додати матеріал


Паровоздушная газифікація вугілля

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

міністерство освіти України
український державний хіміко-технологічний університет
кафедра хімічної технології палива
 
 
 
 
 
пояснювальна записка
до дипломної роботи
на тему ________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________________________________________________
Студент групи 5-ХТТ-17 Могутнє В.В. __________
(Шифр групи, прізвище, ініціали) (підпис)
Керівник роботи доц. каф. Ковбик А.А. __________
(Посада, прізвище, ініціали) (підпис)
Консультанти:
Доц. Ковбик А.А. __________
(Розділ роботи, посада, прізвище, ініціали) (підпис)
охорона праці доц. Герасименко В.А __________
економічна частина ас. Гетьман О.О. __________
Завідувач кафедри Гулямов Ю.М. __________
(Прізвище, ініціали) (підпис)

Дніпропетровськ 2003


РЕФЕРАТ
С. 57; табл.14; рис.4; бібліогр. посилань 10; креслення. 1
Вугілля, газифікація, генераторний газ, газогенератор
У загальній частині дипломної роботи було проведено літературний аналіз методів газифікації вугілля, вибір про обгрунтування принципової технологічної схеми отримання генераторного газу методом пароповітряної газифікації. Наведено параметри та описи процесу, проведений економічний розрахунок ціни дослідження.
На підставі технічного аналізу за змістом баластних компонентів і виходу летких, вибрано сировину процесу газифікації.
Вивчено вплив швидкості подачі окислювачів на ступінь конверсії вугілля. Вибрані основні оптимальні показники процесу переробки низькосортного збагаченого концентрату: витрата повітря і пари, температура.
У дипломній роботі наведено заходи з техніки безпеки, промислової санітарії та протипожежної техніки, при проведенні у випробувальній лабораторії. А також розраховані витрати на проведення дослідної частини та визначено ціну дослідження.

ЗМІСТ

стор

Введення 6

1. Літературний огляд 7
2. Фізико-хімічні основи процесу газифікації 22
3. Вибір, обгрунтування і опис технологічної схеми 28
3.1 Принцип роботи лабораторної установки 29
3.2 Технічна характеристика вугілля 33
3.3 Вплив швидкості подачі газифікуючих агентів 33
3.4 Аналіз отриманих даних 34
4. Охорона праці 35
4.1 Оцінка умов, в яких проводилася дослідницька робота. 35
4.2 Заходи щодо забезпечення безпеки і здорових умов праці в лабораторії 36
4.3 Характеристика приміщення за пожежо-та вибухонебезпечність 43
4.4 Протипожежні заходи безпеки 44
5. Економічна частина 47
5.1 Визначення тривалості роботи 47
5.2 Грошові витрати на проведення дослідження 49
5.2.1 Розрахунок витрат на сировину і матеріали 49
5.2.2 Розрахунок витрати на заробітну плату 50
5.2.3 Розрахунок обсягу нарахування на заробітну плату 51
5.2.4 Розрахунок витрати на електроенергію 51
5.2.5 Амортизаційні відрахування 52
5.2.6 Накладні витрати 53


Стор.
5.3 Розрахунок ціни дослідження 54
6. Висновки 56
Література 57
український державний хіміко-технологічний університет
Факультет ТВМС Кафедра ХТТ
Спеціальність хімічна технологія палива і вуглецевих матеріалів
ЗАТВЕРДЖУЮ
Зав. кафедри Гулямов Ю.М.
_____________________
«_____» _______2003 Р.

ЗАВДАННЯ

на дипломну роботу студента

Могутнова Віктора Вікторовича


  1. Тема роботи ____________________________________________________________
__________________________________________________________________________
затверджено наказом по інституту від «____»______________ 2003 р. № ______________
2.Час здачі студента готової роботи _______________________________________________
  1. Вихідні дані до роботи ________________________________________________
__________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
  1. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перерахування питань, які належить вирішити)
_________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
  1. Перерахування графічного матеріалу
__________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
ВСТУП
Швидкий розвиток виробничих сил, пов'язана з великою витратою палива та вуглеводневої сировини, нерівномірність і складність видобутку горючих копалин супроводжується зростанням цін і збільшення транспортних витрат і матеріальних витрат.
У хімічній індустрії найбільш нагальним завданням є переклад вугільної бази виробництва пов'язаного азоту, синтетичного метанолу. Цей переклад обіцяє зменшувати крупнотонажность хімічних підприємств від сезонних коливань у постачанні природного газу, звільнити від застосування значних кількостей жаротривких легованих сталей.
Перехід на тверде паливо дає і ряд негативних явищ для промислового виробництва. Аналіз, підготовка виробництва та подолання труднощів є завданням науки.
Робота з твердим паливом у апаратурно-технічному плані важче, ніж з рідкими і газоподібними вуглеводнями. Видобуток природного газу твердого палива, його сушки, подрібнення, подача в газогенератор, видалення золи, очищення технологічного газу все це вимагає допомогою механічних і технологічних пристосувань. Крім того, всі технологічні операції вимагають енергетичних витрат.
Таким чином, перехід на нову сировинну базу пов'язаний: зі зростанням питомих капітальних витрат, зменшення ККД процесу, збільшення витрати робочої сили на тонну кінцевого продукту. Але з якими б витратами не був пов'язаний цей перехід, його не можна розглядати як альтернатива, це неминуча необхідність. І чим раніше буде розвинена підготовка до цього переходу, тим він пройде більш безболісно. Найбільш важливою ланкою при вирішенні завдання-це проблема газифікації твердого палива-отримання генераторного газу [1].
1. ЛІТЕРАТУРНИЙ ОГЛЯД
Газифікація вугілля - виробництво пального (технологічного) газу при неповному окисненні органічної маси вугілля, має давню історію з періодами бурхливого розвитку та спадами. Вперше горючий газ з вугілля отримав англієць Мердок в 1792 р. як попутний продукт при виробництві "світильного олії". До 50-х років XIX ст. практично у всіх великих і середніх містах Європи та Північної Америки діяли газові заводи для виробництва опалювального, побутового та світильного газу [2]. Це був "золотий вік" газифікації вугілля. Починаючи з 60-х років XIX ст., Все більш серйозну конкуренцію вугіллю починає надавати нафту. На початку 1960-х років розробка родовищ дешевої нафти на Близькому Сході і в Західному Сибіру призвела практично до повної ліквідації цієї галузі промисловості. Збереглися лише невеликі острівці в унікальних регіонах. Наприклад, у ПАР углепереработка (головним чином на основі газифікації вугілля) стала великою промисловим сектором через ембарго на постачання нафти. Почалося тріумфальний хід нафти. Проте вже в 1972 р. воно запаморочилось першим "енергетичну кризу", який по суті був спровокований на політичній основі країнами-учасниками ОПЕК. Світові ціни на нафту підскочили з 5-7 до 24 дол США за барель (1 т сирої нафти сорту Brent ≈ 8,06 барелів), і стало ясно, що углепереработка списувати в архів рано, тому що в більшості розвинених країн багато вугілля та мало або зовсім немає нафти. Цікаво зауважити, що якщо б не цей перший "енергетичну кризу", то крах соціалістичної системи міг настати ще в 1970-і рр.. Активний приплив "нафтодоларів" продовжив агонію СРСР. Ця криза підніс цивілізованого світу дуже важливий урок. По-перше, всі усвідомили, що запаси вуглеводневої сировини розподілені вкрай нерівномірно і незручно, і, по-друге, ці запаси - вичерпними. Запаси ж вугілля та інших твердих горючих копалин - нафтових сланців, бітумних пісків, торфу і т.п. розподілені більш рівномірно, і терміни їх вичерпання оцінюється багатьма сотнями років. Але найголовніший результат цей кризи полягає в активізації робіт з енергозбереження.
До прогнозів вичерпності природних ресурсів слід ставитися дуже обережно. Як правило, за ними стоять політична кон'юнктура і вузько корпоративні інтереси. У 1970-1980 рр.. наукова періодика була сповнена прогнозів, згідно з якими сьогодні, в 2002 р., ми повинні були добувати з надр залишки нафти і газу. Пророкували, що у період 1995-2020 рр.. розпочнеться другий "золотий вік" вугілля. Була популярна точка зору, що "нафта - це епізод в епоху вугілля". Панічні прогнози щодо перспектив нафтового ринку ініціювали розробку нових технологічних процесів переробки вугілля, причому пріоритетним було отримання рідкого палива, як прямим зрідження вугілля, так і непрямим, тобто синтезом рідких вуглеводнів з "вугільного" синтез-газу. У США, Великобританії, Німеччини, Японії, колишньому СРСР і ряді інших країн при державній підтримці були розпочаті масштабні програми створення технологій вуглепереробки. У якійсь мірі це нагадувало гонку кінця 1940-х початку 1950-х років в області створення атомної бомби. У ній брали участь сотні фірм зі світовими іменами і до 1980-х років були споруджені десятки демонстраційних і пілотних установок для газифікації, зрідження і термічної переробки вугілля.
У середині 1980-х років інтерес до углепереработка пішов на спад. причин декілька. По-перше, політикою "батога і пряника" США встановили контроль над країнами - виробниками нафти. Найбільш амбіційних (Ірак, Іран) покарали в науку іншим. У результаті зростання цін на нафту сповільнилося. Протягом 1980-х років ціни на нафту знизилися з 40 дол США за барель (що відповідає приблизно 65 дол США за барель у сучасних цінах з поправкою на інфляцію) до мінімального рівня 9,13 дол США за барель у грудні 1998 р . і в даний час коливаються в "коридорі" 17-27 дол США за барель.
По-друге, ефективно спрацювали державні програми енергозбереження, що в кінцевому підсумку призвело до зниження темпу зростання споживання нафти і природного газу. З середини 1970-х років енергоємність одиниці ВВП у розвинених країнах знизилася на 22%, а нефтеемкостью на 38% [3].
По-третє, динамічний розвиток нафтогазової галузі та масштабні роботи з розвідки нових родовищ нафти і газу показали, що запаси вуглеводневої сировини насправді значно більше, ніж передбачалося. Останні 20 років щорічний приріст розвіданих запасів нафти і газу випереджає їх споживання, і прогнозні терміни вичерпання регулярно відсуваються. За достатньо авторитетним даними глобальну заміну нафти вугіллям слід очікувати після середини XXI ст., А заміну природного газу вугіллям - до кінця століття. Якщо, звичайно, не відбудеться прориву в розвитку технології ядерного синтезу.
По-четверте, жодна з розроблюваних технологій не дозволила підвищити рентабельність процесу отримання рідкого палива з вугілля в такій мірі, щоб "синтетична нафта" могла конкурувати з природного нафтою.
У підсумку "епоха вугілля" не настала і інтерес до переробки вугілля зменшився. Більшість програм було згорнуто, а решта - радикально урізано. Більше десятка проектів були завершені на стадії 5-річної готовності, тобто при зміні кон'юнктури ринку вуглеводневої сировини можна протягом 5 років на основі демонстраційних установок продуктивністю 10-60 т / год по вугіллю розгорнути промислове виробництво. Якщо від комерційного використання технологій прямого і непрямого зрідження вугілля в кінці 1980-х рр.. поки відмовилися, то інтерес до газифікації вугілля хоч і зменшився, але не припинився. Наприклад, у ряді регіонів, де природного газу немає або мало (Північна Америка, Китай тощо), використання газу з вугілля для синтезу метанолу й аміаку економічно виправдано і побудований ряд промислових підприємств.
У 1990-і роки бурхливий розвиток отримала внутрицикловой газифікація для виробництва електроенергії, тобто використання бінарного циклу, при якому горючий газ утилізується в газовій турбіні, а продукти згоряння використовуються при генерації пари для парової турбіни. Перша комерційна електростанція з внутрицикловой газифікацією - Cool Water, США, шт. Каліфорнія, потужністю 100 МВт (60 т / год по вугіллю) була побудована в 1983 р. Використовувався газогенератор Texaco з подачею палива у вигляді водо-вугільної суспензії. Після 1993 р. в різних країнах було введено в експлуатацію 18 електростанцій з всередині циклової газифікацією твердого палива потужністю від 60 до 300 МВт. На рис.1 наведено дані по світовому виробництву газу з твердих палив з 1970 р., а в табл. 1.2 - структура його споживання.
Рис. 1. Сумарна потужність газогенераторних установок
 
