Разработка ЭХТС на основе производства серной кислоты из серы

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО Ангарская государственная техническая академия

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа по дисциплине «техническая термодинамика и теплотехника»

Тема: «Разработка ЭХТС на основе производства серной кислоты из серы»

Вариант №5

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил:

Студент ХТз-11-2 группы

Соснина Е.А.

 

Проверил:

Набока В.В.

 

 

 

 

 

 

 

Ангарск, 2014

Содержание:

 

 

 

	стр.
Введение.	3
Краткое описание технологической схемы химического производства.	4
Разработка ЭХТС.	5
Расчет цикла паросиловой установки: энергетический и эксергетический балансы.	6
Расчет КПД	9
Расчет сопла Лаваля.	10
Расчет теоретической температуры горения газообразного топлива.	15
Список литературы.	22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

 

Химическая технология – одна из самых энергоемких отраслей промышленности. Однако только 35% энергии, потребляемой химическим производством, расходуется рационально. Остальные 65% составляют потери. Это положение требует разработки научно обоснованной теории энергосбережения.

В простейшем случае вторичные тепловые ресурсы химического производства используются для отопления производственных помещений, выработки технологического пара. Тепловую и электрическую энергии на химическом производстве призваны экономить также энергохимикотехнологические  системы (ЭХТС), в которых энергетическое оборудование совмещено с химическим оборудованием. В связи с этим приобретают актуальность термодинамические (энергетические и эксергетические) методы анализа ЭХТС. Они позволяют выявить аппараты, в которых имеют место большие потери энергии. Кроме того, термодинамический анализ дает рекомендации по разработке способов снижения энергетических потерь.

 

 

 

 

 

 

 

 

Краткое описание технологической схемы производства серной кислоты из серы.

 

Расплавленная и отфильтрованная от минеральных примесей сера сжигается в потоке высушенного воздуха. Полученный сернистый газ с массовой долей SO2 около 10% и температурой свыше 1000оC подается в котел утилизатор, вырабатывающий водяной пар с давлением 4МПа и температурой около 450оС. Пар используется для выработки электроэнергии в ТЭЦ и может обеспечить работу паровых турбин для привода компрессоров и насосов. При полностью автономной работе система вырабатывает дополнительно около 700 кг. пара на 1 т. серной кислоты. Охлаждаемый в котле - утилизаторе до 420оС сернистый газ поступает в многослойный контактный аппарат(2). В верхних слоях катализатора происходит окисление SO2 примерно на 60% в каждом и адиабатическое повышение температуры. На выходе достигается степень превращения SO2 в SO3 на 93 – 95%. После этого газ охлаждается в теплообменниках (3;5) и поступает на стадию абсорбции, где получают кислоту. Абсорбцию по уравнению реакции

           SO3+H2O=H2SO4+9200 Дж.

обычно проводят в башнях (6;8) с насадкой. Наилучшей по абсорбционной способности является кислота, содержащая 98,3%  H2SO4.

Ввиду большого теплового эффекта абсорбции при адиабатическом процессе в башне кислота разогревается и абсорбция прекращается. Поэтому абсорбцию, ведут в двух последовательно установленных башнях с насадкой: первая из них орошается олеумом, а вторая – 98,3% серной кислотой. Для улучшения абсорбции охлаждают газ и кислоту, поступающие в абсорбер.

 

 

Схема производства серной кислоты

 

 

1. - паровой котел (котел - утилизатор); 2- контактный аппарат;

3, 4, 5 - теплообменники; 6, 8 - абсорберы; 7 - волокнистый фильтр;

      9 - сборники кислоты.

 

 

 

 

 

 

 

Расчет цикла паросиловой установки.

