Доклад
Вашему вниманию представлен дипломный проект, в котором рассматривается вопрос использования низкокалорийных газов в когенерационных установках. Следовательно, рассматриваются 2 актуальные проблемы:
1) использование возобновляемых источников энергии с низкими затратами;
2) более эффективное использование топлива (КПД когенерационных установок существенно выше, чем у класических электростанций и котелен).
На 1 плакате
показано сравнение раздельного и комбинированного производства електроенергии и тепла.
Как видно при раздельном производстве электроэнергии
- на электростанциях из 100 единиц топлива, можно получить около 40% электроэнергии;
- на котельной из 100 единиц топлива - около 80% теплоэнергии.
Общая эффективность использования топлива составляет:
(40+80)/200=60%
При комбинированном производстве из 100 единиц топлива можно получить около 35% электроэнергии и 55% теплоэнергии.
Общая эффективность использования топлива составляет:
(35+55)/100=90%
Для комбинированного производства электрической и тепловой энергии используют когенерационные установки.
Сейчас существует множество фирм - производителей когенерационных установок, которые предлагают разнообразные технические и инвестиционные проекты, ориентированные на индивидуальные потребности заказчика. Многие из них предлагают проекты внедрения КУ “под ключ”. Период реализации таких проектов – 1-2 месяца.
На 2 плакате
представлена Класификация КУ по типу основного двигателя. Различают КУ с :
- паровой турбиной;
- Двигателем Внутреннего Сгорания;
- газовой турбиной;
- также возможны их комбинации.
В КУ с паровой турбиной
конденсат подаётся в экономайзер, где происходит первичный подогрев воды. Подогретая вода подаётся в котел, где сжигается топливо. Образуется пар, который подаётся в пароперегреватель. Сухой перегретый пар срабатывается в турбине, которая приводит во вращение генератор переменного тока. Отработанный пар является источником тепловой энергии.
Мощность единичной машины от 0,5 до 1000 МВт.
Общий КПД до 82%.
В КУ с двигателем внутреннего сгорания
топливо срабатывается в ДВС, который приводит во вращение генератор переменного тока.
Охлаждение ДВС осуществляется через технологический контур. В теплообменнике происходит подогрев холодной воды. Большенство тепла, произведенного в ДВС, выводится с выхлопными газами. Газы поступают в теплообменник. Здесь происходит нагрев сетевой воды до 99 0
С.
Если нельзя обеспечить утилизацию тепловой мощности через технологический контур ДВС, необходимо эту мощность вывести в отдельный охладительный контур, что является главным недостатком этой установки.
Мощность единичной машины от 3 кВт до 6 МВт.
Общий КПД до 92%.
В КУ с газовой турбиной
компрессор сжимает входной воздух, что вызывает повышение его температуры. Этот воздух подается в камеру сгорания вместе с топливом, где происходит сгорание. Горячие газы поступают на турбину, которая приводит во вращение генератор переменного тока. Отработанные газы с турбины подаются в теплообменник, в кот. подогревается сетевая вода или образуется пар.
Мощность единичной машины от 0,25 до 300 МВт.
Общий КПД до 87%.
В качестве главного вида топлива для когенерационных установок, как правило, используется природный газ. В последнее время все чаще находят применение и альтернативные виды топлива – низкокалорийные газы.
На плакате 3
представлены низкокалорийные газы и проблемы их использования.
К низкокалорийным газам относятся все виды горючих газов, кроме природного. На диаграмме газы расположены в порядке возрастания их теплотворной способности:
- газ химической промышленности;
- пиролизный газ;
- коксовый газ;
- газ мусорных свалок;
- биогаз;
- газ сточных вод;
- факельный газ;
- пропан;
- бутан.
К основным проблемам использования низкокалорийных газов в КУ относятся:
- неустойчивость давления газа;
- переменное содержание метана;
- загрязнение газов;
- высокая влажность.
Это может привести к: увеличению содержания вредных веществ в отработанных газах, колебанию выходной мощности КУ, отключению оборудования, неполному сгоранию топлива, коррозии двигателя и оборудования для регенерации теплоты.
В дипломном проекте рассмотрено использование низкокалорийных газов в когенерационных установках на примере биогаза.
На плакате 4
представлен расчет энергоустановки, которая проектируется на небольшом фермермерском хозяйстве в Харьковской области. На ферме находится 150 голов крупного рогатого скота. Общая мощность потребителей электроэнергии 72 кВт. После внедрения энергоустановки, сумарная мощность потребителей электроэнергии, с учетом собственных нужд установки, снизится до 63 кВт, за счет использования тепловой энергии, которая вырабатывается в когенерационной установке.
Средняя электрическая нагрузка с учетом коефициента одновременности, равного 0,35, составит
63*0,35=22,05 кВт
Из практических данных, для выработки 1кВт*ч электроэнергии с учетом КПД когенерационной установки необходимо 0,439 м3
биогаза.
Т.о.суточная необходимость в биогазе составит
22,05*0,439*24=232,32 м3
Продуктивность биосырья от 1 КРС в сутки составляет в среднем 30кг.
Выход биогаза из 1 тонны сырья от КРС составляет 50 м3
.
Суточный выход биогаза из сырья от 150 КРС составит
150*0,03*50=225 м3
Т.к. выход биогаза из сырья от КРС не покрывает суточную необходимость в биогазе
225<232,32
то возникает необходимость в альтернативной биомассе. Например: остатки урожая, зерновые отходы, трава, солома и прочее.
Выход биогаза из 1 тонны альтернативной биомассы составляет 200 м3
.
Суточная необходимость в альтернативной биомассе составит 153 кг.
Полный цикл сбраживания сырья 30 суток.
Общая масса сырья в биореакторе расчитывается как сумма суточных масс альтернативного сырья и сырья от КРС умноженная на цикл сбраживания. Она составит около 140 тонн.
Биогазовый реактор имеет форму циллиндра с диаметром 8 м и высотой 4 м. Общий обьем реактора 200 м3
.
На плакате 5
представлена принципиальная схема энергоустановки.
Схема состоит из двух основных узлов: биогазовый реактор (1) и когенерационная установка (2).
Биосырье из фермы (3) транспортером подается в бункер сырья (4). В этот же бункер догружается альтернативное сырье. Затем сырье подается в биогазовый реактор насосом Н1. Отработанное вещество отгружается насосом Н2 в бункер отработанного вещества (5). Включение насосов Н1 и Н2 ручное, а отключение автоматическое (по уровню).
В биореакторе происходит сбраживание сырья, в результате которого выделяется биогаз, основными компонентами которого являются: метан (CH4
) – 55-70% и углекислый газ (СО2
) – 28-43%, а также в очень малых количествах другие газы, например, сероводород (H2
S). Биореактор утеплен теплоизоляционным материалом и также оборудован системой подогрева (12) для поддержания температуры термофильного процесса (50-560
С). Биогазовый реактор оборудован предохранительным клапаном ПК1, предназначенным для защиты реактора от повышенного давления. При повышении давления газа в биореакторе до 0,05 атм (5 кПа) электронно-контактный манометр ЭКМ1 дает команду компрессору (7) на включение. Компрессор закачивает биогаз в газгольдер (8), допустимое давление – 10 атм. Газгольдер объемом 10м3
содержит запас газа. При снижении давления газа в биореакторе до 0,02 атм (2 кПа) ЭКМ1 дает команду на отключение компрессора.
При повышении давления в газгольдере до 10 атм ЭКМ2 дает команду на отключение компрессора. Для защиты от повышенного давления газгольдер оборудован предохранительным клапаном ПК2. При снижении давления в газгольдере до 4 атм ЭКМ2 дает команду на включение двигателя Д – привода мешалки сырья в биореакторе. Бактерии наиболее активны в средней зоне, поэтому при перемешивании сырья в биореакторе резко возрастает выработка биогаза. В газгольдере происходит очистка биогаза от влаги, которая заключается в его охлаждении и повышении давления. Для слива конденсата предусмотрен дренаж (9).
Для уменьшения содержания сероводорода в биогазе используется фильтр (6), который установлен сразу после биореактора.
Из газгольдера газ поступает в ДВС КУ. Постоянство давления газа на уровне 0,1 атм на входе в ДВС обеспечивает редуктор (10). Управление соотношением газ – воздух выполняется специальным клапаном, входящим в состав КУ.
КУ вырабатывает электро- и теплоэнергию, что полностью покрывает нужды фермы.
В дипломном проекте был произведен технико-экономический расчет энергоустановки.
Итоговые расчеты сведены в таблицу, представленную на плакате 6.
Капитальные затраты на энергоустановку – 174 900 грн
Годовые затраты на обслуживание энергоустановки – 2 620 грн
Число часов работы энергоустановки в год – 8000 часов
Тариф на электроэнергию – 22,5 коп/кВт*ч
Себестоимость электроэнергии на энергоустановке – 1,3 коп/кВт*ч
Годовая экономия электроэнергии – 201 600 кВт*ч
Годовая экономия в денежном эквиваленте – 42 740грн
Срок окупаемости энергоустановки – 4,09 лет
В дипломном проекте также рассмотрены вопросы охраны труда и гражданской обороны.
Плакат 1
Плакат 2.
Плакат 3.
Плакат 4
Плакат 5.
Плакат 6.
|