 
 
Динаміка споживання газу з вугілля в світі
Таблиця 1.2
Цільове використання
Використання в 2001 р., МВт по газу
Частка в 2001 р.,%
Вводиться в експлуатацію до кінця 2004 р., МВт по газу
Річний приріст потужності в 2002-2004 рр..,%
Хімічне виробництво
18 000
45
5 000
9,3
Внутрицикловой газифікація (виробництво електроенергії)
12 000
30
11 200
31
Синтез за Фішером-Тропша
10 000
25
0
0
ВСЬОГО
40 000
100
17 200
14,3
Наведені дані наочно демонструють прискорення динаміки залучення газифікації вугілля у світову промисловість. Підвищений інтерес до внутрицикловой газифікації вугілля в розвинених країнах пояснюється двома причинами. По-перше, ТЕС з внутрицикловой газифікацією екологічно менш небезпечна. Завдяки попередньому очищенні газу скорочуються викиди оксидів сірки, азоту і твердих частинок. По-друге, використання бінарного циклу дозволяє істотно збільшити ККД електростанції і, отже, скоротити питомі витрати палива.
У табл.1.2 наведено характерні величини питомих викидів і ККД на ТЕС з внутрицикловой газифікацією і для ТЕС з традиційним спалюванням вугілля.
Величини питомих викидів і ККД на ТЕС з внутрицикловой газифікацією і з традиційним спалюванням вугілля
Таблиця 1.2
Параметри
Традиційна вугільна ТЕС
ТЕС з внутрицикловой газифікацією
Концентрація шкідливих речовин у димових газах
(Для вугільної ТЕС - згідно Євростандарту), мг / м 3
- SO x
- NO x
- Тверді частинки
130
150
16
10
30
10
Електричний ККД,%
33-35
42-46
Необхідно зазначити, що питомі капітальні витрати при використанні внутрицикловой газифікації складають приблизно 1500 дол США за 1кВт з перспективою зниження до 1000-1200 дол США, в той час як для традиційної вугільної ТЕС питомі капітальні витрати становлять приблизно 800-900 дол США за 1 кВт. Ясно, що ТЕС з внутрицикловой газифікацією твердого палива більш приваблива за наявності екологічних обмежень у місці розміщення і при використанні досить дорогого палива, оскільки витрата палива на 1 кВт скорочується. Ці умови характерні для розвинених країн. В даний час використання внутрицикловой газифікації твердого палива вважається найперспективнішим напрямом в енергетиці.
Для сучасної хімічної промисловості та енергетики потрібні газогенератори з одиничною потужністю по вугіллю 100 т / год і більше. До початку 1970-х років в промисловому масштабі було реалізовано три типи газогенераторів [4].
· Cлоевие газогенератори. У різний час діяло понад 800 газогенераторів, у тому числі понад 30 газогенераторів "Лургі" з одиничною потужністю по вугіллю до 45 т / ч. Після 1977 р. введено в експлуатацію ще 130 газогенераторів "Лургі".
· Газогенератори Вінклера з киплячим шаром. Було споруджено понад 40 апаратів з одиничною потужністю до 35 т / год по вугіллю.
  • Пиловугільні газогенератори Копперс-Тотцека. До початку 1970-х років експлуатувалося більше 50 апаратів з одиничною потужністю до 28 т / год по вугіллю.
Не випадково всі найпотужніші газогенератори мали німецьке походження. Причина в тому, що в Німеччині немає власної нафти, але є великі запаси вугілля. У 1920-1940 рр.. в Німеччині була реалізована безпрецедентна за масштабами програма углепереработки з виробництвом моторних палив, металургійного палива, газів різного призначення і широкого спектру продуктів вуглехімії, включаючи харчові продукти. Під час другої світової війни з використанням рідких продуктів піролізу, прямого і непрямого зрідження вугілля вироблялося до 5,5 млн. т на рік моторного палива. Саме німецькі розробки того часу визначили на багато десятиліть стратегію розвитку технологій углепереработки, в тому числі газифікації палива.
Якщо проаналізувати конструктивні особливості та принцип дії сучасних промислових газогенераторів (до цього часу до промислового масштабу доведено ще більше десяти конструкцій газогенераторів), можна виділити чотири основних інженерних рішення.
1. Створення Фріцем Вінклером (концерн BASF) в 1926 р. газогенератора з киплячим шаром. Ця технологія стала основою для сучасних процесів HTW (Hoch-Temperatur Winkler) і KRW (Kellogg-Rust-Westinghouse) та ін
2. Розробка фірмою "Лургі" в 1932 р. шарового газогенератора, що працює під тиском 3 МПа. Використання підвищеного тиску для інтенсифікації процесу газифікації реалізовано майже у всіх сучасних промислових газогенераторах.
3. Розробка Генріхом Копперс та Фрідріхом Тотцека в 1944-45 рр.. пиловугільного газогенератора з рідким шлакоудалением. Перший промисловий апарат цього типу був побудований в 1952 р. у Фінляндії. Пиловугільних принцип газифікації з рідким шлакоудалением реалізований в промислових апаратах Destec, Shell, Prenflo, розроблених на основі газогенератора Копперс-Тотцека, в апараті Texaco та ін Видалення шлаку в рідкому вигляді реалізовано в шаровому газогенераторі BGL (British Gas-Lurgy), розробленому на основі газогенератора Лургі.
4. Розробка фірмою Texaco у 1950-ті роки газифікаторів для переробки важких нафтових залишків. Всього побудовано більше 160 таких установок. У 1970-ті роки була розроблена модифікація апарату Texaco для газифікації водо-вугільної суспензії. Принцип подачі вугілля в апарат у вигляді водо-вугільної суспензії використаний і в газогенераторе Destec.
Були спроби використовувати і ряд інших технічних рішень для створення нових газогенераторів: використання зовнішнього теплоносія, в тому числі тепла ядерного реактора; газифікація в розплавах солей, заліза, шлаку; двох - триступенева газифікація; газифікація в плазмі; каталітична газифікація та ін
У 1930-1950 рр.. були розроблені теоретичні основи фізико-хімічних процесів горіння та газифікації вугілля, виконані фундаментальні дослідження, які не втратили актуальності до теперішнього часу. У даному напрямку незаперечно лідерство радянських вчених: А. С. Предводітелева, Л. Н. Хитрина, Я. Б. Зельдовича, Н. В. Лаврова, Д.А.Франк-Каменецького, Б. В. Канторовича і ін
Газифікації можуть бути піддані будь-які види твердих палив від бурого вугілля до антрацитів.
Активність твердих палив та швидкість газифікації в значній мірі залежить від мінеральних складових, які виступають в ролі каталізаторів. Відносне каталітичний вплив мікроелементів вугілля при газифікації може бути представлено рядом:
Mn> Ba>> B, Pb, Be>> Y, Co> Ga> Cr> Ni> V> Cu.
До основних параметрів, що характеризує окремі процеси газифікації твердих палив, можуть бути віднесені:
- Тип газифицирующего агента;
- Температура і тиск процесу;
- Спосіб утворення мінерального залишку і його видалення;
- Спосіб подачі газифицирующего агента;
- Спосіб підведення тепла в реакційну зону.
Всі ці параметри взаємопов'язані між собою і багато в чому визначаються конструктивними особливостями газогенераторів.
Зазвичай газифицирующими агентами служать повітря, кисень і водяна пара. При паро-повітряному дуття відпадає необхідність в установці воздухоразделенія, що здешевлює процес, але виходить газ низькокалорійний, оскільки сильно розбавлений азотом повітря.
Температура газифікації в залежності від обраної технології може коливатися в широких межах 850-2000 0 С. діапазон тисків газифікації від 0.1 до 10.0 МПа і вище. Газифікація під тиском краща у випадках отримання газу, використовуваного потім його в синтезах, які проводяться при високому тиску (знижуються витрати на стиск синтез-газу).
У газогенераторах з рідким шлакоудалением процес проводять при температурах вище температури плавлення золи (зазвичай вище 1300-1400 0 С). "Сухозольние" газогенератори працюють при більш низьких температурах, і зола із нього виводиться в твердому вигляді [6].
За способом подачі газифицирующего агента і станом палива при газифікації розрізняють шарові процеси, при яких шар кускового палива продувається по противоточной схемою газифицирующими агентами, а також об'ємні процеси, в яких здебільшого по прямоточною схемою паливний пил взаємодіє з відповідному дуттям.
Процес газифікації вугілля першого покоління: Лурьги, Вінклера і Копперс-Тотцека, досить добре вивчені і застосовуються в промисловості в ряді країн для отримання в основному синтез-газу і замінник природного газу.
Більшість великих газогенераторів на твердому паливі працюють за прямим процесу з газифікацією палива в рухомому шарі. При цьому рух палива і дуття відбувається назустріч один одному. За цією схемою подається в газогенератор дуття відбувається через шлковую зону, де воно дещо підігрівається, і далі надходить у зону горіння палива при нестачі кисню. Кисень дуття вступає в реакції з вуглецем утворюючи оксид і діоксид вуглецю одночасно.
Основними недоліками процесу Лурьги є порівняно невелика швидкість розкладання водяної пари дуття, необхідність використання водяної пари як охолоджуючого теплоносія, що запобігає сплавлення і спікання золи, а також вмісту в газі вищих вуглеводнів і фенолів [9].
Підвищення температури реалізовано в процесі ВГЛ з рідким шлакоудалением, розробленому фірмою "British gas" на основі процесу Лурьги. Цим способом можна переробляти малореакціонние і коксівне вугілля широкого гранулометричного складу. Виділені з газу смоли і пил повертають у газогенератор, причому кількість повернення може доходити до 15% на вугілля. Процес перевірений на установки потужністю по вугіллю 350 т / добу. У Ухтфільде. Процес вважається перспективним для застосування в США, де ведуться роботи щодо його вдосконалення [10].
Процес Вінклера заснований на використанні псевдоожиженного шару палива. Принцип газифікації дрібнозернистого палива в киплячому шарі полягає в тому, що при певній швидкості дуття і крупності палива, що лежить на решітки шар палива приходить в рух.
Процес Вінклера забезпечує високу продуктивність, можливість переробки різних вугілля та управлінням складом кінцевих продуктів. Однак у цьому процесі великі втрати непрореагировавшего вугілля до 20-30% (мас.), що виноситься з реактора, що веде до втрати теплоти і зниження енергетичної ефективності процесу. Псевдозрідженим шар відрізняється великою чутливістю до зміни режиму процесу, а низький тиск лімітується продуктивність газогенераторів [5].
За методом Вінклера в різних країнах працюють 16 заводів (Іспанії, Японії, Німеччини, Кореї та інші). Газогенератор типу Вінклера має діаметр 5,5 м; висоту 23 м і максимальна одинична потужність діючих газогенераторів цього типу в даний час складає 33 тис. м 3 газу на годину [6].
У США розроблений процес газифікації вугілля в апараті з подальшою агломерацією золи-так званий процес-V, призначений для виробництва низькокалорійного газу, який може бути використаний в якості сировини для одержання водню, аміаку або метанолу, а також як палива. Газифікацію проводять у присутності кисню і парів води в псевдозрідженому шарі при тиску 5,7-7 МПа і температурі 980-1100 0 С. Вугільний пил відокремлюється в циклонах, причому із зовнішнього циклону пил повертається у газогенератор. Газ не містить рідких продуктів, що полегшує його очищення [6].
Внаслідок високої температури процесу для газифікації можуть бути використані вугілля будь-якого типу включаючи спікаються, а отриманий газ бідний метаном і не містить конденсуються вуглеводнів, що полегшує його наступну очищення. До недоліків процесу можна віднести низький тиск, підвищений витрата кисню, необхідність тонкого розмелу палива [5].
Перший промисловий газогенератор цього типу продуктивністю 4 тис. м 3 на годину синтез газу, був створений в 1954 році. За методом Коппер-Тотцека у світі працюють 16 заводів (Японія, Греція та інші). Газогенератор Коппер-Тотцека з двома форсунками має діаметр 3-3,5 м; довжину 7,5 м і обсяг 28 м 3 на годину [6].
Відомі невдалі спроби здійснити прямоточну факельну газифікацію в умовах сухого золовидалення. В даний час газифікацію вугільного пилу проводять з рідким шлакоудалением. Для цієї мети набули поширення газогенератори вертикального типу, близькі за конструктивним оформленням до котельних агрегатів з пиловугільним спалюванням (Бабкок-Вількокс) і газогенератори з горизонтальною камерою газифікації (Копперс-Тотцека).
Великі роботи зі створення газогенераторів для газифікації пиловидних палив під високим тиском з рідким шлакоудоленіем проводить американська фірма "Тексако", яка є першопрохідцем у застосуванні для газифікації водо-вугільних суспензій. У газогенератор подають водну суспензію вугілля з концентрацією до 70% (мас.), що спрощує вирішення багатьох технічних питань і дозволяє автоматизувати процес [5]. У 1984 році японською фірмою "Убе Індастріз" пущений найбільший у світі газогенератор Тексако потужністю по вугіллю 1500 тонн на добу, що виробляє газ для синтезу аміаку [7]. На заводі Aioi (Японія) у 1987 році була споруджена пілотна установка продуктивністю 6 тонн на добу вугілля для газифікації водо-вугільних су суспензії по процесу Тексако, як найбільш прогресивному. За проектними даними процес здійснюється під тиском 1,96-2,94 МПа при температурі 1400 0 С з отриманням суміші газів з оксиду вуглецю, діоксиду вуглецю і водню, до 1991 року проводилися науково-дослідні роботи спільно з "Tokyo Electric Power Co" і було перероблено 533 тонни вугілля. Ступінь конверсії вуглецю досягала 100%. У синтез-газі містилося до 52,3% оксиду вуглецю, 33,2% водню, 12,7% діоксиду вуглецю. На повітряному дуття при підігріві суспензії до 150 0 С ступінь конверсії сягала 72% [8].
Недоліком цього способу подачі вугілля є значна витрата тепла на випаровування води в газогенераторе, але вугілля не вимагає попереднього сушіння і виключається подача пари в газогенератор. Процес Тексако характеризується також підвищеним питомою витратою кисню 400-450 м 3 на 1000 м 3 синтез-газу. Співвідношення вугілля: вода в суспензії коливається в різних межах від 70:30 до 45:55. Водо-вугільні суспензії використовуються також для газифікації під тиском 10 МПа в газогенераторе Бі-2ес. Крім того, при експлуатації устаткування газогенераторних станцій, на яких використовуються водо-вугільні суспензії, виявлено труднощі щодо запобігання корозії циркуляційних насосів і інжекційних клапанів. Однак ці недоліки не зменшують значущості, так як процес високоефективний [9].
Виробництво газу з твердих горючих копалин може здійснюватися на основі двох технологічних прийомів: у газогенераторах наземного типу, і під землею (підземна газифікація вугілля).
Підземну газифікацію вугілля як метод фізико-хімічного перетворення вугілля в горючий газ безпосередньо на місці залягання вугільних пластів вперше почали реалізовувати в колишньому Радянському Союзі в 1933 році. На початку 60-х років експлуатували п'ять дослідно-промислових станцій "Подземгаз", в тому числі в Україну на кам'яному вугіллі-Лисичанську в Донбасі.
Основні стадії процесу підземної газифікації вугілля-буріння з поверхні землі на вугільний пласт свердловин, поєднання цих свердловин каналами по вугільному пласту, і нарешті, нагнітання в одні свердловини повітряного або кисневого дуття і витяг з інших свердловин утворився газу. Газоутворення в каналі відбувається за рахунок хімічної взаємодії вільного та зв'язаного кисню з вуглецем і термічного розкладання вугілля.
Недоліки традиційної технології підземної газифікації вугілля-низька теплота згоряння одержуваного газу, за рахунок здійснення процесу на повітряному дуття, недостатня стабільність та керованість процесу, недостатня екологічна чистота підприємств підземної газифікації вугілля, перш за все із-за неповного уловлювання відповідних продуктів, великий обсяг бурових і підготовчих робіт, що досягає в собівартості газу 30-35%; незважаючи на це традиційна підземна газифікація є надійною базою для її подальшого вдосконалення.
У США найбільш інтенсивні роботи з підземної газифікації вугілля були розпочаті в 1972 році. Протягом 1972-1989 роках було проведено більше тридцяти експериментів у різних гірничо-геологічних умовах. Якщо перші польові роботи проводили на повітряному дуття із отриманням низькокалорійного газу, то основна більшість наступних випробувань здійснювали на парокислородное дуття із отриманням среднекалорійного газу. Найкращі результати з США були досягнуті при направленому підводі дуття до реакційної поверхні вугільного пласта, що підтверджує результати раніше проведених експериментів у нас в країні.
В даний час найбільш детальне і кваліфіковане дослідження можливостей підземної газифікації вугілля в США здійснює компанія "Енерджі Інтернейшінал". У доповіді її президента А.Г. Сінглтона проаналізовано результати підземної газифікації вугілля в США і сформульовано деякі аспекти.
Основні висновки досліджень підземної газифікації вугілля наступні:
1) Експлуатаційні витрати на виробництво генераторного газу при підземній газифікації вугілля менше, ніж при надземної газифікації вугілля.
2) Капітальні витрати, при близьких за розмірами підприємств, набагато менше ніж при підземної газифікації вугілля.
3) Екологічні показники технології підземної газифікації вугілля виходять на максимум за більш низьку продуктивність підприємства.
4) Синтез-газ при підземній газифікації вугілля цілком успішно конкурує з аналогічним продуктом, одержуваним при паровим риформінгу природного газу.
Широкомасштабне промислове впровадження підземної газифікації вугілля в нашій країні можливо тільки за умови підвищення ступеня керованості процесу, одночасному зниженні питомих витрат і збільшенні використанні вугільного пласта.
Основні резерви підвищення ефективності підземної газифікації вугілля.
- Вдосконалення схеми газифікації до конструкції підземного газогенератора з метою активного і спрямованої взаємодії окислювача з реакційної поверхні вогневого забою, незважаючи на вигазовиванія вугільного пласта.
- Зниження непродуктивних втрат тепла.
- Великі перспективи відкриваються перед підземної газифікації вугілля при переході на великі глибини 700 м і більше.
Американські дослідники провели техніко-економічне порівняння різних варіантів використання генераторного газу, отриманого при надземному газифікації вугілля та підземної газифікації вугілля. Згідно з цими даними, застосування підземної газифікації вугілля дозволяє знизити експлуатаційні витрати порівняно з наземною газифікацією вугілля при виробництві генераторного газу. Практично більше 78% запасів кам'яних і майже 34% бурого вугілля Україні можуть бути використані для підземної газифікації вугілля.
На підставі узагальнення літературних і з урахуванням реальних умов втілення на території України нами обрана схема паровоздушная газифікації вугілля в стаціонарному шарі.

2.ФІЗІКО-ХІМІЧНІ ОСНОВИ ПРОЦЕСУ

Газифікацією називають високотемпературні процеси взаємодії органічної маси твердих або рідких горючих копалин або продуктів їх термічної переробки з повітрям, киснем, водяною парою, діоксидом вуглецю або їх сумішами, в результаті яких органічна частина палива звертається на горючі гази.
Єдиним твердим залишком при газифікації повинна з'явитися негорюча частина вугілля - зола. Насправді не вдається повністю перевести органічну масу вугілля на газ, і в шлаку залишається частина горючої маси палива.
Загальні принципи роботи апаратів для газифікації - газогенераторів-можна розглянути на прикладі найпростішого газогенератора, зображеного на рис 2.
Рис. 2. Схема роботи шарового газогенератора:
А - пристрій газогенератора 1 - затвор, 2 - корпус газогенератора, 3 - колосникові грати; 4 - чаша для відводу золи;
Б - зміна складу газу по висоті газогенератора (паровоздушное дуття, збагачене киснем) - 1 - кисень, 2 - водяний пар, 3 - діоксид вуглецю, 4 - монооксид вуглецю, 5 - водень, 6 - метан і пари смоли; В - розподіл температур по висоті газогенератора
Газогенератор такого типу являє собою вертикальну шахту з листової сталі, футерованной вогнетривкою цеглою. У верхній частині його є завантажувальний люк, забезпечений затвором 1. У нижній частині газогенератора встановлено колосникові грати 3, через яку в шахту безперервно подається газифікуючих агент. Зверху безперервно надходить вугілля. При подачі в газогенератор повітря в зоні, розташованій безпосередньо у колосникових грат (окислювальна зона, або зона горіння), відбувається горіння твердого палива викопного з утворенням СО та СО 2 по реакцій-
2С + О 2 = 2СО + 218,8 МДж / кмоль вуглецю (2.1)
С + О 2 = СО 2 + 394,4 МДж / кмоль вуглецю (2.2)
Діоксид вуглецю у відновній зоні відновлюється новими порціями вуглецю в оксид вуглецю:
СО 2 + С = 2СО-175,6 МДж / кмоль вуглецю (2.3)
Якщо разом з повітрям в генератор подають також водяну пару, то у відновній зоні додатково протікають реакції:

С + Н2О = СО + Н2 - 132,57 МДж / кмоль вуглецю (2.4)

З + 2Н2О = СО2 + 2Н2 - 89,5 МДж / кмоль вуглецю (2.5)

У цьому випадку утворюється газ містить два горючих компоненти: оксид вуглецю і водень.
У газовій фазі можуть протікати і інші реакції. Так, можлива реакція між оксидом вуглецю і водяною парою:
СО + Н 2 О = СО 2 + Н 2 + 43,1 МДж / кмоль (2.6)
При взаємодії СО і Н 2   може утворитися метан:
СО + ЗН2 = СН4 + Н2О + 203,7 МДж / кмоль (2.7)
який в умовах процесу піддається термічного розпаду
СН 4 -> С + 2Н 2 -71,1 МДж / кмоль (2.8)
Поєднання всіх цих реакцій і визначає склад утворюється газу, який змінюється по висоті газогенератора. Після відновлювальної зон, званих разом зоною газифікації, виходять гарячі гази при температурі 800-900 ° С. Вони нагрівають вугілля, який піддається піролізу в вищерозміщеної зоні. Цю зону прийнято називати зоною піролізу, або зоною напівкоксування. Вихідні з цієї зони гази підігрівають вугілля в зоні сушки. Разом ці дві зони утворюють зону підготовки палива. Таким чином, при шарової газифікації поєднується термічна переробка палива і власне газифікація напівкоксу чи коксу, отриманого в зоні підготовки палива. Тому газ, що відводиться з апарата, містить не тільки компоненти, що утворилися в процесі газифікації, а й продукти піролізу вихідного твердого пального копалини (газ піролізу, пари смоли, водяна пара). При охолодженні відведеного з газогенератора газу відбувається конденсація смоли і води, які далі необхідно очистити і піддати переробці.
У цьому процесі змінюється і склад твердої фази. У зону газифікації, як зазначалося вище, надходить уже не вугілля, а кокс, а з окислювальної зони виводиться розпечений шлак, що охолоджується в чаші 4 з водою, що виконує одночасно функції гідравлічного затвора, а потім виводиться з апарата.
З викладеного вище випливає, що газифікація представляє собою складне поєднання гетерогенних і гомогенних процесів. Можливо і послідовне, і паралельне протікання цих реакцій. Механізм цих процесів до цих пір ще до кінця не з'ясований. Так, якщо першою стадією взаємодії кисню і вуглецю в зоні горіння вважають освіту поверхневого вуглець-кисневого адсорбційного комплексу, то питання про те, що є первинним продуктом взаємодії водяної пари з розжареним коксом, є предметом дискусій.
У газогенераторі протікає ряд екзотермічних і ендотермічних реакцій. Рівноваги реакцій (2.1) та (2.2) зміщені в бік утворення СО та СО 2. Рівновага ендотермічних реакцій (2.3) - (2.5) при підвищенні температури зміщені в бік утворення відповідно СО і Н 2, але вихід зазначених продуктів (рівноважний) зменшується при підвищенні тиску.
Рівновага екзотермічної реакції (2.6) зрушено в бік утворення вихідних продуктів при температурах вище 1000 ° С і не залежить від тиску.
Освіта метану з реакції (2.7) більш імовірно при підвищенні тиску газифікації.
Термодинамічні розрахунки дозволяють визначити рівноважні склади газів в залежності від температури і тиску газифікації. Однак використовувати результати цих розрахунків для передбачення реального складу газів важко через значні відмінності в швидкостях реакцій і впливу на процес ряду технологічних факторів.
Швидкість реакцій газифікації лімітується швидкістю хімічних перетворень у газовій фазі і на поверхні твердої фази, а також швидкістю дифузії. При температурах 700-800 ° С процес газифікації гальмується переважно хімічною реакцією, а при температурах вище 900 ° С - переважно дифузією. У реальних умовах сумарний процес газифікації протікає в проміжній області, і швидкість його залежить від кінетичних та дифузійних факторів.
Процеси газифікації інтенсифікують шляхом підвищення температури, збільшення тиску газифікації (що дозволяє значно збільшити парціальні тиску реагуючих речовин), а також збільшення швидкості дуття, концентрації кисню в дуття або розвитку реакційної поверхні.
Для наближення процесу газифікації до кінетичної області використовують тонкоподрібнений вугілля і ведуть процес при високих швидкостях газових потоків.
Вихід газу, його склад і теплота згоряння змінюються в залежності від того, що використовується в якості дуття. Назви газів, одержуваних при використанні різних видів дуття, наведені нижче:
Дуття Назва
Сухе повітря Повітряний газ
Суміш повітря і водяної пари Полуводяной газ
Водяна пара (при зовнішньому підводі тепла) Водяний газ