Параметры рабочего тела в характерных точках

	1	2	3	4	4’	5	6	6’
Р, МПа	7,5	7	65	0,008	0,008	0,008	7,5	7,5
Р, кПа	7500	7000	6500	8	8	8	7500	7500
t, oC	380	350	346	41,54	41,54	41,54	41,89	41,9
i,	3100	3025	3025	1975	2132,5	173,9	175,35	175,5
S,	6,4	6,26	6,29	6,29	6,82	0,5927	0,5927	0,5931
x	-	-	-	0,749	0,805

 

 Исходные данные:

 

Р1=7,5МПа

t1=380oC

P2=7 МПа

t2=350oC

P3=6,5МПа

Р4=8кПа

КПДт=0,85

КПДн=0,9

КПДМ=0,96

КПДэ=0,97

КПДк=0,92

 

1. Определение энтальпии в точке 4’:

= -ηт(-) = 3020-0,85(3020-1975) = 2132,5

 

 

 

 

 

 

 

Р, МПа	t=40oC	t=60oC
3	0,5707	0,8290
P1=7,5	0,5683	0,8263
8	0,5686	0,8260

 

 

2. Значения энтропии при Р1 = 7,5 МПа и t = 40oC t = 60oC

х = + 0,5707 = 0,5683

y = + 0,8290 = 0,8263

3. Изменение энтропии на 1оС:

∆= == 0,0129

4. Температура в точке 6:

t6 = 40 + = 40 + = 41,89 oC

 

P,МПа	t=40oC	t=60oC
3	170,1	253,5
Р1=7,5	174,15	257,37
8	174,6	257, 8

 

5. Значение энтальпии при Р1 = 7,5 МПа и t = 40oC, t = 60oC

h =(7,5-3) + 170,1 = 174,15

u = (7,5-3) + 253,5 = 257,37

6. Изменение энтальпии на 1оС:

∆ = = = 4,161

7. Энтальпия в точке 6:

= (t6 – t5)∆ += (41,89 – 41,54)4,161 + 173,9 = 175,35

8. Энтальпия в точке 6’:

= + i5 = + 173,9 = 175,5

9. Температура в точке 6’:

= + t6 = + 41,89 = 41,9 oC

10. Энтропия в точке 6’:

= ∆ + S6 = 0,0129 + 0,5927 = 0,5931

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчет КПД паросиловой установки.

 

1. Теплота, подведенная к испаряемой воде в паровом котле:

          q1 = i1 – i6 = 3100 – 175,35 = 2924,6

2. Теплота, первоначально внесенная в установку с топливом:

         qвн = = = 3178,96

3. Потери энергии при горении топлива:

         qпот = qвн – q1 = 3178,96 – 2924,6 = 254,36

4. Потери теплоты в трубопроводах на пути от парового котла до   турбины:

          qтп = i1 – i2 = 3100 – 3025 = 75

5.Теплота, отданная охлаждающей воде в конденсаторе:

          q2 = i4 – i5 = 1975 – 173,9 = 1801,1

6. Работа, совершенная турбиной без учета трения в подшипниках:

          aт = q1 – qтп – q2 = 2924, – 75 – 1801,1 = 1048,5

 7.Потери энергии на трение в подшипниках турбины:

          qпш = ат(1 – ηм) = 1048,5(1 – 0,96) = 41,94

8. Количество электрической энергии, отдаваемой электрогенератором   потребителю без учета потерь в электрогенераторе:

         аэ = ат – qпш = 1048,5 – 41,94= 1006,56

9. Потери энергии в электрогенераторе:

         qэ = аэ(1 – ηэ) = 1006,56(1 – 0,97) = 30,1968

 10.Фактическое количество электрической энергии, отдаваемой электрогенератором потребителю:

           аф = аэ – qэ = 1006,56 – 30,1968 = 976,3632

11. Баланс энергии имеет вид:

         qвн = qпот + qтп + q2 + qпш + qэ + аф   =254,36+75+1801,1+41,94+976,3632+30,1968=3178,96

 

11. КПД паросиловой установки:

     η = = = 0,316

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эксергетический анализ паросиловой установки.

 

TO = 290 K

PO = 105 Па

1. Увеличение эксергии в насосе:

    ∆ен = –– To( – ) = 175,5 – 173,9 – 290(0,5931 – 0,5927) = 1,484

2. Увеличение эксергии в котле – утилизаторе:

       ∆еку = – – TO ( – ) = 3100 – 175,5 – 290(6,4 – 0,5931) = 1240,499

 3.Уменьшение эксергии в трубопроводе:

      ∆ет = i1 – i2 – TO(S1 – S2) = 3100 – 3025 – 290(6,4 – 6,26) = 34,4

 4.Уменьшение эксергии при дросселировании:

∆ед = i2 – i3 –TO (S2 – S3) = 3025 – 3025 – 290(6,26 – 6,29) = 8,7

5. Уменьшение эксергии в турбине:

∆етур = – – TO( – ) = 3025 – 2132,5 – 290(6,29 – 6,82) = 1046,2

 6.Уменьшение эксергии в конденсаторе:

∆еконд = – – ( – ) = 3132,5 – 173,9 – 290·(6,82 – 0,5927) =

152,68

Эксергетический баланс установки:

увеличение эксергии, ()		уменьшение эксергии, ()
в насосе	1,484	в трубопроводе	34,4
в котле –утилизаторе	1240,499	при дросселировании	8,7
		в турбине	1046,2
		в конденсаторе	152,683
Итог	1241,983	Итог	1241,983

 

 

            Вычисляем эксергетические КПД узлов:

 7. Эксергетический КПД котла – утилизатора:

           ηеку = = = 0,390

8. Эксергетический КПД трубопровода:

          ηет = = = = 0,923

          (параметры воды при t = 17oC и Р = 105Па)

          i0 = 73,1

          S0 = 0,253

9. Эксергетический КПД при дросселировании:

          ηед = = = = 0,94

10.Эксергетический КПД турбины:

           ηетур = = = 0,853

 11.Эксергетический КПД конденсатора:

           ηеконд = 0

 12.Эксергетический КПД насоса:

          ηен = = = 0,927

 

 

 

 

 

 

 

Расчет сопла Лаваля.

 

Исходные данные:

, t3, ѵ3, ω3                               

 

р3 = 6,5 МПа=6500000 Па

t3 = 346oC

р4 = 8 кПа=8000 Па

k = 1,29 (показатель адиабаты)

М = = = 0,25 (массовый расход пара)

ѵ3 = 0,04

ѵ4 = 15

1.Минимальное сечение сопла:

        fmin = = = 0,0000107 м2

2. Изменение энтальпии в сопле Лаваля:

         ∆i = i3 – i4 = 3025 – 1975 = 1050

3. Скорость пара на выходе из сопла Лаваля:

        ω4 = = = 1449,137

4.Площадь выходного сечения сопла Лаваля:

         f4 = = = 0,002587 м2

5.Диаметр минимального сечения:

dmin = = = 0,00369 м

6.Диаметр выходного сечения:

d4 = = = 0,0573 м

7. Длина расширяющейся части сопла:

l = = = 0,341 м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчет теоретической температуры горения газообразного топлива.

 

Исходные данные:

Состав природного газа:

СО2 = 0,2%

СН4 = 80,8%

С2Н6 = 10%

С3Н8 = 7%

С4Н10 = 1%

С5Н12 = 0,6%

СО = 0,4%

 

Коэффициент избытка воздуха:

 *т = 1,04

Температура уходящих из трубы дымовых газов: tух = 250оС

Потери теплоты:

через стенку: q5 = 5%

от механического недожога топлива: q4 = 0

от химического недожога: q3 = 1%

 

1.Низшая теплота сгорания природного газа:

  Qн = 0,127CO + 0,108H2 + 0,359CH4 + 0,235H2S + 0,593C2H4 + 0,639C2H6 +            + 0,915C3H8 + 1,19C4H10 + 1,47C5H12 + 1,14C4H8 + 1,4C6H6 =

0,127·0,4 + 0,108·0 + 0,359·80,8 + 0,235·0 + 0,593·0 + 0,639·10 + 0,915·7 +      +1,129·1 + 1,47·0,6 + 1,14·0 + 1,4·0 = 43,925

2.Количество воздуха, теоретически необходимого для сгорания 1 м3газа: