Разработка системы автоматизации процесса газификации угля на базе свободно программируемого логического контроллера

Содержание
Введение…………………………………………………………….
1 Обзор процесса газификации угля……………….……………...
1.1 Обзор технологий газификации угля……………………….
1.2 Физико−химические основы процесса……………………..
1.3 Сравнительный анализ различных методов автоматиза-
ции…………………………………………………………….
2 Разработка схем автоматизации….……………………………...
2.1 Описание технологического процесса……………………..
2.2 Разработка функциональной схемы автоматизации……...
2.3 Разработка схемы структурной комплекса технических
средств……………………………………………………….
3 Разработка программы контроллера и SCADA – системы….…
3.1 Обоснование выбора контроллера и среды разработки
SCADA……………………………………………………….
3.2 Написание программы для контроллера…………………..
3.3 Разработка визуализации в SCADA – системе WinCC…...
4 Безопасность жизнедеятельности…………………….…………
4.1 Анализ производственных факторов, влияющих на ра-
ботников лаборатории……………………………………….
4.2 Расчет естественного освещения…………………………...
4.3 Расчет освещения методом коэффициента использования
светового потока……………………………………………..
4.4 Расчеты выбросов загрязняющих веществ в атмосферу….
5 Технико – экономическое обоснование………….……………..
5.1 Технологическое описание процесса……………………….
5.2 Определение затрат в системах автоматизации…………...
5.3 Расчет стоимости первого варианта автоматизации………
5.4 Расчет стоимости второго варианта автоматизации………
Заключение………………………………………………………….
Перечень сокращений……………………………………………...
Список литературы…………………………………………………
Приложение А Технологическая схема…………………………...
Приложение Б Функциональная схема автоматизации..………...
Приложение В Схема структурная комплекса технических
средств ……………………………………………………………...
Приложение Г Акт внедрения лабораторной установки……...…
Приложение Д Техническое задание…………………… ………..
1 Обзор процесса газификации угля

1.1 Обзор технологий газификации угля
Газификация угля – производство горючего (технологического) газа при
неполном окислении органической массы угля, имеет давнюю историю с пе-
риодами бурного развития и спадами. Впервые горючий газ из угля получил
англичанин Мэрдок в 1792 г. как попутный продукт при производстве "све-
тильного масла". К 50-м годам XIX в. практически во всех крупных и средних
городах Европы и Северной Америки действовали газовые заводы для произ-
водства отопительного, бытового и светильного газа [2]. Это был "золотой
век" газификации угля. Начиная с 60-х годов XIX в., все более серьезную кон-
куренцию углю 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 уникальных регионах. Например, в
ЮАР углепереработка (главным образом на основе газификации угля) стала
крупной промышленным сектором из-за эмбарго на поставку нефти. Началось
триумфальное шествие нефти. Однако уже в 1972 г. оно омрачилось первым
"энергетическим кризисом", который по существу был спровоцирован на по-
литической 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 угля 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 СССР. Этот кризис преподнес циви-
лизованному миру очень важный урок. Во-первых, все осознали, что запасы
углеводородного сырья распределены крайне неравномерно и неудобно, и, во-
вторых, эти запасы - исчерпаемы. Запасы же угля 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
узко корпоративные интересы. В 1970-1980 гг. научная периодика была полна
прогнозов, согласно которым сегодня, в 2002 г., мы должны были добывать из
недр остатки нефти и газа. Предрекалось, что в период 1995-2020 гг. начнется
второй “золотой век” угля. Была популярна точка зрения, что "нефть – это
эпизод в эпоху угля". Панические прогнозы относительно перспектив нефтя-
ного рынка инициировали разработку новых технологических процессов пе-
реработки угля, причем приоритетным было получение жидкого топлива, как
прямым ожижением угля, так и косвенным, т.е. синтезом жидких углеводоро-
дов из “угольного” синтез-газа. В США, Великобритании, Германии, Японии,
бывшем СССР и ряде других стран при государственной поддержке были
начаты масштабные программы создания технологий углепереработки. В ка-
кой-то мере это напоминало гонку конца 1940-х начала 1950-х годов в области
создания атомной бомбы. В ней участвовали сотни фирм с мировыми имена-
ми и к 1980-м годам были сооружены десятки демонстрационных и пилотных
установок для газификации, ожижения и термической переработки угля.
В середине 1980-х годов интерес к углепереработке пошел на убыль.
причин несколько. Во-первых, политикой "кнута и пряника" США установили
контроль над странами - производителями нефти. Наиболее амбициозных
(Ирак, 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 современ-
ных ценах с поправкой на инфляцию) до минимального уровня 9,13 долл.
США за баррель в декабре 1998 г. и в настоящее время колеблются в "коридо-
ре" 17-27 долл. США за баррель.
Во-вторых, эффективно сработали государственные программы энерго-
сбережения, что в конечном итоге привело к снижению темпа роста потребле-
ния нефти и природного газа. С середины 1970-х годов энергоемкость едини-
цы ВВП в развитых странах снизилась на 22 %, а 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 предполага-
лось. Последние 20 лет ежегодный прирост разведанных запасов нефти и газа
опережает их потребление, и прогнозные сроки исчерпания регулярно отодви-
гаются. По достаточно авторитетным данным глобальную замену нефти углем
следует ожидать после середины XXI в., а замену природного газа углем – к
концу века. Если, конечно, не произойдет прорыва в развитии технологии
ядерного синтеза.
В-четвертых, ни одна из разрабатываемых технологий не позволила по-
высить рентабельность процесса получения жидкого топлива из угля в такой
степени, чтобы "синтетическая нефть" могла конкурировать с природной
нефтью.
В итоге “эпоха угля” не наступила и интерес к переработке угля умень-
шился. Большинство программ было свернуто, а оставшиеся - радикально
урезаны. Более десятка проектов были завершены на стадии 5-летней готов-
ности, т.е. при изменении конъюнктуры рынка углеводородного сырья можно
в течение 5 лет на основе демонстрационных установок производительностью
10-60 т/ч по углю развернуть промышленное производство. Если от коммер-
ческого использования технологий прямого и непрямого ожижения угля в
конце 1980-х гг. пока отказались, то интерес к газификации угля хотя и
уменьшился, но не прекратился. Например, в ряде регионов, где природного
газа нет или мало (Северная Америка, Китай и др.), использование газа из уг-
ля 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, а продукты сгорания
используются при генерации пара для паровой турбины. Первая коммерческая
электростанция с внутрицикловой газификацией – Cool Water, США, шт. Ка-
лифорния, мощностью 100 МВт (60 т/ч по углю) была построена в 1983 г. Ис-
пользовался 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 мощно-
стью от 60 до 300 МВт. На рисунке 1.1 приведены данные суммарной мощно-
сти газогенераторных установок с 1970 г., а в таблице 1.1 – динамика его по-
требления.
Приведенные данные наглядно демонстрируют ускорение динамики во-
влечения газификации угля в мировую промышленность. Повышенный инте-
рес к внутрицикловой газификации угля в развитых странах объясняется дву-
мя причинами. Во-первых, ТЭС с внутрицикловой газификацией экологиче-
ски менее опасна. Благодаря предварительной очистке газа сокращаются вы-
бросы оксидов серы, азота и твердых частиц. Во-вторых, использование би-
нарного цикла позволяет существенно увеличить КПД электростанции и, сле-
довательно, сократить удельный расход топлива.
В таблице1.2 приведены характерные величины удельных выбросов и
КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией и для ТЭС с традиционным
сжиганием угля.
Величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой гази-
фикацией и с традиционным сжиганием угля.

Таблица 1.2 – Концентрация вредных веществ в дымовых газах
Необходимо отметить, что удельные капитальные затраты при исполь-
зовании внутрицикловой газификации составляют примерно 1500 долл. США
за 1кВт с перспективой снижения до 1000-1200 долл. США, в то время как для
традиционной угольной ТЭС удельные капитальные затраты составляют при-
мерно 800-900 долл. США за 1 кВт. Ясно, что ТЭС с внутрицикловой газифи-
кацией твердого топлива более привлекательна при наличии экологических
ограничений в месте размещения и при использовании достаточно дорогого
топлива, так как расход топлива на 1 кВт сокращается. Эти условия характер-
ны для развитых стран. В настоящее время использование внутрицикловой га-
зификации твердого топлива считается самым перспективным направлением в
энергетике.
Для современной химической промышленности и энергетики требуются
газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 т/ч и более. К началу
1970-х годов в промышленном масштабе было реализовано три типа газогене-
раторов [4].
Cлоевые газогенераторы. В разное время действовало более 800 газоге-
нераторов, в том числе более 30 газогенераторов “Лурги” с единичной мощ-
ностью по углю до 45 т/ч. После 1977 г. введено в эксплуатацию еще 130 газо-
генераторов “Лурги”.
Газогенераторы Винклера с кипящим слоем. Было сооружено более 40
аппаратов с единичной мощностью до 35 т/ч по углю.
Пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х го-
дов эксплуатировалось более 50 аппаратов с единичной мощностью до 28
т/час по углю.
Не случайно все самые мощные газогенераторы имели немецкое проис-
хождение. Причина в том, что в Германии нет собственной нефти, но имеются
большие запасы угля. В 1920-1940 гг. в Германии была реализована беспреце-
дентная по масштабам программа углепереработки с производством мотор-
ных топлив, металлургического топлива, газов различного назначения и ши-
рокого спектра продуктов углехимии, включая пищевые продукты. Во время
второй мировой войны с использованием жидких продуктов пиролиза, прямо-
го и непрямого ожижения угля производилось до 5,5 млн. т в год моторного
топлива. Именно немецкие разработки того времени определили на многие
десятилетия стратегию развития технологий углепереработки, в том числе га-
зификации топлива.