Суміш кисню і водяної пари Оксіводяной газ (газ парокислородное дуття)
Для зіставлення складів і властивостей цих газів слід зробити такі припущення: газова суміш складається тільки з горючих компонентів (єдиний можливий баласт - азот повітря); газифікується чистий вуглець; не враховуються втрати тепла. Гази, що відповідають цим допущенням, називають ідеальними генераторними газами.
Отримувані на практиці генераторні гази відрізняються по виходу і складу від ідеальних. По-перше, вугілля не можна вважати чистим вуглецем, тому вихід горючих компонентів у розрахунку на 1 кг органічної маси вугілля завжди значно менше. У першу чергу це відноситься до молодих вугіллю, що відрізняється високим вмістом кисню, а тим більше до торфу.
По-друге, в генераторних газах завжди міститься помітну кількість СО 2. Хімічна рівновага в газогенераторах не досягається, тому вміст СО 2 завжди перевищує рівноважну концентрацію.
По-третє, у зоні підготовки вугілля утворюються пари води і летючі продукти термічного розкладання, які потрапляють до складу газу.
У будь-якому газі міститься більша або менша кількість азоту, що знижує реальну теплоту згоряння газу, так як при спалюванні газу частина тепла витрачається на нагрівання баластного азоту.
У реальних умовах газифікації внаслідок нерівномірного розподілу зон і змішання потоків частина горючих газів згоряє з утворенням водяної пари і СО 2. Крім того, в реальних умовах газифікації неминучі різні теплові втрати (у навколишнє середовище, з гарячими газами, зі шлаком і буря паливом). Тому фактичні значення термічних коефіцієнтів корисної дії значно менше величин, розрахованих для ідеальних умов.
  Процеси газифікації можна класифікувати за такими ознаками:
1) за теплотою згоряння одержуваних газів (в МДж / м 3): отримання газів з низькою (4,18-6,70), середньої (6,70-18,80) і високої (31-40) теплотою згоряння;
2) за призначенням газів: для енергетичних (безпосереднього спалювання) і технологічних (синтези, виробництво водню, технічного вуглецю) цілей;
3) за розміром часток використовуваного палива: газифікація крупнозернистих, дрібнозернистих і пилуватих палив;
4) за типом дуття: повітряне, паровоздушное, кисневе, парокислородное, парове;
5) за способом видалення мінеральних домішок: мокре та сухе золовидалення, рідке шлаковидалення;
6) по тиску газифікації: при атмосферному (0,1 - 0,13 МПа), середньому (до 2-3 МПа) і високому тиску (вище 2-3 МПа);
7) за характером руху газифікованого палива: у псевдостаціонарном опускається шарі, в псевдозрідженому (киплячому) шарі, в рухомому потоці пиловидних частинок;
8) по температурі газифікації: низькотемпературна (до 800 ° С), середньотемпературні (800-1300 ° С) і високотемпературна (вище 1300 ° С);
9) за балансом тепла в процесі газифікації: автотермічний (стабільна температура підтримується за рахунок внутрішніх джерел тепла в системі) і аллотерміческіе, тобто потребують підводі тепла з боку для підтримання процесу газифікації. Зовнішній підведення тепла можна здійснювати за допомогою твердих, рідких і газоподібних теплоносіїв [10].
3. ВИБІР, ОБГРУНТУВАННЯ І ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ
У запропонованій нами роботі прийнятий метод пароповітряної газифікації вугілля в нерухомому (стаціонарному) шарі, що дозволяють застосовувати вугілля майже всіх марок і отримувати хімічні продукти з мінімальною кількістю стадій. Застосовуючи паровоздушную газифікацію вугілля дозволяє здешевити отримання генераторного газу, причому процес йде при атмосферному тиску.
Обраний процес має ряд істотних переваг перед іншими способами газифікації вуглецю твердого палива:
- Можливість побудови агрегатів великої одиничної потужності;
- Універсальність методу, який дозволяє застосовувати всі види вугілля, а також перехід з паро-повітряного дуття на кисневе і парокислородное дуття;
- Невелика металоємність;
- Мала кількість стадій для підготовки вугілля.
Основні параметри обраного процесу газифікації представлені в таблиці 3.1
Основні параметри обраного процесу газифікації
Таблиця 3.1
Показник
Процес газифікації
Крупність вугілля, мм
1 ... 3
Температури, 0 С

- Пароповітряна суміш
400
- Газогенератор
950
Маса завантажуваного вугілля, гр
50

3.1. Принцип роботи лабораторної установки
Вивчення процесу пароповітряної газифікації низькосортного Павлоградського вугілля проводили на лабораторній установці періодичної дії з газогенератором стаціонарного типу рис.
Газогенератор мав висоту 0.5 м, внутрішній діаметр 0.04 м. Обсяг реакційної зони становив 0.05 м.
Повітря компресором (1) направляється до парообразователь (5), де змішується з парою, що утворюються в пароутворювачі при подачі води з резервуара (3). Отримана пароповітряна суміш заданої температури надходила в газогенератор (6), на грати в яку попередньо завантажувалася навішення вугілля. Температурний режим у реакторі підтримувався електронагрівачем (7). Виходить з газогенератора газ охолоджувався в холодильнику (8), проходив сепаратор (9), фільтр-смолоотделітель (10) і далі направляється на хроматографічний аналіз (12). Контрольно-вимірювальна апаратура забезпечує облік витрати повітря, пара, виходу газу, завмер температур.


Рис. 1. Схема лабораторної установки з газифікації вугілля. На схемі:
1-компресор, 2-витратомір; 3-резервуар для води, 4-гідрозатвор; 5-парообразователь з пароперегрівом; 6-реактор (газогенератор (ГГ)); 7-електронагрівач для ГГ; 8-холодильник; 9-сепаратор; 10 - фільтр; 11-газовий лічильник; 12-блок аналізу.

3.2. Технічна характеристика вугілля
Для проведення експерименту застосовували збагачений концентрат Павлоградської ЦЗФ ш. Сташкова. Оцінка палива як сировини для газифікації проводилася на підставі даних технічного аналізу. Для аналізу були взято рядове вугілля марки ДГ ш. Дніпровська і збагачений концентрат Павлоградської ЦЗФ марки ДГ ш. Сташкова.
Технічний аналіз вугілля виконували відповідно до державних стандартів 6379-59, 6383-52, 6382-53.
Вологість вугілля визначався за формулою W = ((ab) / a) * 100%, де а-навішення вугілля до сушіння, м; в-навішення вугілля після сушіння, м.
Зольність А а = (в * 100) / а,% де у-вологість зольного залишку, г
Вихід летких речовин V a = ((b * 100) / a)-W,%

Отримані результати наведені в табл 3.1

Вугілля
Технічний аналіз
Зольність
Вологість
Вихолд летючих речовин
Рядовий
20.5
6.7
32.5
Збагачений концентрат
5.1
9.8
38.2
Таким чином, в результаті проведення досліджень встановлено, що дані вугілля відповідають трабованиям, висунутій до сировини для газифікації. Для проведення експеріментних досліджень процесу газифікації нами був обраний за змістом баластних компонентів, виходу летких речовин збагачений концентрат Павлоградської ЦЗФ ш. Сташкова, фракційного складу.
3.3. Вплив швидкості подачі газифікуючих агентів.
Досліджено вплив швидкості подачі окислювачів на ступінь конверсії вугілля в умовах даної лабораторної установки. Серію дослідів проводили при постійному співвідношенні повітря / пар = 7:1 і температурі в газогенераторі 950 0 С. Тривалість процесу становила 75 хв. Отримані результати представлені на рис.3.1.
Так як швидкість газового потоку визначає час контакту окислювача з паливом, то встановлено, що при однаковій тривалості процесу, низька інтенсивність дуття не забезпечує достатньої конверсії вугілля. У той же час при перевищенні оптимальної швидкості подачі, що реагують речовини не встигають взаємодіяти повністю. У результаті отримуваний газ містить більше негорючих компонентів у своєму складі і ступінь перетворення вугілля зменшується. Крім того, значно зростає ймовірність винесення.

Рис. 3.1. Вплив швидкості подачі газифікуючих агентів на ступінь перетворення вугілля.
З урахуванням вище викладеного, була обрана швидкість подачі газифікуючих агентів 1,7 мл / хв.
3.4. Аналіз отриманих даних
Щоб вибрати оптимальний витрата показників газифікуючих агентів був проведена серія експериментів.
В якості вхідних змінних використовували витрата повітря і витрата пари.
Температура в реакційній зоні становила 950 0 С, газу на виході з реактора 700 0 С. Швидкість зростання температури в газогенераторе 15 0 С / хв. Паровоздушная дуттьових суміш підігрівалася до 400 0 С.
У наведеній табл. 3.2 видно, що якщо збільшити витрати пари в дуття з 0,4 до 0,6 кг на 1 кг робочого палива, ступінь розкладу пари зменшується. При цьому на виході спостерігається зростання концентрації водню і зниження оксиду вуглецю.
Концентрація діоксиду вуглецю в газі зростає, тому що реакція його освіти є джерелом тепла для здійснення ендотермічних реакцій розкладання водяної пари, що призводить до деякого зниження теплоти згоряння газу, і це частково компенсується за рахунок збільшення вмісту водню. Крім того, збільшується вихід газу. Також збільшення пари в дуття призводить до гальмування процесів піролізу, обумовлених спікливістю вихідного вугілля. Це має перш за все велике технологічне значення, тому що підвищує стійкість роботи установки.
При збільшенні витрати повітря теплота згоряння одержуваного газу зменшується, хоча вихід його досить високий. У складі газу спостерігається більш високий вміст азоту, діоксиду вуглецю, залишкового кисню.
Таким чином, при нестачі окислювачів спостерігається низька ступінь конверсії вугілля, а надлишок компонентів дуття веде до отримання більшої кількості газу, але низькокалорійного. Тому, необхідно провести серію експериментів з газифікації для визначення оптимальних умов. В області витрат, яка становила для повітря і пари 2,5-3,5 м 3 і 0,4-0,5 кг, відповідно.


