руки; - повышенный уровень шума 20 дБ, в следствии работы лабораторных установок, может привести к снижению слуха, поражение центральной нервной системы, органов пищеварения и др.; - опасный уровень напряжения в электрической цепи оборудования (380 В), замыкание может произойти через тело человека, это очень опасно, возможны смертельные случаи; - повышенный уровень вибрации от работы лабораторных установок, негативно действует на нервную систему, приводит к нарушению координации движения человека, возможны виброзаболевания. Во время исследования в воздух помещения может попадать газообразные вещества: водород, оксид и диоксид углерода, метан. Вдыхаемый в больших количествах оксид углерода поступает в кровь, уменьшает приток кислорода к тканям, повышает количество сахара в крови, ослабляет подачу кислорода к сердцу. У здоровых людей этот эффект проявляется в уменьшении способности выносить физические нагрузки. У людей с хроническими болезнями сердца он может воздействовать на всю жизнедеятельность организма. По степени влияния на организм человека вредные вещества определяются на четыре класса опасности. Класс опасности вредных веществ определяется в зависимости от предельно допустимой концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны. Оксид углерода: ПДК= 20 мг/м3, класс опасности – 4-й – вещество малоопасное. Бензин: ПДК=100 мг/м3 ,класс опасности – 4-й- вещество малоопасное. 4.2. Мероприятия по обеспечению безопасности и здоровых условий труда в лаборатории Электрическое оборудование в исследовательской лаборатории питается переменным током напряжением 380/220 В, частотой 50 Гц. По степени электроопасности лаборатория относиться к категории помещений с повышенной опасностью, потому что имеет токопроводящий железобетонный пол. Основным способом по образовании электрической безопасности в лаборатории при применении электрического оборудования это заземление. Для заземления оборудования предусматривается трубчатое заземление, размещенное по контуру постройки, где находится лаборатория. Для искусственного заземления применяют вертикальные электроды. В качестве вертикальных электродов применяют стальные трубы длиною 2,5 м, диаметром 3 см. Сопротивление растекания тока одного вертикального электрода определяют по формуле 2.1: Re=[pic] (4.1)
100Ом*м, l- длина трубчатого электрода, 2,5 м; d- диаметр трубчатого электрода, 0.03 м; t- глубина размещения середины электрода от поверхности земли, t=t0+l/2=2 м t0- расстояние от верхней точки трубчатого заземления до поверхности земли Re=[pic] Ом Поскольку Re>Rдоп , т.е. 36,73 Ом > 4 Ом , определяем количество заземлений без учета соединительного проводника: n’=Re/Rдоп (4.2) где Rдоп – допустимое сопротивление заземляющего устройства, 4 Ом. (4.3) где [pic][pic]e – коэффициент использования вертикальных электродов, который учитывает обоюдное экранирования, [pic]e =0.55 (заземление размещено по контуру). n =10/0.55[pic]18 Сопротивление растекания тока соединительной полосы, без учета экранирования определяется по формуле : Rш=[pic] (4.4) где b- ширена соединительной полосы , 0.03 м , По формуле (4.4): Rш=[pic] Ом Общее сопротивление заземляющего устройства определяется по формуле R з=[pic] (4.5) где [pic]ш- коэффициент использования соединительной штанги , [pic]ш= 0.27 Rз=[pic] Oм Таким образом Rз |
|
Смотреть онлайн бесплатно
Онлайн видео бесплатно