1.2 Физико-химические основы процесса
Газификацией называют высокотемпературные процессы взаимодей-
ствия органической массы твердых или жидких горючих ископаемых или
продуктов их термической переработки с воздухом, кислородом, водяным
паром, диоксидом углерода или их смесями, в результате которых органиче-
ская часть топлива обращается в горючие газы.
Единственным твердым остатком при газификации должна явиться не-
горючая часть угля − зола. В действительности не удается полностью переве-
сти органическую массу угля в газ, и в шлаке остается часть горючей массы
топлива.
Общие принципы работы аппаратов для газификации − газогенераторов
− можно рассмотреть на примере простейшего газогенератора, изображенного
на рисунке 1.2.
Газогенератор такого типа представляет собой вертикальную шахту из
листовой стали, футерованной огнеупорным кирпичом. В верхней части его
имеется загрузочный люк, снабженный затвором 1. В нижней части газогене-
ратора установлена колосниковая решетка 3, через которую в шахту непре-
рывно подается газифицирующий агент. Сверху непрерывно поступает уголь.
При подаче в газогенератор воздуха в зоне, расположенной непосредственно у
колосниковой решетки (окислительная зона, или зона горения), происходит
горение твердого горючего ископаемого с образованием СО и СО2 по реакци-
ям
СО2 + С = 2СО − 175,6 МДж/кмоль углерода.
Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар, то в
восстановительной зоне дополнительно протекают реакции
В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: ок-
сид углерода и водород.
В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так, возможна реакция
между оксидом углерода и водяным паром

СО + Н2О=СО2 + Н2 + 43,1 МДж/кмоль.
При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан
СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 203,7 МДж/кмоль,
который в условиях процесса подвергается термическому распаду
СН4 −> С + 2Н2 − 71,1 МДж/кмоль.

Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующегося газа,
который изменяется по высоте газогенератора. После окислительной и вос-
становительной зон, называемых вместе зоной газификации, выходят горячие
газы при температуре 800−900 °С. Они нагревают уголь, который подвергает-
ся пиролизу в вышележащей зоне. Эту зону принято называть зоной пиролиза,
или зоной полукоксования. Выходящие из этой зоны газы подогревают уголь
в зоне сушки. Вместе эти две зоны образуют зону подготовки топлива. Таким
образом, при слоевой газификации сочетается термическая переработка топ-
лива и собственно газификация полукокса или кокса, полученного в зоне под-
готовки топлива. Поэтому газ, отводимый из аппарата, содержит не только
компоненты, образовавшиеся в процессе газификации, но и продукты пи-
ролиза исходного твердого горючего ископаемого (газ пиролиза, пары смо-
лы, водяной пар). При охлаждении отводимого из газогенератора газа про-
исходит конденсация смолы и воды, которые далее необходимо очистить и
подвергнуть переработке.
В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газифи-
кации, как отмечалось выше, поступает уже не уголь, а кокс, а из окисли-
тельной зоны выводится раскаленный шлак, который охлаждается в чаше 4
с водой, выполняющей одновременно функции гидравлического затвора, а
затем выводится из аппарата.
Из изложенного выше следует, что газификация представляет собой
сложное сочетание гетерогенных и гомогенных процессов. Возможно и по-
следовательное, и параллельное протекание этих реакций. Механизм этих
процессов до сих пор еще до конца не выяснен. Так, если первой стадией
взаимодействия кислорода и углерода в зоне горения считают образование
поверхностного углерод-кислородного адсорбционного комплекса, то вопрос
о том, что является первичным продуктом взаимодействия водяного пара с
раскаленным коксом, является предметом дискуссий.....