Порівняльні результати дослідів газифікації збагаченого концентрату марки ДГ.
Таблиця 3.1

Показники
Досвід
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Витрата дуття:
повітря, м 3 / кг
пари, кг / кг

2,5
0,4

2,5
0,5

2,5
0,6

3,5
0,4

3,5
0,6

4,5
0,4

4,5
0,5

4,5
0,6

3,5
0,5
2
Склад сухого газу,% об.:
CO 2
H 2
CO
CH 4
O 2
N 2

9,0
12,5
21,5
2,3
0,3
54,4

9,7
13,3
20,6
2,3
0,3
53,8

10,4
14,2
19,7
2,2
0,3
53,2

12,8
9,5
14,8
1,9
0,4
60,6

13,8
10,7
13,7
1,8
0,4
59,6

17,8
6,2
5,8
1,7
0,8
67,7

18,0
6,4
5,6
1,7
0,8
67,5

18,2
6,5
5,4
1,7
0,8
67,4

13,3
10,1
14,2
1,9
0,4
60,1
3
Вихід сухої газу, м 3 / кг
3,60
3,65
3,69
4,57
4,63
5,23
5,25
5,27
4,60
4
Теплота згоряння газу, Q н МДж / м 3
4,90
4,87
4,82
3,59
3,54
2,02
2,01
2,00
3,57
5
Вологість газу, г / м 3
49,17
70,03
87,54
63,60
98,67
69,31
87,04
104,36
81,17
6
Ступінь конверсії вугілля,%
82,6
83,9
85,1
88,7
89,9
91,1
86,4
87,8
89,0
7
Ступінь розкладання пара,%
54,38
46,12
44,85
30,67
27,47
12,3
11,74
11,64
28,73
8
к.к.д. газифікації,%
63,72
64,21
64,30
59,27
59,21
38,17
38,12
38,08
59,32


Порівняльні результати пароповітряної газифікації в обраній галузі витрат окислювачів
Таблиця 3.2

Показники
Досвід
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Витрата дуття:
повітря, м 3 / кг
пари, кг / кг

2,7
0,4

2,7
0,5

2,9
0,4

2,9
0,5

3,1
0,4

3,1
0,5

3,3
0,4

3,3
0,5
2
Склад сухого газу,% об.:
CO 2
H 2
CO
CH 4
O 2
N 2

8,1
13,3
22,3
2,3
0,3
53,7

9,0
14,1
21,2
2,3
0,2
53,2

9,2
12,3
20,9
2,3
0,2
55,1

9,9
13,2
19,9
2,3
0,1
54,6

10,5
11,3
18,8
2,2
0,3
56,9

11,1
12,0
17,9
2,2
0,3
56,5

11,7
10,4
16,8
2,0
0,4
58,7

12,2
11,0
16,1
2,0
0,4
58,3
3
Вихід сухої газу, м 3 / кг
3,90
3,94
4,16
4,20
4,30
4,34
4,45
4,48
4
Теплота згоряння газу, Q н МДж / м 3
5,09
5,04
4,81
4,78
4,40
4,37
3,97
3,95
5
Вологість газу, г / м 3
52,63
70,33
54,55
72,39
58,52
75,64
61,05
78,30
6
Ступінь конверсії вугілля,%
89,4
90,4
93,1
94,2
92,0
93,1
90,2
91,6
7
Ступінь розкладання пара,%
49,47
45,56
45,9
42,1
40,02
37,67
35,44
33,29
8
к.к.д. газифікації,%
71,72
71,73
72,29
72,53
68,35
68,51
63,82
63,93

4.ОХРАНА ПРАЦІ
4.1. Оцінка умов, в яких проводилася дослідницька робота.
Даною роботою передбачалося дослідження твердих горючих копалин зокрема вугілля, у дослідницькій лабораторії кафедри хімічної технології палива і вуглецевих матеріалів УДХТУ.
До групи фізично-шкідливих промислових факторів під час проведення робіт у дослідницькій лабораторії відносять:
- Підвищена температура 950 0 С поверхні обладнання, може бути отримані опік руки;
- Підвищений рівень шуму 20 дБ, в слідстві роботи лабораторних установок, може призвести до зниження слуху, ураження центральної нервової системи, органів травлення та ін;
- Небезпечний рівень напруги в електричному ланцюзі обладнання (380 В), замикання може статися через тіло людини, це дуже небезпечно, можливі смертельні випадки;
- Підвищений рівень вібрації від роботи лабораторних установок, негативно діє на нервову систему, призводить до порушення координації руху людини, можливі віброзаболеванія.
Під час дослідження в повітря приміщення може потрапляти газоподібні речовини: водень, оксид і діоксид вуглецю, метан. Вдихуваний у великих кількостях оксид вуглецю поступає в кров, зменшує приплив кисню до тканин, підвищує кількість цукру в крові, послаблює подачу кисню до серця. У здорових людей цей ефект проявляється у зменшенні здатності виносити фізичні навантаження. У людей з хронічними хворобами серця він може впливати на всю життєдіяльність організму.
За ступенем впливу на організм людини шкідливі речовини визначаються на чотири класи небезпеки. Клас небезпеки шкідливих речовин визначається залежно від гранично допустимої концентрації шкідливих речовин у повітрі робочої зони.
Оксид вуглецю: ГДК = 20 мг / м 3, клас небезпеки - 4-й - речовина малонебезпечні.
Бензин: ГДК = 100 мг / м 3, клас небезпеки - 4-й-речовин малонебезпечних.
4.2. Заходи щодо забезпечення безпеки і здорових умов праці в лабораторії
Електричне обладнання в дослідницькій лабораторії живиться змінним струмом напругою 380/220 В, частотою 50 Гц. За ступенем електроопасності лабораторія ставитися до категорії приміщень з підвищеною небезпекою, тому що має струмопровідний залізобетонний підлогу.
Основним способом по освіті електричної безпеки в лабораторії при застосуванні електричного устаткування це заземлення. Для заземлення устаткування передбачається трубчасте заземлення, розміщене по контуру будівлі, де знаходиться лабораторія.
Для штучного заземлення застосовують вертикальні електроди. В якості вертикальних електродів застосовують сталеві труби довжиною 2,5 м, діаметром 3 см.
Опір розтікання струму одного вертикального електрода визначають за формулою 2.1:

R e = (4.1)
Де p-питомий опір грунту в місці розміщення заземлення, 100Ом * м,
l-довжина трубчастого електрода, 2,5 м;
d-діаметр трубчастого електрода, 0.03 м;
t-глибина розміщення середини електрода від поверхні землі,
t = t 0 + l / 2 = 2 м
t 0 - відстань від верхньої точки трубчастого заземлення до поверхні землі, 0.75 м;
R e = Ом
Оскільки R e> R дод, тобто 36,73 Ом> 4 Ом, визначаємо кількість заземлень без урахування з'єднувального провідника:
n '= R e / R додаткове (4.2)
де R доп - допустимий опір заземлюючого пристрою, 4 Ом.
За формулою (2.2):
n '= 36.73 / 4 10
Визначаємо кількість вертикальних електродів:
n = n '/ e, (4.3)
де e - коефіцієнт використання вертикальних електродів, який враховує обопільне екранування, e = 0.55 (заземлення розміщено по контуру).
За формулою (4.3):
n = 10/0.55 18
Визначаємо довжину сполучної смуги:
z = a * n * l
де а-відношення відстані між електродами до їх довжини, 1,
z = 1 * 18 * 2.5 = 45 м.
Опір розтікання струму сполучної смуги, без урахування екранування визначається за формулою:
R ш = (4.4)
де b-ширена сполучної смуги, 0.03 м, За формулою (4.4):
R ш = Ом
Загальний опір заземлювального пристрою визначається за формулою
R з = (4.5)
де ш - коефіцієнт використання сполучної штанги, ш = 0.27 (заземлення розташоване по контуру).
За формулою (4.5):
R з =   
Таким чином R з <R дод, тобто 3.01 Ом <4 Ом, що відповідає вимогою, ПУЕ тому кінцевим приймаємо кількість трубчастих заземлень 18 штук.
У дослідницькій лабораторії нормальні санітарно-гігієнічні вимоги повітряного середовища забезпечується за рахунок загальної вентиляції.
У всіх приміщеннях дослідної лабораторії передбачається вентиляція, яка забезпечує нормальну циркуляцію повітря. Повітрообмін в лабораторному приміщенні розраховується таким чином, щоб фактична концентрація отруйних газів, парів і пилу в повітрі не перевищувала гранично-допустимих концентрацій.
-Витяжна вентиляція в лабораторії включається за 20 хвилин до початку роботи і вимикається після закінчення робочого дня. Проводити роботи при поламаною або вимкненій вентиляції забороняється.
Всі роботи, які пов'язані з виділенням шкідливих парів чи газів передбачається проводити у витяжних шафах при надійно робочої тяги.
Для кип'ятіння та випаровування у витяжній шафі дозволяється застосування електроплитки тільки з закритою спіраллю. Для запобігання електричної іскри в шафі, необхідно щоб внутрішнє освітлення було виконано в герметичних плафонах, а вимикачі були розміщені зовнішній стороні стінки шафи. Шнури до електроприладів і установок повинні мати надійну ізоляцію.
Для запобігання падінню дверей шафи, вони повинні мати зовнішні ручки і надійні стопорні пристрої.
При роботі у витяжній шафі з метою більш ефективної дії тяги необхідну двері відкривати на 1 / 3 або 1 / 4 її об'єму, а інші повинні бути закриті.
Працюючи під тягою голову необхідно тримати з зовні шафи, інакше людина буде вдихати всі шкідливі випаровування, які виділяються при реакціях. Після закінчення роботи в шафі всі двері необхідно добре закрити і вимкнути тягу. При зупинці двигуна, який утворює тягу, відразу всі роботи у витяжній шафі зупиняють.
Розрахунок місцевої витяжної вентиляції проводиться за формулою:
W = n * F * V c * 3600 (4.6)
де n-кількість витяжних шаф у приміщенні лабораторії, 4;
W-об'ємна швидкість повітря, яке виводиться, м 3 / год;
F-площа нижнього перерізу відкритих дверей шафи, 0.385 м 2;
V-швидкість руху повітря, яке виводитиметься в перетин F, 1 м / с;
За формулою (4.6):
W = 4 * 0.385 * 1 * 3600 = 5544 м 3 / год
Таким чином, вибираємо вентилятор В-Ц4-70 продуктивністю 5800 м 3 / год, номер вентилятора 5, частота обертання 1500 об / хв.
Нормальні і здорові умови праці в дослідницькій лабораторії забезпечуються за допомогою освітлення, природного і штучного.
Сонячне світло дає оздоровчо-біологічний вплив на організм людини, тому природний світло є найбільш гігієнічним. Таким чином, приміщення лабораторії вдень, як правило, висвітлюється природним світлом.
Основним видом природного освітлення це бічне-світлові входи до зовнішніх стінах. Розряд робіт, які виконуються-III-високої точності.
Природне освітлення з будь-якої точки в приміщенні характеризується коефіцієнтом природного освітлення (КПО),%:
E III H = E B / E H * 100%
де E B, E H - освітлення відповідно в середині приміщення і поза споруди.
Так як споруда перебуває у IV поясу світлового клімату, то коефіцієнт природного освітлення має значення:
E III H = E III H * m * c, (4.7)
E IV H - значення КПО для будинків, розташованих у IV поясу світлового клімату (м. Дніпропетровськ);
E III H - нормативне значення КПО для споруд, розташованих в III поясу світлового клімату, для даного розряду робіт E III H = 2% (табл. 1.3);
m-коефіцієнт світлового клімату, 0.9 (табл. 1.3.);
с-коефіцієнт сонячного клімату, 0.9 (табл. 1.4.).
За формулою (2.7):
E III H = 2.0 * 0.9 * 0.9 = 1.62%
Основним видом штучного освітлення це спільне. Як джерело світла використовують люмінесцентні лампи (ЛД-20).
За характером світлового потоку передбачено застосовувати світильники розсіяного світла, типу ШЛП, в якому захисний кут у поперечній і поздовжній площині 30 0.
Необхідна кількість світильників визначається за формулою:
N = , (4.8)
де E min - мінімальне нормативне освітлення для даного розряду роботи, 300 лк (для роботи високої точності);
S-площа приміщення, 300 м 2;
к-коефіцієнт запасу, 1.5;
z-поправочний коефіцієнт світильника, 1.2;
F-світловий потік однієї лампи, 1960 лм;
n-кількість ламп в світильнику, 2;
u-коефіцієнт використання освітлювальної установки, визначається в залежності від показника приміщення і коефіцієнта відбиття від стін і стелі.
Показник приміщення визначається за формулою:
f = (4.9)
де a, b-відповідно довжина 7,3 і ширена 5 приміщення, м
Н-висота підвісу світильника над робочою поверхнею, 4м.
За формулою (4.9):
f =
На підставі показника приміщення, що дорівнює 0.74 і коефіцієнтів відбиття стелі р п = 70% і стін р ст = 50% (тому що стеля і стіни пофарбовані у світлий колір) визначаємо коефіцієнт використання освітлювальної установки u = 57% = 0.57.
Тоді за формулою (4.8) необхідну кількість світильників буде дорівнює:
N = шт
Залишковий приймаємо парну кількість світильників 10 штук, які розміщені в 2 ряди.
Метеоумови в приміщенні лабораторії в холодний період року:
- Температура повітря 18 0 С;
- Відносна волога 60%;
Повітря робочої зони метеоумови приміщення лабораторії відповідають допустимим нормам по температурі, відносній вологості і швидкості руху повітря в робочій зоні для легкої категорії робіт.
Опалення приміщення лабораторії здійснюється за допомогою батарей центрального опалення.
Водопостачання - очищена річкова вода, яка подається через мережу водопроводів.
Каналізація за допомогою каналізаційних мереж здійснюється виведення стічних вод.
Порядок збору, утилізації та видалення з приміщень хімікатів і ЛЗР:
- Відпрацьовані кислоти та луги слід збирати окремо в спеціальну посудину, і після нейтралізації в кінці робочого дня зливати в каналізацію або відповідно до місцевих умов в інше, спеціально призначене місце;
- Забороняється зливати в каналізацію концентровані кислоти і луги;
- Відпрацьовані ЛЗР та горючі рідини слід збирати в герметично закриту тару, яка в кінці робочого дня видаляється з лабораторії для регенерації або знищення цих речовин;
- Категорично забороняється зливати горючі рідини, смолу і отруйних речовин в каналізацію.
4.3. Характеристика приміщень за пожежо-та вибухонебезпечність
При виконанні дослідницької роботі застосовувалися такі речовини як бензин, вугілля. По групі горючості вони відносяться до горючих і легковозгорающім речовин. Основні показники цих речовин наведені в табл.4.1.
Таблиця 4.1. Основні показники речовин за пожежо-та вибухонебезпечність
Речовина
Температура, 0 С

Нижня концентраційна межа,


спалаху
самозаймання
Бензин
225

-39
0,76% об.
Метан

650
5.28-14.1% об.
Оксид вуглецю

605
12.5% ​​об.
Водень

510
4.12-75% об.
Вугілля
335
495
60 г / м 3

Хоча при дослідній роботі в лабораторії використовувалися горючі і легковозгорающіе речовини, але застосовуються вони в малих кількостях, і робота з ними проводилася у витяжних шафах при працюючій вентиляції, тому приміщення лабораторії відносять до категорії не вибухонебезпечних, а пожежонебезпечних приміщень. Згідно з класифікацією приміщень і споруд по пожежовибухонебезпеки відповідно до ОНТП 24-86 приміщення лабораторії відносять до пожежонебезпечної категорії В. А відповідно до правил установки електроустановок (ПУЕ), приміщення лабораторії відносять до пожежонебезпечної зони П-I.
Лабораторія знаходиться в чотириповерховій будівлі, який має три евакуаційні виходи на випадок аварійної ситуації. Ступінь вогнестійкості будинку, де знаходиться лабораторія-I.

4.4. Протипожежні заходи безпеки
Дослідницька лабораторія з пожежною безпекою та вибухонебезпечності відноситься до категорії В.
Для попередження пожеж та загоряння в дослідницькій лабораторії необхідно виконувати наступні правила пожежної безпеки:
- Горючі розчинники і миючі речовини слід замінювати негорючими;
- Забороняється застосовувати саморобні нагрівальні спіралі, встановлювати термостати в сушильні шафи на дерев'яні, не захищені від займання столи і на відстані не ближче 1 м від горючих матеріалів;
- Нагрівання легковозгорающіх матеріалів необхідно здійснювати на водяних, масляних, пісочних і повітряних лазнях у невеликих кількостях;
- Нагрівання легковозгорающіх речовин на відкритому вогні забороняється;
- Роботу нагрівальних пристроїв необхідно постійно контролювати.
Порядок і норми зберігання пожежо-, вибухонебезпечних речовин:
- Легковозгорающіе та горючі речовини повинні зберігається в лабораторному приміщенні у товстостінних банках з притертими пробками. Банки поміщають у спеціальні металеві ящики з щільно притертими кришками, стінки і дно яких викладені з азбесту. На внутрішній стороні кришки роблять чіткий напис із зазначенням найменувань і загальною кількістю допустимих норм зберігання горючих і легковозгорающіх речовин, для даного приміщення;
- Загальний запас у кожному робочому приміщенні вогненебезпечних речовин не повинен перевищувати добові потреби, але не більше 2-3 л на одного працівника. Загальний запас визначається при затвердженні з пожежною охороною в кожному окремому випадку і вказується у спеціальній інструкції;
- Пляшки, в яких міститься не більше 50 мл легковозгорающей рідини, повинні зберігається в залізних ящиках для горючих речовин. Забороняється зберігати горючі рідини в поліетиленовій, а також у тонкостінної посуді ємністю більше 200 мл;
- Забороняється зберігати паливо в витяжній шафі, в якому проводиться робота з нагрівальними приладами, і поряд з окислювачами або поруч від горючих предметів;
- При випадкових розливах вогненебезпечних рідин відразу вимкнути усі нагрівальні прилади і електромережу. Розлиту рідину засипають піском, потім обережно збирають пісок з рідиною на дерев'яну лопату або фанеру, алюмінієвий лист, застосовувати сталевий лист за рахунок іскроутворення при ударах не можна;
- Перед початком роботи з ЛЗР працюючий повинен приготувати предмети пожежогасіння.
Способи пожежогасіння в дослідницькій лабораторії повинно знаходиться на видному місці. Основними способами гасіння пожеж це вогнегасники. Для гасіння пожеж застосовують вогнегасники різних типів: хімічні, пінні, вуглекислотні, порошкові.
Найбільш поширення набули рідкі вогнегасники марки ОХП-10 і повітряно-пінні вогнегасники марки ОХП-10, які застосовуються для гасіння твердих предметів і горючих рідин, які не змішуються з водою.
Вуглекислотні та порошкові вогнегасники застосовують головним чином для гасіння пожеж на електроустановках, автомашинах, у бібліотеках і т.д. При гасінні на електроустановках, які знаходяться під напругою краще застосовувати ручний вогнегасник ОУ-5.
Пінні вогнегасники не можна застосовувати при гасінні електрообладнання та електроустановок, а також електропроводів, які знаходяться під напругою, речовини, які взаємодіють з водою, лужні метали.
Також у будинках, де знаходиться лабораторія, передбачається внутрішня протипожежне водопостачання, яке здійснюється від внутрішніх пожежних кранів.
У разі пожежі необхідно викликати пожежну команду по телефону "01". Вказати точну адресу, де горить, наявність людей та їх кількість, повідомити своє прізвище. Вимкнути силову і освітлювальну лінію, приступити до гасіння пожежі, застосовуючи способами пожежогасіння.
5. ЕКОНОМІЧЕССКАЯ ЧАСТИНА
Метою написання даного підрозділу дипломної роботи з визначенням витрат на проведення дослідницької роботи, а також визначення ціни досвіду.
Сума витрат буде підсумовуватися з наступних систем витрат:
- Основні і додаткові матеріали;
- Заробітна плата;
- Нарахування на заробітну плату;
- Енергетичні витрати;
- Амортизаційні відрахування;
- Накладні витрати.
У дипломній роботі проводилася дослідження на рахунок вибору варіантів переробки вугілля Павлоградського басейну. Для цього в дослідницькій лабораторії була проведена паровоздушная газифікація з різною витратою подачею пари.
5.1. Визначення тривалості дослідження
Для визначення тривалості роботи необхідно для кожного експерименту скласти мережевий графік, а розрахунки тривалості роботи та план їх проведення привести в таблиці.
Таблиця 5.1 План проведення пароповітряної газифікації
Шифр роботи
Найменування роботи
Тривалість роботи, хв.
Виконавець
Оклад
Необхідна кількість роботи, чол-годин
1
2
3
4
5
6
1
Видача завдання на проведення газифікації




