Исследование паровоздушной газификации низкосортных глей Украины
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:
Доц. Ковбык А.А.
(раздел работы, должность, фамилия, инициалы) (подпись)
охрана труда доц. Герасименко В.А
экономическая часть ас. Гетьман О.А.
Заведующий кафедры Гулямов Ю.М.
(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 гля, 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 гля. 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.
Введение 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
3.2 Техническая характеристика гля 33
3.3 Влияние скорости подачи газифицирующих агентов 33
3.4 Анализ полученных данных 34
4. Охрана труда 35
Оценка словий, в которых проводилась исследовательская работа. 35
Мероприятия по обеспечению безопасности и здоровых условий труда в лаборатории 36
Характеристика помещения по пожаро- и взрывоопасностью 43
Противопожарные меры безопасности 44
5. Экономическая часть 47
Определение длительности работы 47
Денежные расходы на проведение исследования 49
Расчет расходов на сырье и материалы 49
Расчет расхода на заработную плату 50
Расчет объёма начисления на заработную плату 51
Расчет расхода на электроэнергию 51
Амортизационные отчисления 52
Накладные расходы 53
Стр.
5.3 Расчёт цены исследования 54
6. Выводы 56
Литература 57
украинский государственный химико-технологический ниверситет
Факультет ТВМС Кафедра ХТТ
Специальность химическая технология топлива и глеродных материалов
УТВЕРЖДАЮ
Зав. кафедры Гулямов Ю.М.
«» 2003 г.
ЗАДАНИЕ
на дипломную работу студента
Могутнова Виктора Викторовича
- Тема работы
утвержден приказом по институту от «»2003 г. №
2.Время сдачи студента готовой работы
- Исходные данные к работе
- Содержание расчетно-пояснительной записки (перечисление вопросов, которые предстоит решить)
- Перечисление графического материала
ВВЕДЕНИЕ
Быстрое развитие производственных сил, связана с большим расходом топлива и глеводородного сырья, неравномерность и сложность добычи горючих ископаемых сопровождается ростом цен и величение транспортных расходов и материальных затрат.
В химической индустрии наиболее неотложной задачей является перевод гольной базы производства связанного азота, синтетического метанола. Этот перевод сулит меньшать 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.
Работ с твердым топливом в аппаратурно-техническом плане сложнее, чем с жидкими и газообразными глеводородами. Добыча и транспортировка твердого топлива, его сушке, измельчение, подача в газогенератор, даление 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 дельных капитальных затрат, меньшение КПД процесса, величение 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 гля, имеет давнюю историю с периодами бурного развития и спадами. Впервые горючий газ из гля получил англичанин Мэрдок в 1792 г. как попутный продукт при производстве "светильного масла". К 50-м годам XIX в. практически во всех крупных и средних городах Европы и Северной Америки действовали газовые заводы для производства отопительного, бытового и светильного газа [2]. Это был "золотой век" газификации гля. Начиная с 60-х годов XIX в., все более серьезную конкуренцию глю начинает оказывать нефть. В начале 1960-х годов разработка месторождений дешевой нефти на Ближнем Востоке и в Западной Сибири привела практически к полной ликвидации этой отрасли промышленности. Сохранились лишь небольшие островки в никальных регионах. Например, в ЮАР углепереработка (главным образом на основе газификации гля) стала крупной промышленным сектором из-за эмбарго на поставку нефти. Началось триумфальное шествие нефти. Однако же в 1972 г. оно омрачилось первым "энергетическим кризисом", который по существу был спровоцирован на политической основе странами-участниками ОПЕК. Мировые цены на нефть подскочили с 5-7 до 24 долл. США за баррель (1 т сырой нефти сорта Brent ≈ 8,06 баррелей), и стало ясно, что углепереработку списывать в архив рано, так как в большинстве развитых стран много гля и мало или совсем нет нефти. Интересно заметить, что если бы не этот первый "энергетический кризис", то крах социалистической системы мог наступить еще в 1970-е гг. Активный приток "нефтедолларов" продлил агонию Р. Этот кризис преподнес цивилизованному миру очень важный рок. Во-первых, все осознали, что запасы глеводородного сырья распределены крайне неравномерно и неудобно, и, во-вторых, эти запасы - исчерпаемы. Запасы же гля и других твердых горючих ископаемых – нефтяных сланцев, битумных песков, торфа и т.п. распределены более равномерно, и сроки их исчерпания оценивается многими сотнями лет. Но самый главный результат этот кризиса заключается в активизации работ по энергосбережению.
К прогнозам исчерпаемости природных ресурсов следует относиться очень осторожно. Как правило, за ними стоят политическая конъюнктура и зко 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” гля. Была популярна точка зрения, что "нефть – это эпизод в эпоху гля". Панические прогнозы относительно перспектив нефтяного рынка инициировали разработку новых технологических процессов переработки гля, причем приоритетным было получение жидкого топлива, как прямым ожижением гля, так и косвенным, т.е. синтезом жидких глеводородов из “угольного” синтез-газа. В США, Великобритании, Германии, Японии, бывшеми ряде других стран при государственной поддержке были начаты масштабные программы создания технологий глепереработки. В какой-то мере это напоминало гонку конца 1940-х начала 1950-х годов в области создания атомной бомбы. В ней частвовали сотни фирм с мировыми именами и к 1980-м годам были сооружены десятки демонстрационных и пилотных становок для газификации, ожижения и термической переработки гля.
В середине 1980-х годов интерес к глепереработке пошел на быль. причин несколько. Во-первых, политикой "кнута и пряника" США становили контроль над странами - производителями нефти. Наиболее амбициозных (Ирак, Иран) наказали в назидание другим. В результате рост цен на нефть замедлился. В течение 1980-х годов цены на нефть снизились с 40 долл. США за баррель (что соответствует примерно 65 долл. США за баррель в современных ценах с поправкой на инфляцию) до минимального ровня 9,13 долл. США за баррель в декабре 1998 г. и в настоящее время колеблются в "коридоре" 17-27 долл. США за баррель.
Во-вторых, эффективно сработали государственные программы энергосбережения, что в конечном итоге привело к снижению темпа роста потребления нефти и природного газа. С середины 1970-х годов энергоемкость единицы ВВП в развитых странах снизилась на 22 %, нефтеемкость на 38 % [3].
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 глем следует ожидать после середины XXI в., замену природного газа глем – к концу века. Если, конечно, не произойдет прорыва в развитии технологии ядерного синтеза.
В-четвертых, ни одна из разрабатываемых технологий не позволила повысить рентабельность процесса получения жидкого топлива из гля в такой степени, чтобы "синтетическая нефть" могла конкурировать с природной нефтью.
В итоге “эпоха гля” не наступила и интерес к переработке гля меньшился. Большинство программ было свернуто, оставшиеся - радикально резаны. Более десятка проектов были завершены на стадии 5-летней готовности, т.е. при изменении конъюнктуры рынка глеводородного сырья можно в течение 5 лет на основе демонстрационных становок производительностью 10-60 т/ч по глю развернуть промышленное производство. Если от коммерческого использования технологий прямого и непрямого ожижения гля в конце 1980-х гг. пока отказались, то интерес к газификации гля хотя и меньшился, но не прекратился. Например, в ряде регионов, где природного газа нет или мало (Северная Америка, Китай и др.), использование газа из гля для синтеза метанола и аммиака экономически оправдано и построен ряд промышленных предприятий.
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, продукты сгорания используются при генерации пара для паровой турбины. Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water, США, шт. Калифорния, мощностью 100 Вт (60 т/ч по углю) была построена в 1983 г. Использовался газогенератор Texaco с подачей топлива в виде водо-угольной суспензии. После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростанций с внутри цикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 Вт. На рис.1 приведены данные по мировому производству газа из твердых топлив с 1970 г., в табл. 1.2 – структура его потребления.
Рис. 1. Суммарная мощность газогенераторных становок
С + НО = СО + Н2 — 132,57 Дж/кмоль глерода (2.4)
В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: оксид глерода и водород.
В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так, возможна реакция между оксидом глерода и водяным паром:
СО + Н2О=СО2 + Н2 + 43,1 Дж/кмоль (2.6)
При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан:
СО + ЗН2 =СН4 + НО + 203,7 Дж/кмоль (2.7)
который в словиях процесса подвергается термическому распаду
СН4 —> С + Н2 —71,1 Дж/кмоль (2.8)
Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующегося газа, который изменяется по высоте газогенератора. После окислительной и восстановительной зон, называемых вместе зоной газификации, выходят горячие газы при температуре 800—900 °С. Они нагревают голь, который подвергается пиролизу в вышележащей зоне. Эту зону принято называть зоной пиролиза, или зоной полукоксования. Выходящие из этой зоны газы подогревают голь в зоне сушки. Вместе эти две зоны образуют зону подготовки топлива. Таким образом, при слоевой газификации сочетается термическая переработка топлива и собственно газификация полукокса или кокса, полученного в зоне подготовки топлива. Поэтому газ, отводимый из аппарата, содержит не только компоненты, образовавшиеся в процессе газификации, но и продукты пиролиза исходного твердого горючего ископаемого (газ пиролиза, пары смолы, водяной пар). При охлаждении отводимого из газогенератора газа происходит конденсация смолы и воды, которые далее необходимо очистить и подвергнуть переработке.
В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газификации, как отмечалось выше, поступает уже не голь, кокс, а из окислительной зоны выводится раскаленный шлак, который охлаждается в чаше 4 с водой, выполняющей одновременно функции гидравлического затвора, затем выводится из аппарата.
Из изложенного выше следует, что газификация представляет собой сложное сочетание гетерогенных и гомогенных процессов. Возможно и последовательное, и параллельное протекание этих реакций. Механизм этих процессов до сих пор еще до конца не выяснен. Так, если первой стадией взаимодействия кислорода и глерода в зоне горения считают образование поверхностного глерод-кислородного адсорбционного комплекса, то вопрос о том, что является первичным продуктом взаимодействия водяного пара с раскаленным коксом, является предметом дискуссий.
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 казанных продуктов (равновесный) меньшается при повышении давления.
Равновесие экзотермической реакции (2.6) сдвинуто в сторону образования исходных продуктов при температурах выше 1 °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, также скоростью диффузии. При температурах 700—800 °С процесс газификации тормозится преимущественно химической реакцией, при температурах выше 900 °С — преимущественно диффузией. В реальных словиях суммарный процесс газификации протекает в промежуточной области, и скорость его зависит от кинетических и диффузионных факторов.
Процессы газификации интенсифицируют путем повышения температуры, величения давления газификации (что позволяет значительно величить парциальные давления реагирующих веществ), также величения скорости дутья, концентрации кислорода в дутье или развития реакционной поверхности.
Для приближения процесса газификации к кинетической области используют тонкоизмельченный голь и ведут процесс при высоких скоростях газовых потоков.
Выход газа, его состав и теплот сгорания изменяются в зависимости от того, что используется в качестве дутья. Названия газов, получаемых при использовании различных видов дутья, приведены ниже:
Дутье Название
Сухой воздух Воздушный газ
Смесь воздуха и водяного пара
Полуводяной газ
Водяной
пар (при внешнем
подводе тепла)
Водяной газ
Смесь кислорода и водяного пара Оксиводяной газ (газ парокислородного дутья)
Для сопоставления составов и свойств этих газов следует сделать следующие допущения: газовая смесь состоит только из горючих компонентов (единственный возможный балласт — азот воздуха); газифицируется чистый глерод; не учитываются потери тепла. Газы, отвечающие этим допущениям, называют идеальными генераторными газами.
Получаемые на практике генераторные газы отличаются по выходу и составу от идеальных. Во-первых, голь нельзя считать чистым углеродом, поэтому выход горючих компонентов в расчете на 1 кг органической массы гля всегда значительно меньше. В первую очередь это относится к молодым глям, отличающимся высоким содержанием кислорода, тем более к торфу.
Во-вторых, в генераторных газах всегда содержится заметное количество СО2. Химическое равновесие в газогенераторах не достигается, поэтому содержание СО2 всегда превышает равновесную концентрацию.
В-третьих, в зоне подготовки гля 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.
В реальных словиях газификации вследствие неравномерного распределения зон и смешения потоков часть горючих газов сгорает с образованием водяного пара и СО2. Кроме того, в реальных словиях газификации неизбежны различные тепловые потери (в окружающую среду, с горячими газами, со шлаком и носимым топливом). Поэтому фактические значения термических коэффициентов полезного действия значительно меньше величин, рассчитанных для идеальных словий.
Процессы газификации можно классифицировать по следующим признакам:
1) по теплоте сгорания получаемых газов (в Дж/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 глерода) 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 даления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление, жидкое шлакоудаление;
6) по давлению газификации: при атмосферном (0,1 — 0,13 Па), среднем (до 2—3 Па) и высоком давлении (выше 2—3 Па);
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 гля в неподвижном (стационарном) слое, позволяющие применять гли почти всех марок и получать химические продукты с минимальным количеством стадий. Применяя паровоздушную газификацию гля позволяет дешевить получение генераторного газа, причем процесс идет при атмосферном давлении.
Выбранный процесс имеет ряд существенных достоинств перед другими способами газификации глерода твердого топлива:
- возможность построения агрегатов большой единичной мощности;
- универсальность метода, который позволяет применять все виды гля, также переход с паро-воздушного дутья на кислородное и парокислородное дутье;
- небольшая металлоемкость;
- малое количество стадий для подготовки гля.
Основные параметры выбранного процесса газификации представлены в таблице 3.1
Основные параметры выбранного процесса газификации
Таблица 3.1
|
Показатель |
Процесс газификации |
|
Крупность гля, мм |
1…3 |
|
Температуры, 0С |
|
|
- паровоздушная смесь |
400 |
|
- газогенератор |
950 |
|
Масса загружаемого гля, гр |
50 |
3.1. Принцип работы лабораторной становки
Изучение процесса паровоздушной газификации низкосортного Павлоградского гля проводили на лабораторной становке периодического действия с газогенератором стационарного типа рис .
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 гля. 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 чет расхода воздуха, пара, выхода газа, замер температур.