1
2
3
4
5
6
2
Підготовка сировини
20
Студент

50
0,33
3
Готує устаткування
60
Лаборант
Студент
115

50
1,00
4
Проведення досвіду
180
Лаборант
Студент
115

50
2,00
5
Аналіз результатів
75
Студент
50
1,25
6
Відключення обладнання
5
Лаборант
115
0,08



180 5
20 60 80 80
1 0 2 0 3 0
75
5

Рис 5.1 Мережевий графік проведення пароповітряної газифікації
Таким чином, тривалість проведення газифікації складає 340 хв, але в ході проведення експерименту цей ціклработ повторяється чотири рази, тому загальна тривалість становитиме 1360 хвилин.
Для розрахунку мережного графіка табличним методом вихідними є номери попередніх і наступних дій, а також очікування тривалості роботи t очікуван ij. Ранній термін виконання дії - T p i, ранній термін закінчення роботи-Т ро ij.
Ранній термін виконання дії знаходиться за формулою:
Т р i = t * [L * (j / i) max], (5.1)
де t * [L * (j / i) max]-тривалість максімельного із шляхів від вихідної події до даного злочину.
Пізній термін закінчення дії - T п i, пізній термін закінчення роботи-T пз ij, пізній термін початку роботи-Т пн ij. Пізній термін виконання дії опреділяется по формуде:
Т н i = t * (L кр)-t * [L * (i / C) max], (5.2)
де t * [L * (i / C) max]-тривалість максімальноготіз шляхів від події до завершення події С;
t * (L кр)-тривалість критичного шляху.
Таблиця 5.2 Розрахунок мережевого графіка проведення газифікації.
дію
параметри
Резерв часу
i
j
T рп ij
t очікуван ij
T ро ij
T пн ij
T за ij
t очікуван ij
T ij
1
2
0
20
20
0
20
20
0
2
3
20
60
80
20
60
80
0
3
4
80
180
260
80
180
260
0
3
5
80
75
155
125
75
260
185
4
6
260
5
265
260
5
265
0
5
6
155
5
160
260
5
265
185

5.2. Грошові витрати на проведення дослідження
5.2.1. Розрахунок витрат на сировину і матеріали
Дослідження проводилися в Українському державному хіміко-технологічному університеті в дослідницькій лабораторії кафедри хімічної технології палива.
Для проведення досліджень, необхідні основні і допоміжні матеріали.
До основних матеріалів відносять: вугілля (його вартість і необхідну кількість наведено в таблиці 5.3). Допоміжним матеріалом є технічна вода (її вартість і необхідну кількість наведено в таблиці 5.4)
Таблиця 5.3 розрахунок необхідної кількості основних матеріалів і їх вартість.
Матеріал
Кількість матеріалу який пішов на дослідження
Ціна, грн / кг
Сума, грн
Кг
Вугілля
0.05
0.24
0.02

Таблиця 5.4 Розрахунок необхідної кількості допоміжних матеріалів і їх вартість
матеріал
Кількість матеріалу який пішов на дослідження, л
Ціна, грн / л
Сума, грн
Вода технічна
120
0.01
12.00

Таким чином, витрати на сировину і матеріали будуть становити 12 +0.02 = 12.01 грн.
5.2.2 Розрахунок витрати на заробітну плату
Для проведення досліджень був задіяний персонал дослідної лабораторії кафедри хімічної технології палива. У зв'язку з цим, в числі інших витрат на проведення досліджень слід враховувати витрати і на заробітну плату всіх хто брав участь в дослідженні. Витрата на заробітну плату наведені у таблиці 5.5
Таблиця 5.5 Розрахунок витрати на заробітну плату
Професія
Середньогодинна заробітна плата, грн
Кількість чол.-годин
Сума, грн
1. Лаборант
0.72
12.32
8.87
2. Студент
0.31
18.32
5.68
Таким чином, витрати на заробітну плату становитимуть
8.87 +5.68 = 14.55
5.2.3 Розрахунок обсягу нарахування на заробітну плату становить 37,5% від основної заробітної плати і складається з:
-Пенсійний фонд (32%):
-Фонд зайнятості (1,5%);
-Фонд соціального страхування (4%).
Таким чином, обсяг нарахування на заробітну плату буде складати
(14.55 * 37,5) / 100 = 5.46 грн.
5.2.4. Розрахунок витрати на електроенергію
Деякі пристрої, які використовувались у дослідженні, були електричні, тобто живилися від мережі змінного струму, напругою 220 В, частотою 50 Гц. Виходячи з цього, кожен пристрій споживає певну кількість електроенергії.
Витрата електроенергії (Е) знаходиться за формулою:
Е = М * к * Е * а,
де М-потужність двигуна обладнання, кВт;
к-коефіцієнт використання потужності, 0,9;
Е-час роботи, на даній установки в процесі проведення дослідження;
а-тариф за 1 кВт * год електроенергії, 0,2 грн.
Витрата на електроенергію, що споживається в процесі дослідження, наведені в таблиці 5.6
Таблиця 5.6 Витрата на електроенергію
Обладнання
Потужність, кВт
Час роботи, годин
Ціна, грн
Лабораторна установка
6
3
3,24
Аналітичні ваги
0,1
0,5
0,009
Хроматограф
0.5
3
0.27
Сума, грн


3.52

Таким чином, витрати на електроенергію становитиме 3.52 грн.
5.2.5.Амортізаціонние відрахування
норма амортизації представляє собою встановлений річний відсоток погашення вартості основних фондів, відповідно до якого підприємство здійснюють амортизаційні відрахування. Для обладнання, що застосовувалося в дослідницькій роботі і яке відноситься до третьої групи, середньорічна норма амортизації становить 15%, інше обладнання відносять до другої групи і їх середньорічна норма амортизації становить 25%.
Час відведений на проведення експерименту становить 2 місяці, т. о. розрахунок амортизації обладнання наводиться на весь період.
Витрати на амортизацію обладнання розраховується за формулою:
А = Ф * Н * t/12 * 100, (5.4)
де А-обсяг амортизаційних відрахувань, грн:
Ф-вартість устаткування, грн;
Н-норма амортизації,%;
t-час роботи обладнання, міс.;
12 - кількість місяців у році.
Обсяг амортизаційних відрахувань наведено в таблиці 5.7

Таблиця 5.7 Обсяг амортизаційних відрахувань

Обладнання
Вартість, грн
Норма амортизації,%
Обсяг амортизаційних відрахувань, грн
1. Лабораторна установка
2000
15
25
2. Хроматограф
300
15
3.75
3. Аналітичні ваги вла-200г-М
98
25
4.08
Разом 32.83
Таким чином, обсяг амортизаційних відрахувань буде становити 32.83 грн.
5.2.6. Накладні витрати
Накладні витрати включають різні витрати, які пов'язані з обслуговуванням устаткування (ремонт, освітлення, опалення приміщень, відрядження та ін.) сума накладних витрат приймається в розмірі 120% від суми заробітної плати виконавців дослідної роботи.
(14.55 * 120) / 100 = 17.46 грн.
Таким чином, накладні витрати будуть становити 17.46 грн.
5.2.7 кошторис витрат на проведення дослідницької роботи
Маючи всі необхідні дані можна отримати загальну кількість витрат, необхідних для проведення дослідження.
Кошторис витрат на проведення дослідницької роботи наведено в таблиці 5.8
Таблиця 5.8 Кошторис витрат на проведення дослідження
Витрати
Сума, грн
Відсоток до підсумку
1. Основні матеріали
0.02
0.02
2. Допоміжні матеріали
12
14
3. Енергетичні витрати
3.52
4.1
4. Заробітна плата
14.55
16.95
5. Нарахування на заробітну плату
5.46
6.36
5. Амортизація обладнання
32.83
38.24
7. Накладні витрати
17.46
20.34
Всього витрат
85.84
100

Таким чином, витрати на проведення дослідницької роботи складають 85.84 грн.

5.3. Розрахунок ціни дослідження
Ціна дослідження розраховується на основі витрат на дослідження та нормативної рентабельності за формулою 5.5
Ц = С + , (5.5)
Де Ц-ціна дослідження, грн;
Р-нормативна рентабельність, 30%;
З-витрати на дослідження, грн.
Таким чином, ціна дослідження буде дорівнювати:
Ц = грн.
Висновок
Результати розрахунків економічної частини дипломної роботи свідчить про те, що витрати на проведення дослідження склало 85.84 грн., А ціна дослідження склала 111.6 грн. При цьому найбільша частина витрат пішла на амортизаційні відрахування, оскільки при проведенні досліджень було задіяна значна кількість грошового обладнання.
6. ВИСНОВКИ
У даній роботі застосовували метод пароповітряної газифікації вугілля, яка дозволяє використовувати вугілля практично всіх марок і отримувати газову суміш (генераторний газ), який придатний для заміни природного газу.
Технічний аналіз сировини показав можливість використання обраного вугілля.
Розроблено і зроблена збірка, монтаж установки з переробки низькосортного вугілля методом пароповітряної газифікації.
Таким чином, в результаті даного дослідження обрані оптимальні умови процесу пароповітряної газифікації в стаціонарному з
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Диплом | 310.5кб. | скачати

Схожі роботи:
Газифікація мікрорайону Східний
Газифікація с Козіївка Харківської області природним газом одноступеневою системою з розробкою
Метаморфізм вугілля
Чим замінити вугілля
Вдосконалення добування вугілля на українських шахтах
Автоматизація видобутку вугілля на шахті ім Костенко
Вугілля мінеральносирьевой потенціал і його освоєння в Сибіру
Правила вантажно-розвантажувальних робіт з вивантаження вугілля
Нові підходи в хімічній переробці копалин вугілля
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru