Министерство образования республики беларусь

Белорусская государственная политехническая академия

Энергетический факультет

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и теплотехника»

Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту на тему:

«Энергетические аспекты утилизации

Промышленных и бытовых отходов»

Студент Кузьмич Г.В.

Проект допущен к защите:

Заведующий кафедрой ПТЭиТ д.т.н. профессор Малевич Ю.А.

Руководитель проекта к.т.н. профессор Седнин В.А.

Консультанты по вопросам: теплотехнической части

к.т.н. профессор Седнин В.А.

экономической части д.т.н. профессор Бокун И.А.

электроснабжения ст. преподаватель Сацукевич В.Н.

охраны труда д.т.н. профессор Поспелова Т.Г.

автоматики к.т.н. доцент Мигуцкий Е.Г.

Нормоконтролер к.т.н. доцент Романюк В.Н.

Объём проекта:

Расчётно-пояснительная записка страниц.

Графическая часть листов.

Минск, 2000 г.

Белорусская Государственная Политехническая Академия

Факультет Энергетический

Кафедра «ПТЭ и Т»

«Утверждаю»

Зав. кафедрой ______________

(подпись)

_____ _______________ 2000 г.

ЗАДАНИЕ

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Студенту Кузьмичу Григорию Владимировичу

1. Тема проекта: Энергетические аспекты утилизации промышленных и бытовых отходов.

(Утверждена приказом по вузу от ____________________ № ________)

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта ___________________

3. Исходные данные к проекту ___________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________________

4. Содержание расчётно-пояснительной записки:

Введение

Анализ методов и перспектив использования ТБО в системах энергоснабжения

Добыча и утилизация свалочного газа

Технико-экономическое сопоставление вариантов энергоснабжения

Синтез технологической схемы источника энергоснабжения

Оптимизация работы установки по обогащению биогаза

Выбор, тепловой и аэродинамический расчёт отдельных элементов технологической схемы

Схема КИП и автоматики

Технико-экономические показатели

Электроснабжение насосов основного контура мини-ТЭЦ

Охрана труда

5. Перечень графического материала

План и разрезы цеха – 3 листа;

Технологические схемы – 2 листа;

Схемы вариантов энергоснабжения – 1 лист;

Схема энергоснабжения – 1 лист;

КИП и А – 1 лист;

Технико-экономические показатели – 1 лист;

Электроснабжение – 1 лист;

6. Консультанты по проекту:

Теплотехнической части Седнин В.А.

Экономической части Бокун И.А.

Электроснабжения Сацукевич В.Н.

Охраны труда Поспелова Т.Г.

Автоматики Мигуцкий Е.Г.

Руководитель проекта __________________ Седнин В.А.

(подпись)

Задание принял к исполнению (дата) _______________

(подпись студента) ________________________ Кузьмич Г.В.

Аннотация

В данном дипломном проекте рассмотрена проблема утилизации твёрдых бытовых отходов, а также различные способы их переработки. Наиболее подробно рассмотрена схема мини теплоэлектроцентрали на базе дизельного двигателя для теплоэнергетической системы промышленного предприятия. Топливом для мини-ТЭЦ служит обогащённый, путём удаления из него углекислого газа, биогаз, получаемый из отходов. Приведено технико-экономическое обоснование выбора данной схемы и рассчитаны основные экономические показатели. В схему входит углекислотная станция для абсорбции углекислого газа из биогаза и отработавших дымовых газов и тепловой насос для утилизации низкопотенциального тепла. Схема синтезирована на базе основных элементов: двигатель, электрогенератор, теплообменники, насосы и др.

Выбраны и рассчитаны отдельные элементы схемы: теплообменники, углекислотная станция. Также произведён расчёт горения топлива.

В расчетно-пояснительную записку входят также разделы охраны труда и пожарной безопасности, электроснабжения, КИП и автоматики.

Содержание

Введение

1. Анализ методов и перспектив использования твёрдых бытовых отходов в системах энергоснабжения

1.1. Твёрдые бытовые отходы и их свойства

1.2. Получение компоста из ТБО

1.3. Сжигание ТБО

1.4. Анализ технологической схемы утилизации ТБО осуществлённой на Минском ОЗПБО

1.5. Получение биогаза из ТБО

1.6. Переработка ТБО с помощью пиролиза

1.7. Вторичная переработка ТБО

2. Добыча и утилизация свалочного газа (СГ)

2.1. Процессы газообразования

2.2. Масштабы газообразования

2.3. Виды негативного влияния СГ

2.4. Технологическая схема экстракции и утилизации СГ

2.5. Масштабы мировой экстракции СГ

2.6. Перспективы добычи и утилизации СГ в России

2.7. Пилотный проект по экстракции и утилизации СГ на полигонах Московской области

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов энергоснабжения

4. Синтез технологической схемы источника энергоснабжения

5. Оптимизация работы установки по обогащению биогаза

5.1. Технологическое описание объекта исследования

5.2. Синтез расчётной структуры исследуемого объекта

5.3. Составление математической модели

5.4. Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы

5.5. Программа на языке программирования PASCAL

5.6. Таблица идентификаторов

5.7. Численное исследование и анализ полученных результатов

6. Выбор, тепловой и аэродинамический расчёт отдельных элементов технологической схемы

6.1. Выбор и расчёт водо-водяного теплообменного аппарата

6.2. Выбор и расчёт водо-масляного теплообменного аппарата

6.3. Расчёт горения топлива

7. Схема КИП и автоматики

8. Технико-экономические показатели

8.1. Основные технико-экономические показатели

8.2. Расчёт сетевого графика капитального ремонта дизельного двигателя

8.3. Структура управления мини-ТЭЦ

9. Электроснабжение насосов основного контура мини-ТЭЦ

10. Охрана труда

10.1. Техника безопасности и производственная санитария

10.2. Пожарная безопасность

Литература

Введение

Исторически «на виду» всегда были жидкие и газообразные отходы – промышленные загрязнения воды и воздуха – и они становились объектом первоочередного контроля и регулирования, в то время, как твердые отходы всегда можно было увезти подальше или закопать – попросту тем или иным способом убрать «с глаз долой». В прибрежных городах отходы довольно часто просто сбрасывались в море. Экологические последствия захоронения мусора – через загрязнение подземных вод и почв – проявлялись иногда через несколько лет или даже несколько десятков лет, однако были от этого не менее разрушительны. В общественном сознании постепенно сформировалась идея о том, что закапывание отходов в землю или сброс их в море – это недопустимое перекладывание наших проблем на плечи потомков. Параллельно наметилась и другая тенденция: чем жестче было законодательство по контролю воды и воздуха, тем больше производилось твердых токсичных отходов, так как все методы очистки газообразных и жидких сред приводят к концентрации загрязнителей в твердом веществе: в илах, осадках, золе и т.д.

В настоящее время в развитых странах производится от 1 до 3 кг бытовых отходов на душу населения в день, что составляет десятки и сотни миллионов тонн в год, причем, в США, например, это количество увеличивается на 10% каждые 10 лет. В связи с отсутствием мест для захоронения этого огромного количества отходов на Западе заговорили о кризисе отходов или кризисе свалок. В японских гаванях насыпаны «мусорные острова» из гор бытовых отходов, производимых в метрополиях; в США города на Северо-Восточном побережье отправляют свой мусор в другие страны в океанских баржах. История самой злополучной из таких барж – Munroe – которая в течение года плавала от порта к порту, пытаясь пристроить мусор из Нью-Джерси, и вернулась домой, так и не сгрузив ни тонны, попала во все экологические хрестоматии и учебники, как наиболее яркая иллюстрация кризиса свалок.

При внимательном рассмотрении проблема отходов представляется более сложной, чем просто нехватка места для новых свалок. Мест для новых свалок всегда не хватало: по свидетельству журнала Waste, еще в 1889 году американский федеральный чиновник жаловался, что «мусор становится некуда выбрасывать и скоро мы должны будем придумать новый метод избавляться от него». В то же время свалки занимают не так уж много места, по крайней мере, в географическом масштабе: например, все бытовые отходы, производимые в России современными темпами в течение 500 лет можно было бы уместить на площадке 20 на 30 км при толщине слоя мусора всего в 25 метров.

Таким образом «физическое» измерение проблемы ТБО – не только не единственное, но даже и не самое важное. Существуют другие взаимосвязанные аспекты этой проблемы, которые делают ее насущной именно в наше время:

Объем ТБО

... непрерывно возрастает как в абсолютных величинах, так и на душу населения;

Состав ТБО

... резко усложняется, включая в себя все большее количество экологически опасных компонентов;

Отношение населения

... к традиционным методам сваливания мусора на свалки становится резко отрицательным;

Законы

... ужесточающие правила обращения с отходами, принимаются на всех уровнях правительства;

Новые технологии

... утилизации отходов, в том числе современные системы разделения, мусоросжигательные заводы-электростанции и санитарные полигоны захоронения, все более широко внедряются в жизнь;

Экономика

... управления отходами усложняется. Цены утилизации отходов резко возрастают. Современное управление отходами невозможно представить без частных предприятий и крупных инвестиций.

Все эти аспекты проблемы завязаны в узел, который затягивался в развитых странах на протяжении последних 20-30 лет все туже и туже.

Традиционно бытовые отходы вывозились на свалки, расположенные вблизи населенных пунктов, и работающие за счет муниципальных бюджетов. Со временем вследствие постоянной угрозы здоровью населения, исходившей от свалок (отравление грунтовых вод, размножение переносчиков заболеваний, неприятный запах, дым от частых самовозгораний), во многих странах стали принимать более строгие правила их размещения, конструкции и эксплуатации. Отрицательное отношение населения и новые стандарты делали открытие новых свалок (или «полигонов по захоронению ТБО», как они стали именоваться) все более сложным делом.

В это время как раз и заговорили о ранее упоминавшемся кризисе свалок. Хотя кризис свалок – это проблема скорее «политическая», чем «физическая», однако, независимо от того, является ли нехватка места «реальной» или «кажущейся», строительство новых полигонов в определенный момент резко дорожает: в США, например, только получение лицензии на строительство полигона (еще до того как куплен участок) может обойтись в $500,000.

Ситуацию не изменило появление в начале 80-х годов мусоросжигательных заводов (МСЗ) «нового поколения» (снабженных высокотехнологичными устройствами очистки выбросов). МСЗ, подобно свалкам, были встречены населением в штыки из-за боязни диоксинов и других загрязнителей воздуха, а также из-за нерешенности проблем с захоронением токсичной золы, образующейся при сжигании ТБО. Находить площадки для МСЗ оказалось ничуть не легче, чем для полигонов, а себестоимоть сжигания отходов даже в таких густонаселенных странах, как Голландия, оказывается ничуть не ниже, чем себестоимость закапывания их в землю (Рис. 1).

Рис. 1. Стоимость сжигания отходов и захоронения на полигонах.

В странах с развитым экологическим законодательством до половины капитальных расходов при строительстве МСЗ уходит на установку воздухоочистительных систем. До 1/3 эксплуатационных расходов МСЗ уходит на плату за захоронение золы, образующейся при сжигании мусора, которая представляет из себя гораздо более экологически опасное вещество, чем ТБО сами по себе.

Когда стоимость (а значит, и цена) утилизации отходов значительно возрастает, рынок утилизации начинает привлекать крупные частные компании. Такие компании в основном строят и эксплуатируют гигантские «мусороуничтожающие» предприятия, размещенные на дешевой земле вдалеке от городов, где производится наибольшее количество ТБО. Строительство таких предприятий обычно встречает гораздо большую враждебность местного населения, чем строительство муниципальных свалок, поскольку никто не хочет иметь под боком свалку «чужого мусора» из метрополии. Кроме того, свалка, принадлежащая частной компании, воспринимается населением, как правило, более враждебно, чем муниципальная свалка тех же размеров, расположенная в том же месте. Под давлением общественности политики настаивают на принятии более жестких стандартов, что в свою очередь увеличивает стоимость утилизации отходов. Это приводит к тому, что все большее количество отходов попадает в руки крупных корпораций, имеющих не только финансовые средства выполнить жесткие экологические стандарты, но и возможность преодолеть (не всегда законными средствами) сопротивление местных политиков при решении вопроса о размещении свалки. Враждебность населения к огромным корпорациям растет и... мы попадаем в исходную точку порочного круга, узел «мусорного кризиса» затягивается еще туже.

Рис. 2. Замкнутый круг "мусорного кризиса"

Практика показывает, что подобный круг увеличения масштабов, стоимости и враждебности населения невозможно разорвать путем простого ужесточения экологических стандартов или внедрения новых технологий утилизации отходов. Попытки выйти из этого круга, решая в комплексе социальные, экономические и технологические проблемы, связанные с ТБО, привела к разработке концепции Комплексного управления отходами. Эта концепция служит ориентиром для правительственных и общественных организаций во многих странах; например, она официально принята Агентством по охране окружающей среды США.

1. Анализ методов и перспектив использования твёрдых бытовых отходов в системах энергоснабжения

1.1. Твёрдые бытовые отходы и их свойства

Бытовой мусор является одним из видов хозяйственно-бытовых отбросов жизнедеятельности человека. Бытовой мусор состоит из органических и неорганических частей. Полная характеристика ТБО предполагает рассмотрение их фракционного и морфологического состава, средней плотности, количества, химическую и бактериологическую характеристику. Ниже приведена сводная таблица состава ТБО табл.1.1.1. На соотношение составляющих бытовых отходов оказывают большое влияние: степень благоустройства жилищного фонда, сезоны года, климатические и другие условия. Так, в осенний период содержание пищевых отходов значительно выше, чем в другие периоды, что связано с большим использованием овощей и фруктов в рационе питания населения. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что с течением времени в составе и свойствах мусора происходят существенные изменения. В составе мусора постоянно увеличивается содержание бумаги благодаря развивающемуся производству и растущему использованию её прежде всего из-за повышения культурного уровня и распространения упаковок в торговле.

Рис.1.1.1. Примерный состав ТБО в СССР в 1989 г.

В связи с вредными свойствами бытового мусора, обусловленными наличием в нем быстроразлагающихся органических веществ, болезнетворных организмов и т.д. возникает важнейшая задача санитарной очистки городов. При этом целесообразно использовать полезные свойства отбросов.

Можно выделить следующие основные методы обезвреживания и переработки ТБО:

Утилизационные – с максимальным использованием всех полезных свойств путём переработки основной части мусора в органическое удобрение и биотопливо, выделения вторичного сырья и использование горючих неутилизируемых частей (в качестве топлива) на мусороперерабатывающих заводах;

Ликвидационные, не предусматривающие использование полезных свойств отходов: захоронение на усовершенствованных свалках с засыпкой землёй, сброс в болота, выработанные шахты, карьеры, вывоз в море, а также сжигание отбросов без использования тепла.

С точки зрения использования твёрдых бытовых отходов в системах энергосбережения для нас конечно представляет интерес утилизационные способы переработки.

1.2. Получение компоста из ТБО

Одним из наиболее распространенных методов утилизации бытового мусора является его биологическая переработка с получением компоста и биотоплива. Процесс обезвреживания и переработки осуществляется за счёт саморазогревания мусора, и поэтому называется биотермическим. Этот процесс происходит в результате роста и развития разнообразных, в основном теплолюбивых (термофильных), микроорганизмов в аэробных условиях, то есть при достаточном доступе воздуха.

В ходе процесса мусор разогревается до температуры 60 С, что губительно действует на болезнетворные микроорганизмы и обеспечивает надёжное обезвреживание мусора. Под действием развивающейся микрофлоры сложные, быстрогниющие органические вещества разлагаются с образованием форм, легко усваиваемых растениями, получается компост.

Схематически основные фазы микробиологического процесса разложения органического вещества отбросов можно представить следующим образом. Сначала компостируемая масса имеет температуру окружающего воздуха. Затем с ростом микроорганизмов растёт и температура компоста. До 40 С в нём усиленно размножаются мезофильные организмы (оптимальная температура их развития 25 – 30 С). Повышение температуры в компостируемой массе свыше 40 С приводит к гибели мезофилов и размножению более теплолюбивых микробов – термофилов. Это наиболее важная стадия в процессе компостирования, так как микроорганизмы проявляют здесь наибольшую активность и окислительные процессы интенсифицируются. Затем температура постепенно снижается, доходит до мезофильной стадии и процесс затухает.

При компостировании сложные белковые соединения легко разлагаются и переходят в более простые соединения – сначала в аминокислоты, конечная фаза расщепления которых сопровождается выделением аммиака. Аммиак окисляется сначала в азотистую, а затем в азотную кислоту. Процесс этот называется нитрификацией, так как его вызывают особые нитрифицирующие микроорганизмы.

При ускоренном механизированном компостировании, когда процесс органического вещества в установке длится несколько дней, обычно имеют место процессы аммонификации. Нитрификация может наступить лишь во время последующего дозревания в штабелях или в почве при соответствующих условиях.

На процесс компостирования наиболее влияют: влажность компостируемой массы, аэрация, температура и состав исходного мусора. Для создания лучших условий компостирования применяют различные способы подготовки отбросов или их сочетания: магнитная сепарация, просеивание для разделения по крупности и по составу, дробление. В ходе процесса осуществляют подачу воздуха, подсушку или увлажнение отходов, в ряде установок применяют биологические добавки, ускоряющие процесс разложения органических веществ. В некоторых установках извлечение металла и операции по обогащению компоста производят после процесса компостирования в конце технологической линии.

Существуют различные технологии компостирования:

Минимальная технология

Компостные кучи – 4 метра в высоту и 6 метров в ширину. Переворачиваются раз в год. Процесс компостирования занимает от одного до трех лет в зависимости от климата. Необходима относительно большая санитарная зона.

Технология низкого уровня

Компостные кучи – 2 метра в высоту и 3-4 в ширину. В первый раз кучи переворачиваются через месяц. Следующее переворачивание и формирование новой кучи – через 10-11 месяцев. Компостирование занимает 16-18 месяцев.

Технология среднего уровня

Кучи переворачиваются ежедневно. Компост готов через 4-6 месяцев. Капитальные и текущие затраты выше.

Технология высокого уровня

Требуется специальная аэрация компостных куч. Компост готов уже через 2-10 недель

1.3. Сжигание ТБО

Также очень распространённым методом является сжигание ТБО. В некоторых случаях оно получается наиболее целесообразно.

Специфика сжигания мусора состоит в том, что он состоит из частиц, разных по размеру и разнохарактерных по средней теплоте сгорания. Кроме того, топливные свойства мусора сильно изменяются в течение года. Средняя теплота сгорания достигает максимума зимой и минимума летом. Наибольшее влияние на этот показатель оказывает содержание влаги. Средняя теплота сгорания мусора составляет около 6300 кДж/кг.

При сжигании мусора расходуется большое количество кислорода воздуха, которое значительно увеличивается при повышении в мусоре доли пластмасс. Даже сложное и дорогостоящее очистное оборудование, применяемое на мусоросжигательных заводах, не исключает опасности загрязнения атмосферы вредными выбросами.

От сжигания мусора образуется остаток в виде шлака, масса которого составляет 15 – 25 % исходного мусора. Таким образом, значительная часть мусора остаётся не уничтоженной и вывозится на обычные свалки. Шлак от сжигания мусора содержит растворимые в воде минеральные и органические вещества, которые загрязняют почвы и грунтовые воды.

Существует ряд конструкций топок для сжигания мусора. Вне зависимости от конструкции топка должна обеспечивать:

хорошее перемешивание частей мусора для усреднения состава и выравнивания процесса горения;

перемещение составляющих мусора и его отдельных порций для обеспечения процесса воспламенения доступа воздуха в слой;

поддержание достаточно высоких температур, гарантирующих воспламенение и устойчивое горение мусора;

дожигание газообразных и твёрдых продуктов неполного сгорания мусора.

Мусоросжигание применяется в основном в следующих случаях: при содержании в бытовых отходах менее 30 % активного органического вещества (например, остаток разделения мусора при компостировании), при отсутствии гарантированных потребителей компоста, в условиях повышенных санитарных требований к обезвреживанию отходов. Также в крупных городах строят мусоросжигательные заводы в центре города и при этом выигрывают на транспорте отходов и на экономии земляных ресурсов. Но в данном случае очень большие затраты ложаться на долю очистных сооружений.

Также развивается направление маленьких мусоросжигательных установок, которые могут устанавливаться как в квартирах, так и на целые дома. Основная же проблема в данном случае опять таки состоит в очистке дымовых газов, а также в контроле за этим. Большое развитие это направление получило в Австралии и Новой Зеландии.

1.4. Анализ технологической схемы утилизации ТБО осуществлённой на Минском ОЗПБО

В 1978 году был построен Минский опытный завод по переработке бытовых отходов (МОЗПБО) и в 1986 году он был реконструирован и расширен. При этом в качестве основного объекта-аналога был принят действующий в г. Санкт-Петербурге опытный завод механизированной переработки бытовых отходов. Основными производственными процессами которого являются биотермическая переработка ТБО и сжигание некомпостируемых бытовых отходов (НБО).

За основу принят технологический процесс с биотермической переработкой ТБО в биобарабанах КМ 102А (4*60) совместно с механически обезвоженным ОСВ Минской станции аэрации, с сепарацией чёрных и цветных металлов, стекла и полиэтиленовой плёнки, а также со сжиганием некомпостируемых частей и частичным сжиганием исходных бытовых отходов для получения тепла в виде пара.

Технологическая схема утилизации твёрдых бытовых отходов на Минском опытном заводе по переработке бытовых отходов представлена на чертеже 1.

Мусоровозы въезжая на разгрузочную эстакаду выгружают отходы в приёмный бункер ТБО. На заводе имеется два приёмных бункера с пластинчатым питателем и один бункер для резервирования, из которого отходы переносятся в приёмный бункер грейферным мостовым краном. С пластинчатого питателя отходы попадают на ленточный конвейер, по которому загружаются в биобарабан. Для каждого конвейера установлено 2 биобарабана, которые загружаются по очереди.

После загрузки барабан начинает вращаться. Отходы находятся в биобарабане около 2 суток. При этом происходит их обезвреживание за счёт саморазогревания, так как происходит аэробный процесс разложения отходов. Температура отходов поднимается примерно до 50 60 С. Кроме того, в течении этого времени компостная масса истирается и измельчается.

Далее после выхода компостной массы из биобарабана, она по ленточному конвейеру попадает на грохот, где разделяется по фракционному составу. Мелкая фракция в которую попадают измельчённые пищевые продукты и бумага, мелкие отходы, измельчённое стекло и т.д. идёт на металлический сепаратор, далее на сепаратор для стекла, после чего дополнительно дробиться и складируется на полях дозревания компоста.

Крупная фракция, состоящая, в основном, из пластика, полиэтилена, ветоши, металлических предметов и прочих неорганических отходов попадают в приёмный бункер мусоросжигательной установке, куда добавляются ещё и свежие бытовые отходы. Из бункера грейферным краном отходы транспортируются в чешские котлы ЧКД Дукла, где и сжигаются.. Остающийся шлак подаётся на металлоотделитель, а после этого либо вывозится на свалку, либо используется в дорожном строительстве, как материал для поднятия уровня. Дымовые газы проходят через систему очистки и выбрасываются в атмосферу.

Для защиты окружающего воздуха от загрязнений дымовые газы от мусоросжигательных установок подлежат очистке. Традиционной схемой очистки дымовых газов от МСУ как у нас, так и за рубежом является очистка на высокоэффективных электростатических фильтрах с расчётным КПД до 99 – 99,5 % по летучей золе и твёрдым фракциям. Температура газов перед фильтрами не должна превышать 300 –350 С. Фильтры устанавливаются индивидуально к каждому котлу.

На сегодняшний день Минский ОЗПБО не работает по полному циклу из-за того что: во-первых из-за тяжёлого экономического положения наших колхозов производимый компост не находит сбыта, а во-вторых МСУ даёт слишком большие выбросы вредных веществ. В настоящее время на заводе ТБО загружаются в биобарабаны, где они обезвреживаются и измельчаются. Затем эта масса разделяется на компостную массу (полупродукт) и НБО. Из них сепарируется металл, а затем эти две фракции вывозятся на свалки и захороняются послойно.

В ближайшем будущем предполагается установки линии прессования ТБО. То есть отходы будут прессоваться в тюки и закапываться в таком виде. При прессовании отходов экологический ущерб окружающей среде растягивается на более долгое время, то есть одновременное воздействие на окружающую среду уменьшается.

Данный завод относиться к заводам ещё первого поколения. И по такой схеме он практически никогда не работал, так как компост получался низкосортный и потребителя на него не находилось, а мусоросжигательная установка давала слишком большие вредные выбросы в атмосферу. В настоящее время он просто разделяет компостную обезвреженную массу после биобарабана на две фракции, пропускает их через железоотделитель и вывозит на свалку, где крупная и мелкая фракция закапываются слоями.

В последнее время по всему миру идёт тенденция к отказу от мусоросжигательных установок. Так как они являются основными источниками диоксинов. А мусоросжигательные заводы по европейским нормам стоят очень дорого. Более 50% от стоимости МСЗ – это очистные сооружения.

Ниже на рис.1.4.1. показаны основные устройства для очистки газов, принятые на современных МСЗ (МСЗ в городе Алкмаар, Нидерланды).

Рис.1.4.1. Схема очистных сооружений на современном МСЗ в Алмааре (Нидерланды).

Условные обозначения:

1. Топка и бойлер.

2. Электростатические фильтры.

3. Распылитель (выпаривание загрязненной воды).

4. Охлаждение и кислая промывка газов (скруббер) 1 стадия.

5. Щелочная промывка газов (скруббер) 2 стадия.

6. Рециркуляция отходящих газов.

7. Нейтрализация, флоккуляция, осаждение.

8. Теплоообменник.

9. Реактор с инжекцией активного угля (кокса).

10. Пылевые фильтры.

11. Регенеративный теплообменник.

12. Разогрев газов.

13. Реактор каталитического дожига окислов азота (существует модификация для одновременного дожига диоксинов).

1.5. Получение биогаза из ТБО

Одним из наиболее перспективным методом утилизации твёрдых бытовых отходов является получение из него биогаза. Получение биогаза основано на том, что после захоронения предварительно уплотнённых отходов начинаются процессы их химико-биологического преобразования, которые можно подразделить на четыре фазы.

Аэробная фаза (продолжительность от нескольких недель до нескольких месяцев). Активизируется деятельность бактерий, потребляющих кислород.

Анаэробная фаза (продолжительность до нескольких месяцев). Активизируется деятельность бактерий, которые могут существовать без доступа или с минимальным количеством кислорода. Происходит изменение физико-химических свойств отходов (например, меняется рН), образуются органические кислоты.

Анаэробная «нестабильная метановая» фаза (продолжительность от нескольких месяцев до года). Активизируется деятельность метан-образующих бактерий. Химический состав отходов стабилизируется.

Анаэробная «стабильная метановая» (продолжительность от нескольких лет до десятилетий). Активизируется деятельность бактерий, разлагающих (без доступа воздуха) органические составные части отходов до метана, двуокиси углерода и воды.

Процесс анаэробного разложения отходов зависит от их состава и протекает с различной скоростью. Процесс газообразования зависит от продолжительности времени. Так, сначала количество образующегося метана резко возрастает, а затем с годами постепенно стабилизируется.

На неорганизованных свалках образующийся газ бесконтрольно поступает в атмосферу. При этом он вытесняет из почвы кислород, нанося значительный ущерб флоре и препятствуя росту растений. Кроме того, свалка становится потенциальным очагом пожароопасности.

В результате биохимических преобразований и разложения отходов до конечных продуктов образуется горючая газовая смесь, состоящая приблизительно из 55 % метана, 40 % двуокиси углерода и 5 % азота. Теплота сгорания этой смеси позволяет использовать ее для отопительных целей.

При разложении 1 т отходов выделяется 200 - 250 м³ биогаза. Разложение отходов начинается под действием кислорода воздуха, однако слои, расположенные на глубине котлована, разлагаются и без доступа кислорода. На глубине около 4 м температура достигает 35...40°С. Температура, необходимая для нормального протекания биохимических процессов, не должна быть ниже +15°С.

Высокий процент содержания в биогазе метана создает возможность применения его в энергетических целях. Образующийся биогаз может направляться в газопроводы подачи на сжигание для обогрева жилых помещений или же после соответствующей переработки использоваться для выработки электрической энергии.

Этот способ ещё хорош и тем что на его осуществление не нужно очень больших капитальных затрат и экологический ущерб от него минимален. Для реализации данного метода требуется только вырыть котлован, изолировать его от почвы, проложить трубопроводы в залежи мусора для выхода биогаза и использовать полученный газ по назначению.

1.6. Переработка ТБО с помощью пиролиза

Австрийские фирмы разработали технологию переработки отходов путем их высокотемпературной газификации (на основе модификации своей запатентованной технологии газификации угля).

Эта технология предусматривает переработку шлама сточных вод из коммунальных очистных сооружений, промышленного шлама. На переработку пойдут отходы: бытовые, синтетических материалов, измельченных волокнистых материалов, а также отходов химической и нефтехимической промышленности — отработанных масел, жидких остатков переработки сырой нефти, кокса.

Особенностью указанной технологии термической переработки является получение из жидких и твердых отходов чистого газообразного продукта.

При газификации отходов с помощью воздуха, кислорода, водяного пара, двуокиси углерода, водорода и их смесей происходит превращение углерода в окись углерода (СО), двуокись углерода (CO2), водород (Н2), метан (СН4) и более высоководородные соединения (СnНm).

Такие элементы, как азот и сера, содержащиеся в отходах, превращаются (в зависимости от условий газификационного процесса) в аммиак (NН3), цианистый водород (HCN), окиси азота (NOx), сероводород (Н2S) и оксид-сульфид углерода (CSO).

Теплоту, необходимую для эндотермических реакций, получают, как правило, от сжигания части отходов, предназначенных для газификации.

Главными целями газификации являются: переработка отходов в аккумулируемую или неаккумулируемую тепловую энергию, которую можно использовать взамен дорогостоящих угля, нефти, газа. А также сводится к минимуму числа побочных продуктов переработки и выхода веществ, загрязняющих атмосферу.

Газификация отходов осуществляется при низких (менее 1200°С) и высоких (более 1200°С) температурах.

Разработан также технологический процесс высокотемпературной газификации отходов. Процесс проводится в одном реакторе, где происходит газификация в подвижном (кипящем) и неподвижном слоях.

В кипящем слое газифицируются жидкие или пылевидные отходы. Образующийся остаток в виде жидкого шлака непрерывно выводится из реактора.

В неподвижном слое газифицируются кусковые отходы. Возможна газификация отходов совместно с более ценными энергоносителями, такими, как уголь и нефть.

1.7. Вторичная переработка ТБО

Очень перспективным методом переработки твёрдых бытовых отходов являются системы механического отбора и переработки всего, что может быть использовано в промышленности и в сельском хозяйстве. Таким образом, утилизируется примерно 64-74 % мусора от общей его массы.

Возможные подходы к разделению отходов представляют собой спектр решений, заключенных между двумя полюсами: чисто «техническим» и чисто «социальным». Первый полюс – некая идеальная фабрика, на входе которой мы имеем неразобранный поток муниципального мусора, а на выходе – потоки материалов, удовлетворяющих требованиям рынка, и поток, идущий на свалку. Второй – население само разделяет свои отходы, доводит их перерабатываемую часть до рыночной кондиции (моют бутылки, удаляют крышки и т.п.), после чего доставляют эти отходы «куда надо».

Первый путь в чистом виде практически невозможен. Переработка неподготовленного потока ТБО подходит, как метод получения обогащенного топлива для МСЗ, и попутно решает некоторые задачи извлечения вторсырья (например, металлов), но как метод, имеющий основной целью выделение вторсырья из общего потока мусора, она не годится. Практически невозможно, например, отделить пластик от бумаги, бутылочное стекло окажется перемешанным с оконным и т.п. Качество материалов, полученных из общей смеси окажется невысоким. Разумеется, с чисто технической точки зрения можно сколь угодно качественно разделить поток мусора, как с помощью машинных технологий, так и с помощью ручной разборки. Однако такой процесс, естественно, окажется непомерно дорогим, и это сделает всю деятельность экономически бессмысленной. В частности, можно с уверенностью утверждать, что издержки, налагаемые на общество при таком способе разборки смешанного мусора окажутся значительно больше, чем если бы этот мусор разделялся или, точнее, не смешивался бы вовсе с самого начала.

В основном перерабатываются следующие виды отходов:

Стекло обычно перерабатывают путем измельчения и переплавки (желательно, чтобы исходное стекло было одного цвета). Стеклянный бой низкого качаства после измельчения используется в качестве наполнителя для строительных материалов (например, т.н. «глассфальт»). Во многих российских городах существуют предприятия по отмыванию и повторному использованию стеклянной посуды. Такая же, безусловно, положительная практика существует, например, в Дании.

Стальные и алюминиевые банки переплавляются с целью получения соответствующего металла. При этом выплавка алюминия из баночек для прохладительных напитков требует только 5% от энергии, необходимой для изготовления того же количества алюминия из руды, и является одним из наиболее выгодных видов «ресайклинга».

Бумажные отходы различного типа уже многие десятки лет применяют наряду с обычной целлюлозой для изготовления пульпы – сырья для бумаги. Из смешанных или низкокачественных бумажных отходов можно изготовлять туалетную или оберточную бумагу и картон. К сожалению, в России только в небольших масштабах присутствует технология производства высококачественной бумаги из высококачественных отходов (обрезков типографий, использованной бумаги для ксероксов и лазерных принтеров и т.д.). Бумажные отходы могут также использоваться в строительстве для производства теплоизоляционных материалов и в сельском хозяйстве – вместо соломы на фермах.

Переработка пластика в целом – более дорогой и сложный процесс. Из некоторых видов пластика (например, PET – двух- и трехлитровые прозрачные бутылки для прохладительных напитков) можно получать высококачественный пластик тех же свойств, другие (например, ПВХ) после переработки могут быть использованы только как строительные материалы. В России переработка пластика не производится.

Типы пластика и коды для них определены "Обществом пластиковой промышленности" (SPI) и приведены в табл.1.7.1. Коды SPI широко применяются для обозначения типа упаковочного материала. Такая практика является обязательной во многих странах и большинстве штатов США.

Табл.1.7.1.

	Полиэтилен терефталат. Появился в 1978 году и захватил 100% рынка полутора- и двухлитровых бутылок для прохладительных напитков (иногда используется код PET).
	Полиэтилен высокой плотности. Используется при изготовления бутылок для моющих средств, иногда для масла и молока; игрушек.
	Поливинилхлорид (ПВХ). Применяется с 1927 года. Используется для заворачивания мясных продуктов, предотвращая изменение цвета. Из него также изготовляют бутыли для растительного масла. В 1973 году появились сообщения о канцерогенных веществах, якобы попадающих в жидкости, которые хранятся в сосудах из ПВХ, после чего его применение резко сократилось (иногда используется код PVC).
	Полиэтилен низкой плотности. Применяется со времен Второй Мировой войны. К 60-м годам полностью заменил целлофан. Используется в прозрачных упаковках, пакетах и т.д.
	Полипропилен. Используется в контейнерах для йогурта.
	Полистирен. Одноразовая посуда ресторанов быстрого питания (fast-food), иногда – контейнеры для яиц. Для их изготовления используют ХФУ, которые разрушают озоновый слой.
	Прочие. Чаще всего это многослойная упаковка или упаковка из смеси нескольких типов пластика (см.ниже).

На Западе широко распространена практика повторной переработки типов 1 и 2; несколько реже перерабатывается тип 4. Переработка остальных типов не практикуется (за исключением отдельных проектов малого масштаба).

Следует учесть, что значительное количество пластиковых упаковок, используемых сегодня, являются анти-экологичными, то есть включают в себя сразу несколько материалов: например, литровые пакеты, в которых продается сок, (т.наз. «асептические пакеты») состоят из фольги, пластика, картона; эластичные бутылки для кетчупа часто производятся из нескольких типов пластика. Такая упаковка практически не поддается вторичной переработке и зачастую не сгорает в мусоросжигательных печах.

Рис.1.7.1. Стоимость переработки вторсырья из муниципальных отходов на Западе

Представленная мной схема на рис.1.7.2. осуществляется на мусороперерабатывающем заводе в Германии. Вначале мусор попадает на грохоты 1 и 2, обеспечивающие его разделение на три фракции по крупности. Фракция по крупности частиц до 20 мм состоит из 60 % золы и песка, 38 % органических частей и около 2 % боя стекла и керамики. Этот мелкий материал в зависимости от содержания органики может поступать на компостирование.

Фракция с размерами частиц от 20 до 40 мм содержит примерно 85 % органических составных частей, а остальное – стекло, керамика, металл и пр. После отделения железа с помощью магнитного сепаратора 3 этот материал представляет собой очень хороший исходный материал для компостирования.

Предварительное отсеивание мелких частей мусора размером до 40 мм создаёт существенные преимущества для обработки крупного материала, так как при этом отделяются малоценные в качестве вторичного сырья компоненты, а также высоковлажные компоненты. Кроме того, благодаря этому на дальнейших этапах процесса при гидросепарации существенна облегчена очистка сточных вод.

Оставшийся материал крупностью более 40 мм при подготовке к дальнейшей сортировке должен быть грубо раздроблен. Грубо раздробленный на дробилке 4 мусор до фракции 100 мм подаётся в воздушный сепаратор 5. Лёгкие материалы из сепаратора можно практически без остатка отделить от воздушного потока в циклоне 6.

Тяжёлый отсепарированный материал падает через шлюзовой затвор в нижнюю часть сепаратора, где под действием сильной струи воздуха проходит дополнительную очистку от увлечённых им материалов, таких как пищевые отходы и загрязнённая, пропитанная водой бумага.

Лёгкие материалы, отделённые сепаратором, состоят примерно на 86 % из бумаги, на 8 % из лёгких пластмасс и на 6 % из текстиля и других лёгких выбросов. В составе лёгких фракций извлекается до 80 % бумаги и свыше 95 % лёгких пластмасс, содержащихся в исходном мусоре.

Тяжёлая фракция, содержащая ценные составляющие металл, стекло, тяжёлые пластмассы, вместе с другими тяжёлыми составляющими выгружается и подаётся для дальнейшей очистки и разделения в мокром классификаторе 9 и 10. Выделенные органические отбросы после механического обезвоживания добавляются к ранее отсеянным мелким фракциям (до 40 мм), поступающим на компостирование.

Из очищенного тяжёлого материала с помощью магнитного сепаратора 11 отделяются металлические части. На последующих ступенях 12 и 13, где осуществляется разделение по плотности, из оставшегося тяжёлого материала отсортировываются цветные металлы и керамика. Оставшаяся относительно чистая смесь стекла разделяется по цвету на оптико-механической установке 14 и 15. По расчётам немецких специалистов производительность такой установки должна быть не менее 30 т/ч.

Но наиболее экономически выгодным способом утилизации бытового мусора является разделения его на составляющие в источнике возникновения. Этот метод в развитых странах используется повсеместно. Для этого на улицах устанавливаются мусорные баки различных цветов: для пластика, для стекла, для бумаги, для металла, для органики и т.д. Зачастую даже стоят различные баки для стекла разного цвета. Намного сложнее с жилыми домами, оборудованными системами мусоропроводов.

Обычно считается, что разделение отходов самим населением и другими «производителями отходов» более приемлемо, чем «технологическое разделение» по следующим причинам:

в этом случае меньше суммарные издержки, налагаемые на общество;

как правило, меньше и издержки, налагаемые на городской бюджет и городские власти; в частности, не требуется значительных затрат на приобретение и эксплуатацию сложных технологий разделения;

в решении проблемы ТБО принимают непосредственное участие те, кто производит отходы – это (а) считается морально правильным и (б) создает стимул для уменьшения количества отходов.

Итак, в идеале отходы должны разделяться, или, точнее, не смешиваться, “у источника” – населением, или сотрудниками учреждений, производящих “коммерческие отходы”. Но никакая программа сбора вторсырья не будет работать «сама собой», без определенных усилий властей. Ниже рассмотрены возможные механизмы участия городских, региональных и национальных властей.

Например, в Нижнем Новгороде уже начали разрабатывать программу по внедрению прогрессивной системы сбора твердых бытовых отходов. Она заключается в раздельном сборе макулатуры, ветоши, пластика, металлов и стекла с их последующей переработкой или захоронением на полигоне. По мнению авторов программы, она позволит в несколько раз сократить пробег машин по уборке мусора (экономия до 200 тыс. долларов в год).

Эта программа уже действует в семи ЖЭКах, на территории которых установлено 80 специальных контейнеров для сортировки макулатуры - на переработку отправлено 15 тонн. В домах, которые оборудованы мусоропроводами, планируется установить пункты сортировки бытовых отходов, которые могут обрабатывать до 3 тонн мусора в сутки. Пока неизвестно как это нововведение отразится на санитарном состоянии подъездов.

Для того, чтобы обработать 120 тысяч тонн бытовых отходов, образующихся в одном из районов города, будет построен мусороперерабатывающий комплекс. Стоимость оборудования для переработки отходов примерно 500 тыс. долларов. Окупаемость комплекса 3-4 года.

Заметим, что эксперимент по раздельному сбору мусора уже проводился в г. Лиде и во Фрунзенском районе Минска. В столице эксперимент не удался. Нельзя сказать, что всему виной была безответственность жильцов. Говорят, что сначала мусор вывозился из домов каждый день, потом все реже и реже, и начавшим задыхаться людям пришлось вернуться к привычным мусоропроводам. Кстати, тогда эксперимент проводился при помощи немцев, а чтобы внедрить раздельный сбор отходов сейчас, нам придется наладить производство специальных контейнеров. Нужны и современные комплексы сан-очистки, обеспечивающие максимальную (до 80%) утилизацию вторичных сырьевых ресурсов (металл, стекло, макулатура, полимеры, текстиль, органика) и полное обезвреживание отходов производства. Главное создать правовую и экономическую базу для этого и заинтересовать народ в этом. А здесь возможна даже экономическая заинтересованность населения, так как вывоз и утилизация ТБО будет окупать сама себя, а возможно даже приносить прибыль и при этом наносить меньший урон окружающей нас окружающей среде. Правда, к сожалению пока почти ничего не делается в этом направлении.

2. Добыча и утилизация свалочного газа (СГ)

Резкий рост потребления в последние десятилетия во всем мире привел к существенному увеличению объемов образования твердых бытовых отходов (ТБО). В настоящее время масса потока ТБО, поступающего ежегодно в биосферу достиг почти геологического масштаба и составляет около 400 млн. тонн в год. Влияние потока ТБО остро сказывается на глобальных геохимических циклах ряда биофильных элементов, в частности органического углерода. Так, масса этого элемента, поступающего в окружающую среду с отходами, составляет примерно 85 млн. тон в год, в то время как общий естественный приток углерода в почвенный покров планеты составляет лишь 41,4 млн. тонн в год.

Одним из основных способов удаления ТБО во всем мире остается захоронение в приповерхностной геологической среде. В этих условиях отходы подвергаются интенсивному биохимическому разложению, которое вызывает в частности генерацию свалочного газа.

Эмиссии СГ, поступающие в природную среду формируют негативные эффекты как локального, так и глобального характера. По этой причине во многих развитых странах мира осуществляются специальные мероприятия по минимизации эмиссии СГ. Это фактически привело к возникновению самостоятельной отрасли мировой индустрии, которая включает добычу и утилизацию СГ. Состояние данной отрасли, перспективы ее развития в России, наиболее распространенные из используемых технологий и ряд других взаимосвязанных вопросов экологического и технико-экономического характера затрагиваются в данной статье.

2.1. Процессы газообразования

Существенная часть фракций ТБО повсеместно представлена различными органическими материалами. Основными группами среди них являются пищевые остатки и бумага. Их соотношение меняется в зависимости от уровня развития страны и ее географического положения и культурных особенностей. Однако в целом доля органических фракций ТБО колеблется по миру не столь значительно, от 56% в развитых странах до 62% - в развивающихся. Если учесть фракции представленные древесными отходами, то эти величины возрастут соответственно до 61% и 69%.

В условиях захоронений, куда поступает практически 80 % общего потока отходов, быстро формируются анаэробные условия, в которых протекает биоконверсия органического вещества (ОВ) с участием метаногенного сообщества микроорганизмов. В результате этого процесса образуется биогаз или, так называемый, свалочный газ (СГ), макрокомпонентами которого являются метан (СН₄) и диоксид углерода (СО₂).

Можно утверждать, что в среднем газогенерация заканчивается в свалочном теле в течение 10-50 лет, при этом удельный выход газа составляет 120-200 куб. м на тонну ТБО. Стехиометрия процесса газообразования может быть описана следующим упрощенным уравнением реакции:

n C₆H₁₀O₅ + n H₂O -------> 3n CH₄ + 3n CO₂

Существенное варьирование газопродуктивности и скорости процесса определяется условиями среды, сложившимися в конкретном свалочном теле. К числу параметров контролирующих биоконверсию относятся влажность, температура, рН, состав органических фракций. Их комплексное влияние отражается в следующем уравнении кинетики реакции газообразования первого порядка:

Q=M*q*e^-kt (2.1.1.)

где

Q - количество биогаза (куб. м), генерированное за время t (годы);

M - масса отходов (т);

q - удельный газовый потенциал (куб. м/т);

k - константа скорости реакции газообразования (1/год).

На практике, для прогноза газообразования применяют различные модификации формулы (2.1.1.). Их основное различие сводится к количеству фракций органического вещества (ОВ) ТБО, включаемых в рассмотрение. Как правило, в составе ОВ выделяют быстро-, средне- и медленно разлагаемые материалы. Они существенно различаются по своим физико- химическим свойствам и сроком биологического распада. Так, например, разложение "быстрых" фракций завершается в течение 2-4 лет, в то время как биоконверсия "медленных" - протекает в течение десятилетий. В зависимости от количества фракций, включаемых в формулу (2.1.1.), прогнозные модели принимают вид одно-, двух- и трехфазных.

Так, долголетние исследования позволили фирме "Геополис" установить, что обобщенная двухфазная модель, использующая константы скоростей реакций оцененные на основании полевых наблюдений, является адекватным средством прогноза образования СГ для условий России и Италии. Кривая реализации удельного газового потенциала ТБО, отражающая данную модель позволяет сделать вывод о том, что наиболее интенсивно процесс протекает в первые 5 лет, за которые выделяется около 50% полного запаса СГ.

Макрокомпонентами СГ являются метан (СН₄) и диоксид углерода (СО₂) их соотношение может меняться от 40-70% до 30-60% соответственно. В существенно меньших концентрациях, на уровне первых процентов присутствуют как правило - азот (N₂), кислород (О₂), водород (Н₂). В качестве микропримесей в состав СГ могут входят десятки различных органических соединений.

Состав биогаза обуславливает ряд его специфических свойств. Прежде всего СГ горюч, его средняя калорийность составляет примерно 5500 Ккал на м³. В определенных концентрациях он токсичен. Конкретные показатели токсичности определяются наличием ряда микропримесей, таких, например как сероводород (Н₂S). Обычно СГ обладает резким неприятным запахом. Также СГ, относится к числу так называемых парниковых газов, что придает ему глобальную значимость и делает его объектом пристального внимания мирового сообщества.

2.2. Масштабы газообразования

Глобальная эмиссия СГ является важным параметром для расчета прогнозных моделей изменения климата Земли в целом. Также на оценках потоков свалочного метана строятся национальные стратегии природоохранной деятельности в некоторых развитых странах. Так, например, в США вступил в силу закон о необходимости оборудования всех без исключения полигонов страны системами добычи и обезвреживания биогаза, после того как американскими исследователями было показано, что свалки являются основным антропогенным источником метана в США.

Первые глобальные оценки потока свалочного метана начали проводиться в прошлом десятилетии. Так, в одной из первых наиболее авторитетных работ 1987 года было показано, что глобальная эмиссия свалочного СН₄ составляет 30-70 млн. т в год, или 6-18% от его общепланетарного потока. При этом отмечалось, что данная величина превышает массу метана выделяемого угольными шахтами. На основании роста объемов образования ТБО в развивающихся странах делался прогноз о том, что в следующем столетии свалки будут основным глобальным источником метана.

В середине девяностых годов оценка глобальной эмиссии свалочного метана проводилась экспертной группой Межправительственной комиссии по изменению климата (IPCC), была получена величина равная 40 млн. т/год. Практически она подтвердила правильность прежних оценок, и окончательно поставила свалочный метан в реестр основных источников парниковых газов планеты.

Интересно отметить, что существенный вклад в глобальную эмиссию производит Россия. По тем же оценкам IPCC свалки России ежегодно выбрасывают в атмосферу 1,1 млн. т, что составляет примерно 2.5% от планетарного потока.

2.3. Виды негативного влияния СГ

Свободное распространение СГ в окружающей среде вызывает ряд негативных эффектов как локального, так и глобального масштабов, обусловленных его специфическими свойствами.

При накоплении СГ могут формироваться взрыво- пожароопасные условия в зданиях и сооружениях, расположенных вблизи захоронений ТБО. Такие ситуации регулярно возникают в случае нелегального захоронения ТБО в зонах жилой застройки. Например, в Москве, десятки объектов были построены в последнее десятилетие в зонах распространения так называемых насыпных грунтов, которые в большинстве случаев были представлены массами газогенерирующих ТБО. Только разработка специальных защитных мероприятий позволила ввести указанные объекты в строй. Вместе с тем известны случаи взрывов зданий из-за накопления СГ в их техподпольях. Ряд серьезных инцидентов такого рода, сопровождавшихся человеческими жертвами, имел место, в частности, в США и Англии. Частые пожары на полигонах также в основном являются последствием стихийного, бесконтрольного распространения СГ.

Накопление СГ в замкнутых пространствах также опасно с токсикологической точки зрения. Известно довольно много случаев отравлений при техническом обслуживании заглубленных инженерных коммуникаций, которые сопровождались смертельными исходами. К сожалению, открытая статистика таких инцидентов отсутствует. Высока вероятность того, что причиной несчастий было накопление СГ, источником которого являлись старые насыпные грунты.

СГ также оказывает гибельное воздействие на растительный покров. Так, причиной подавления растительного покрова, которое регулярно наблюдается вокруг свалочных тел, является накопление СГ в поровом пространстве почвенного покрова, вызывающее асфиксию корневой системы.

Свободное распространение СГ приводит также к загрязнению атмосферы прилежащих территорий, токсичными и дурно пахнущими соединениями. И наконец как уже отмечалось СГ является парниковым газом, который усиливает эффект изменения климата Земли в целом.

Приведенный перечень негативных явлений, обусловленных СГ, убедительно свидетельствует о необходимости борьбы с его эмиссиями. В большинстве развитых стран существуют специальные законы, обязывающие владельцев полигонов предотвращать стихийное распространение СГ. Основным методом, обеспечивающим решение этой задачи, является технология экстракции и утилизации СГ.

2.4. Технологическая схема экстракции и утилизации СГ

Для экстракции СГ на полигонах обычно используется следующая принципиальная схема: сеть вертикальных газодренажных скважин соединяют линиями газопроводов, в которых компрессорная установка создает разрежение необходимое для транспортировки СГ до места использования. Установки по сбору и утилизации монтируются на специально подготовленной площадке за пределами свалочного тела. Принципиальная технологическая схема системы по сбору СГ приведена на рис.2.4.1.

рис.2.4.1.

Каждая скважина осуществляет дренаж конкретного блока ТБО, условно имеющего форму цилиндра. Устойчивость работы скважины может быть обеспечена, если ее дебит не превышает объема вновь образующегося СГ. Оценка газопродуктивности существующей толщи ТБО проводится в ходе предварительных полевых газо-геохимических исследований.

Сооружение газодренажной системы может осуществляться как целиком на всей территории полигона ТБО после окончания его эксплуатации, так и на отдельных участках полигона в соответствии с очередностью их загрузки. При этом надо учитывать, что для добычи СГ пригодны свалочные тела мощностью не менее 10 м. Желательно также, что бы территория полигона ТБО, на которой намечается строительство системы сбора СГ, была рекультивирована, т.е. перекрыта слоем грунта мощностью не менее 30 - 40 см.

Скважины

Для добычи СГ на полигонах ТБО применяются вертикальные скважины. Обычно они располагаются равномерно по территории свалочного тела с шагом 50 - 100 м между соседними скважинами. Их диаметр колеблется в интервале 200 - 600 мм, а глубина определяется мощностью свалочного тела и может составлять несколько десятков метров. Для проходки скважин используется как обычное буровое оборудование, так и специализированная техника, позволяющая сооружать скважины большого диаметра. При этом, выбор того или иного оборудования обычно обусловлен экономическими причинами.

При бурении скважин в толще отходов в российских условиях, наиболее целесообразным по нашему мнению, является использование шнекового бурения. Оно сравнительно недорого и легко доступно, т.к. широко используется в инженерно-геологических изысканиях. При использовании этого вида бурения максимально возможный диаметр скважин составляет 0.5 м. Однако их строительство в российских условиях встречает ряд трудностей, связанных с присутствием большого количества инородных включений (металлических и бетонных конструкций, остатков техники, механизмов и пр.) в свалочной толще, затрудняющих бурение и приводящих к частой поломке бурового инструмента. Наш опыт показывает, что относительно легко могут быть пробурены скважины диаметром 250 - 300 мм, в тоже время они вполне достаточны для добычи СГ.

Инженерное обустройство скважины включает несколько этапов. На первом - в скважину опускается перфорированная стальная или пластиковая труба, заглушенная снизу и снабженная фланцевым соединением в приустьевой части. Затем в межтрубное пространство засыпается пористый материал (например, гравий) с послойным уплотнением до глубины 3 - 4 м от устья скважины. На последнем этапе сооружается глиняный замок мощностью 3 - 4 м для предотвращения попадания в скважину атмосферного воздуха.

После завершения строительства скважины приступают к установке оголовка скважины, представляющего собой металлический цилиндр, снабженный газозапорной арматурой для регулировки дебита скважины и контроля состава СГ, а также патрубком для присоединения скважины к газопроводу.

На заключительной стадии на оголовок скважины устанавливается металлический или пластмассовый короб для предотвращения несакционированного доступа к скважине.

Газопроводы для транспортировки СГ

Температура СГ в толще отходов может достигать 40 -50?С , а содержание влаги - 5-7% об.. После экстракции СГ из свалочного тела и его поступления в транспортные газопроводы, происходит резкое снижение температуры, что приводит к образованию конденсата, который может выделяться в значительных количествах. Ориентировочно при добыче СГ в объеме 100 м³/час, в сутки образуется около 1 м³ конденсата. Поэтому отвод конденсата с помощью специальных устройств является задачей первостепенной важности, т.к. его наличие в газопроводе может затруднить или сделать невозможной экстракцию СГ.

На первом этапе проектирования газопроводов проводится их гидравлический расчет с целью выбора оптимального диаметра труб на различных участках.

При выборе материалов для газопроводов обычно рассматривают два варианта: использование пластиковых или стальных труб. Их сравнительный анализ проводится по следующим критериям:

механическая прочность;

коррозионная стойкость;

возможность использования в просадочных грунтах.

Основное преимущество стальных труб обусловлено механической прочностью и их повсеместным использованием при строительстве газопроводов в России. Пластиковые трубы характеризуются высокой коррозионной стойкостью и пластичностью. Учитывая высокую просадочную способность ТБО и высокую коррозионную активность СГ, для прокладки газопровода рекомендуется использовать пластиковые трубы из полиэтилена низкого давления (ПНД). Полиэтиленовые газопроводы обладают рядом преимуществ по сравнению с металлическими: они гораздо легче, обладают достаточной прочностью, эластичностью и коррозийной стойкостью, хорошо свариваются. Газопроводы не требуют электрохимической защиты. Производительность труда при строительстве полиэтиленовых газопроводов в 2,5 раза выше. При приемке в эксплуатацию полиэтиленовых газопроводов требуется исполнительная документация согласно СНиП 2.04.08-87 и СНиП 3.05.02-88.

При отсутствии полиэтиленовых могут быть применены стальные трубы. В связи с повышенной агрессивностью среды свалочной толщи, при их использовании газопровод должен быть изолирован защитными покрытиями усиленного типа в соответствии с действующими техническими нормативами: битумно-полимерными, битумно-минеральными, полимерными (по ГОСТ 15836-79)

Газопровод прокладывается в траншеях, пройденных на глубине предотвращающей промерзание труб в зимнее время. При прокладке линий газопровода с целью предотвращения скопления конденсата необходимо соблюдать определенные уклоны, а также устанавливать конденсатоотводчики, обеспечивающие удаление влаги из системы.

Конденсатоотводчик представляет собой стальной сварной резервуар для стока конденсата с системой гидрозатвора, обеспечивающие минимальные трудозатраты по поддержанию их в рабочем состоянии.

Для регулирования работы газопровода используется запорная арматура из материалов коррозионностойких к биогазу - краны, задвижки и заслонки. Запорная арматура должна обеспечить надежность, оперативность и безопасность при управлении работой газопровода с минимальными гидравлическими потерями.

По системе трубопроводов СГ поступает на пункт сбора СГ.

Пункт сбора СГ

Газосборный пункт предназначен для принудительного извлечения СГ из свалочной толщи. Для этого с помощью специального электровентилятора в системе газопроводов создается небольшое разряжение (около 100 мбар).

Утилизация СГ

В мировой практике известны следующие способы утилизации СГ:

факельное сжигание, обеспечивающее устранение неприятных запахов и снижение пожароопасности на территории полигона ТБО, при этом энергетический потенциал СГ не используется в хозяйственных целях;

прямое сжигание СГ для производства тепловой энергии;

использование СГ в качестве топлива для газовых двигателей с целью получения электроэнергии и тепла;

использование СГ в качестве топлива для газовых турбин с целью получения электрической и тепловой энергии;

доведение содержания метана в СГ (обогащение) до 94 -95% с последующим его использованием в газовых сетях общего назначения.

Целесообразность применения того или иного способа утилизации СГ зависит от конкретных условий хозяйственной деятельности на полигоне ТБО и определяется наличием платежеспособного потребителя энергоносителей, полученных на основе использования СГ. В большинстве развитых стран этот процесс стимулируется государством с помощью специальных законов. Так, во многих странах ЕЭС и США существуют законы, обязывающие потребителей покупать альтернативную энергию. Мало того, нормативно определена стоимость такого вида энергии, которая как правило в 2 - 2.5 раза выше стоимости энергии произведенной на основе традиционных энергоносителей (природный газ, нефтепродукты и пр.)

В России подобная нормативно-правовая база отсутствует. Следствием этого являются большие трудности, связанные со сбытом энергии полученной из СГ. Такое положение сдерживает широкое распространение технологии в России. В сложившихся условиях использование СГ для удовлетворения нужд полигона ТБО или локального потребителя является наиболее реалистичным.

2.5. Масштабы мировой экстракции СГ

В заметных объемах биогаз добывается и утилизируется в ряде развитых западных стран. К их числу относятся США, Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Италия, Дания. Объемы годовой газодобычи представлены в табл.2.5.1. из которой следует, что глобальная утилизация СГ составляет примерно 1,2 млрд. куб. м в год, что эквивалентно 429 тыс. тонн метана или 1% его глобальной эмиссии. Таким образом, объем извлекаемого газа ничтожен по сравнению с объемом его образования. Это открывает широкие возможности для развития биогаза как отрасли в целом.

Табл.2.5.1.

Страна	Объем добычи СГ, млн. куб. м/ год
США	500
Германия	400
Великобритания	200
Нидерланды	50
Франция	40
Италия	35
Дания	5
Итого:	1230

2.6. Перспективы добычи и утилизации СГ в России

Для оценки перспектив тиражирования технологии в России проводили специальные технико-экономические расчеты возможных типовых объектов по добыче и утилизации СГ. В качестве исходных данных использовали результаты пилотных проектов, выполненных фирмой "Геополис" в Московском регионе. Один из проектов, проводившийся на территории города Серпухова подробно описан в предыдущем разделе статьи. Срок жизни типового объекта принимали равным 10 годам. Важно подчеркнуть, что при расчете доходов от добычи газа и производства электроэнергии использовались цены ниже существующих сегодня на рынке энергоресурсов, а именно: 180 руб. за 1м3 СГ и 250 руб. за 1 кВт/ч электроэнергии. Эти цифры были получены на основании опроса потенциальных потребителей энергии из СГ. Рассматривали два варианта технологических схем утилизации газа. Первая включала - производство электроэнергии, вторая - подачу сырого СГ потребителю. Полученные результаты расчетов в табл.2.6.1. и табл.2.6.2. позволяют констатировать, что: объекты по производству электроэнергии требуют больших инвестиций и являются более прибыльными по абсолютным показателям; с ростом массы свалочного тела фактически пропорционально растут все технико-экономические показатели объектов; все рассмотренные варианты экономически эффективны. Однако необходимо отметить, что выполненные расчеты имеют ряд существенных ограничений. Они не учитывают налогообложения и процесса инфляции. Вероятно их ввод в расчетные алгоритмы существенно понизит величины ожидаемых прибылей.

Табл.2.6.1.

Технико-экономические показатели типовых объектов по производству электроэнергии из СГ.

Масса свалочного тела (млн. т)	Мощность объекта (MW)	Инвестиции + экспл. затраты (млн. руб.)	Накопленная прибыль * (млн. руб.)
>= 2,5	>= 2,60	>= 12300	>= 25 000
2,5 -1,0	2,60- 1,04	12300 - 10350	25 000 - 10 000
1,0-0,5	1,04 - 0,52

	10350 - 5200	10 000 - 5 000
<=0,5	<= 0,52	<= 5200	< = 5 000

* - прибыль рассчитана без учета налогов и коэффициента дисконтирования

Тем не менее, принимая во внимание, что оценки выполнены для условий жесткой конкуренции, когда энергия из СГ продается по более низким ценам, чем традиционная, можно сделать вывод о целесообразности тиражирования технологии в России. Безусловно этот процесс должен стимулироваться созданием наиболее благоприятных финансово-правовых условий, так как он выражается не только и столько в экономических, сколько в экологических эффектах, которые не нашли числового выражения в данной статье.

Таблица 2.6.2.

Технико-экономические показатели типовых объектов по добыче СГ.

Масса свалочного тела (млн. т)	Мощность объекта (куб. м/ч)	Инвестиции + экспл. затраты (млн. руб.)	Накопленная прибыль * (млн. руб.)
>= 2,5	>= 2000	>= 8400	>= 12 000
2,5 -1,0	2000 - 800	8400 - 4 000	12 000 - 6 000
1,0-0,5	800 - 400	4000 - 2000	6 000 - 3 000
<=0,5	<= 400	<= 2000	< = 3 000

* - прибыль рассчитана без учета налогов и коэффициента дисконтирования

Для оценки потенциала российской отрасли индустрии по добыче и утилизации СГ проводили предварительную классификацию существующих российских свалок табл.2.6.3. На ее основании можно сделать вывод о наличии по крайней мере нескольких сотен объектов, пригодных для осуществления экономически жизнеспособных СГ проектов. Таким образом, имеющийся потенциал огромен.

Таблица 2.6.3. Классификация свалок РФ.

Масса свалочного тела (млн. т)	Кол-во объектов в России
>= 2,5	>=20
2,5 -1,0	90
1,0-0,5	400
<=0,5	800

2.7. Пилотный проект по экстракции и утилизации СГ на полигонах Московской области (МО)

Проект "Санитарное захоронение с рекуперацией энергии на территории Московской области" был начат в январе 1994 года и продолжался в течение двух с половиной лет.

Одной из целей проекта являлась демонстрация в России возможностей биогазовой технологии - одного из элементов санитарного захоронения отходов на полигонах ТБО широко используемого в мировой практике.

Биогаз - это конечный продукт микробиологического разложения определенных фракций отходов, захороненных на полигоне. К ним относятся: растительные и животные остатки, бумага и древесина. Скорости, с которой эти материалы подвергаются биоинверсии существенно различны и зависят не только от вида отходов, но и от физико-химических условий в свалочном теле (влажности, температуры, pH и т.д.)

Биогаз горюч, он состоит на 50 - 60% из метана и на 40 - 50% из двуокиси углерода, его теплотворная способность примерно в два раза ниже, чем у природного газа и составляет около 4500 - 5000 Ккал/м3.

Количество биогаза, которое можно собрать и утилизировать на полигоне ТБО прямо пропорционально массе свалочного тела.

В качестве объектов для демонстрации возможностей биогазовой технологии были выбраны два типичных полигона Московской области (МО): полигон "Дашковка" в Серпуховском районе МО и полигон "Каргашино" в Мытищинском районе МО.

На них был проведен комплекс подготовительных работ включавший:

полевые газогеохимические исследования с целью определения продуктивности свалочной толщи;

разведочное бурение с целью определения мощности свалочного тела и его параметризации;

топографическая съемка масштаба 1:500.

В результате были оценены биогазовые потенциалы исследованных объектов, определены скорости образования биогаза, а также и возможные объемы газодобычи. На основании полученных данных последний параметр был рассчитан для типичного полигона МО (площадь 5 - 7 га; средняя мощность отходов 10 - 12 м). Как следует из рис.2.7.1., обычно на полигоне МО в период эксплуатации образуется до 600 - 800 м3 биогаза в час, при этом порядка 50% этого объема может быть использовано в качестве альтернативного источника энергии.

рис.2.7.1. Объём образования и добычи биогаза

На пилотных полигонах ТБО МО был выбран вариант утилизации биогаза в форме производства электроэнергии. Для этого на их территориях были построены системы газодобычи, включающие скважины и газопроводы и компрессорные станции, обеспечивающие подачу газа к мотор-генераторам, находящимся в непосредственной близости от полигонов ТБО. В проекте было использовано компрессорное оборудование и установки по производству электроэнергии, поставленные голландской фирмой Гронтмай в рамках технической помощи Администрации МО.

В 1995 г. началась эксплуатация первой биогазовой установки, позволившая собрать детальную информацию о площади сбора биогаза единичной скважиной, об эффективности перекрытия ТБО грунтовым экраном, о режимах добычи биогаза в различных погодных условиях.

В настоящее время обе установки (Серпухов, Мытищи) функционируют в опытно-промышленном режиме, вырабатывая по 80 кВт/ч электроэнергии каждая. Их опыт эксплуатации показал, что в российских условиях из 1 м³ биогаза может быть произведено 1.3 - 1.5 кВт электроэнергии. Это означает, что при полном использовании запасов биогаза на полигонах, может быть произведено от 260 до 300 кВт электроэнергии в час, что соответствует производству около 2500 МВт электроэнергии в год.

При существующих в настоящее время ценах на электроэнергию потенциальный доход от эксплуатации одной биогазовой установки на типичном полигоне МО может составить около 1,2 млрд. руб. Однако, современная финансовая ситуация и практика монопольного распределения электроэнергии заставляют сомневаться в возможности отыскания платежеспособного потребителя на указанные объемы электричества. Поэтому в сложившихся условиях целесообразно использовать произведенную электроэнергию частично для собственных нужд предприятия эксплуатирующего полигон ТБО, а частично для производства энергоемкой продукции хозспособом (например, производства рассады цветов или овощей в теплицах), что дает возможность снизить ее себестоимость и сделать конкурентоспособной в условиях рынка.

Полученный в ходе выполнения данного Проекта опыт может быть использован при дальнейшем внедрении и тиражировании данной технологии на существующих и будущих полигонах в России.

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов энергоснабжения

Анализ исходных данных показывает, что для энергоснабжения данного промышленного предприятия возможно использовать несколько вариантов схем энергоснабжения. Но наиболее экономически выгодный определяется на основе технико-экономического сопоставления нескольких вариантов.

Проведем технико-экономическое сопоставление трех вариантов энергоснабжения, схемы которых приведены на рис.3.1.

Первая схема предусматривает получение тепловой энергии от котельной на природном газе, а электрической энергии и углекислого газа, необходимого для производственных целей, от внешних источников. Основным топливом является природный газ, а резервным - котельно-печное топливо.

Второй вариант схемы энергоснабжения предусматривает получение тепловой энергии котельной на обогащённом биогазе, углекислого газа от системы обогащения биогаза и от системы утилизации дымовых газов, а электрической энергии от внешних источников. Основным топливом является обогащённый биогаз, а резервным – природный газ.

Третий вариант схемы, предусматривает получение тепловой и электрической энергии от минитеплоэлектроцентрали, а углекислого газа от системы обогащения биогаза и от системы утилизации дымовых газов. Основное топливо – обогащённый биогаз, резервное – природный газ.

Для проведения технико-экономического сопоставления этих трех вариантов найдем сумму приведенных затрат капитальных вложений для каждого варианта, включая в том числе работу на основном и резервном топливе.

Используя литературу [12], найдем предварительные значения необходимых исходных данных для технико-экономического сопоставления, которые приведены в табл.3.1.

Таблица 3.1.

Исходные данные к технико-экономическому сопоставлению.

№ п/п	Параметры	Еден. измер.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
1	Капитальные затраты (включая инженеринговые услуги)	Тыс. $	60	120	160
2	Электрическая мощность	кВт	700	700	700
3	Приведенное число часов работы	час/год	5000	5000	5000
4	Стоимость топлива: биогаз природный газ котельно-печное топливо	$/т.у.т $/т.у.т $/т.у.т	- 145 240	125 145 -	125 145 -
5	Стоимость электроэнергии	$/кВт×ч	0,05	0,05	-
6	Стоимость углекислого газа	$/т.СО2	150	150	150
7	Расход топлива	т у.т./год	1000	1050	1050
8	Расход углекислого газа на производстве	т	2500	2500	2500

Капитальные затраты определяются по формуле:

З = Е_нК + S, (3.1)

где К и S - капиталовложения и издержки, $;

Е_н - нормативный коэффициент, Е_н = 0,15.

Капиталовложения определяются по формуле:

К = К_пр + К_стр, (3.2)

где К_пр - стоимость основных производственных фондов, $;

К_стр - капиталовложения в здания и строительно-монтажные работы, $.

Так как основными статьями затрат являются затраты на энергетические ресурсы, то остальными сосотавляющими суммарных затарат можно в предварительнои расчеты пренебречь. Издержки или затраты энергетических ресурсов определим по формуле:

S = S_ээ + k×S_т + S_угл. , (3.3)

где S_ээ - расходы на электроэнергию;

S_т - расходы на топливо;

S_угл - расходы на углекислый газ;

k - коэффициент использования топлива, k = 1,2¸1,3.

Расход на электроэнергию определяются по двухставочному тарифу:

, (3.4)

где N^max - заявленная промышленным предприятием мощность в часы максимума нагрузки энергосистемы, кВт;

a - плата за 1 кВт заявленной мощности, a = 44 $/кВт;

b - плата за 1 кВтч расходуемой электроэнергии, b =0,034 $/кВтч;

Э_ - расход электроэнергии на предприятии.

, (3.5)

где h_max - число часов использования максимума нагрузки, часы;

K_с - коэффициент спроса, принимаем К_с = 0,7.

Топливная составляющая себестоимости:

, (3.6)

где В_год - годовой расход топлива, кг;

Ц_т^пр - оптовая цена топлива по прейскуранту, руб./кг.

Расходы на углекислый газ определяются по формуле:

, (3.7)

где G_угл^год - годовой расход углекислого газа на производстве, кг;

Ц_угл^пр - оптовая цена углекислого газа по прейскуранту, $/кг.

Для первого варианта имеем:

млн.кВт×ч.

S_ээ = 700×44+ 5×10⁶×0,034 = 200 тыс. $,

S_т¹ = 1000×145 =145 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1000×240 =240 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_угл = 2500×150 = 375 тыс. $,

S¹ = 200 + 145×1,2 + 375 = 749 тыс. $,

S² = 200 + 240×1,2 + 375 = 863 тыс. $,

З¹ = 0,15×60 + 749 = 758 тыс. $,

З² = 0,15×60 + 863 = 872 тыс. $.

Для второго варианта имеем:

S_т¹ = 1000×125 =125 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1000×145 =145 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_ээ = 700×44+ 5×10⁶×0,034 = 200 тыс. $,

S_угл = 2000×150 = 300 тыс. $,

S¹ = 200 + 125×1,2 = 350 тыс. $,

S² = 200 + 145×1,2 +300= 674 тыс. $,

З¹ = 0,15×120 + 350 = 368 тыс. $,

З² = 0,15×120 + 674 = 692 тыс. $.

Для третьего варианта имеем:

S_т¹ = 1050×125 = 131 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1050×145 = 152 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_угл = 2000×150 = 300 тыс. $,

S¹ = 131×1,3 = 170 тыс. $,

S² = 152×1,3 +300= 498 тыс. $,

З¹ = 0,15×160 + 170 = 194 тыс. $,

З² = 0,15×160 + 498 = 522 тыс. $.

Как видно из приведенных расчетов, наиболее экономически выгодными являются третий вариант. Поэтому именно этот вариант взят за основу создания теплоэнергетической системы промышленного предприятия и рассматривается в дальнейшем.

Найдем срок окупаемости дополнительных капитальных вложений для строительства углекислотных станций (вариант 1 и вариант 2):

, (3.8)

где К₁ и S₁ - капиталовложения и издержки по варианту 1;

К₂ и S₂ - капиталовложения и издержки по варианту 2;

года.

Определим коэффициент экономической эффективности дополнительных капитальных вложений:

. (3.9)

Так как Е_р > Е_н = 0,15, то осуществление дополнительных капитальных вложений в строительство углекислотной станции является целесообразным ( Е_н - нормативный коэффициент ).

Найдем срок окупаемости дополнительных капитальных вложений для строительства МиниТЭЦ при работе на основном топливе (вариант 2 и вариант 3):

, (3.8)

где К₂ и S₂ - капиталовложения и издержки по варианту 2;

К₃ и S₃ - капиталовложения и издержки по варианту 3;

года.

Определим коэффициент экономической эффективности дополнительных капитальных вложений:

. (3.9)

Так как Е_р > Е_н = 0,15, то осуществление дополнительных капитальных вложений в строительство МиниТЭЦ является целесообразным.

4. Синтез технологической схемы источника энергоснабжения

Основным элементом предложенной технологической схемы источника энергоснабжения является дизельный двигатель внутреннего сгорания.

В основе работы двигателя Дизеля лежат физико-химические процессы преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сгорании топлива, в механическую работу.

Двигатель работает по циклу с подводом теплоты при постоянном давлении. Сжатие воздуха и топлива производится раздельно: воздух сжимается в цилиндре двигателя, а топливо в насосе. Такое проведение процесса позволяет получить высокие степени сжатия и исключает преждевременные вспышки смеси.

Работа цикла Дизеля в v, p - координатах изображена на рис.4.1.

Схематическая работа двигателя происходит так: в цилиндр из окружающей среды забирается воздух при первом ходе поршня. При втором ходе поршня производится адиабатное сжатие воздуха до высоких степеней сжатия (порядка 12-20). Давление воздуха достигает 3,5-3,6 МПа, а температура возрастает до 600-800 ^оС.

При достижении максимального сжатия через форсунку в цилиндр подается топливо. Так как температура воздуха в цилиндре выше температуры воспламенения топлива, то оно воспламеняется и горит при постоянном давлении в период работы форсунки. Далее впрыскивание топлива прекращается и дальнейшее движение поршня осуществляется в результате адиабатного расширения продуктов сгорания. При заключительном обратном ходе поршня продукты сгорания выталкиваются им в окружающую среду. После этого процессы вновь протекают в описанной выше последовательности.

Таким образом, весь цикл совершается в четыре такта. Этот цикл можно заменить идеальным, состоящим из адиабатического сжатия газа, изобарического подвода к газу теплоты, адиабатического расширения газа и изохорного отвода теплоты от газа.

Пуск двигателя производится воздухом давлением 2,5-3 МПа. Пуск осуществляется при положении поршня, соответствующему началу такта расширения. В этот момент в цилиндр через специальный пусковой клапан поступает сжатый воздух. Под его давлением поршень движется вниз, вращая коленчатый вал. В период пуска воздух поступает последовательно во все цилиндры в порядке их работы.

Рис.4.1. Изображение в системе v-p цикла идеального дизельного двигателя.

1-2 - адиабатное сжатие воздуха, в результате которого повышается его давление и температура;

2-3 - подвод теплоты при постоянном давлении, при котором увеличиваются объем и температура воздуха;

3-4 - адиабатное расширение газа, в результате которого совершается механическая работа;

4-1 - отвод теплоты при постоянном объеме (v=const);

q₁ - подводимая теплота в изобарном процессе 2-3;

q₂ -отводимая теплота в изохорном процессе 4-1.

После подачи воздуха производится подача топлива к двигателю. Топливом является биогаз, природный газ или дизельное топливо. Топливо подается посредством топливоподающей системы, которая включает в себя топливопроводы, топливные насосы высокого давления, форсунки, систему фильтров. После фильтрации топливо поступает в приемный сосуд, из которого подводится к топливному насосу высокого давления. Топливный насос подает топливо через форсунки в цилиндр двигателя. Топливный насос высокого давления создает высокое давление в пределах 50-150 МПа, точно дозирует подачу топлива и регулирует ее при изменении режима работы двигателя, производит подачу топлива в цилиндр в заданный момент времени. Для сбора утечек топлива из насоса и форсунок предусмотрен дренаж.

Для отвода теплоты от деталей двигателя служит система охлаждения. В качестве охлаждающей жидкости используется вода, циркулирующая по замкнутому контуру. После выхода из двигателя вода поступает в водо-водяной теплообменный аппарат для охлаждения. В данной технологической схеме предложен для установки теплообменный аппарат матричного типа. В нем охлаждающая вода отдает некоторое количество теплоты сетевой воде, которая поступает из сетевых подогревателей системы отопления и горячего водоснабжения. Затем посредством водяного насоса охлаждающая вода вновь поступает в двигатель, а сетевая вода для дальнейшего нагрева направляется в газо-водяной теплообменник. Температура охлаждающей воды на входе в двигатель - 85^оС; на выходе из двигателя - 90^оС.

В данной работе под сетевой водой понимается вода промежуточного контура теплоэлектрогенерирующей установки, а сетевой подогреватель моделирует теплообменники теплового пункта системы теплоснабжения предприятия.

Для уменьшения работы трения, повышения износоустойчивости трущихся деталей и для охлаждения применяется система смазки. Для смазки рамовых, шатунных подшипников, подшипников распределительного вала и приводных вспомогательных агрегатов применяют принудительную циркуляционную систему смазки под давлением 0,15-0,6 МПа. Масло от двигателя с температурой 90 ^оС поступает через фильтр в водо-масляной теплообменный аппарат, где охлаждается сетевой водой до температуры 85^оС и через масляный насос вновь поступает в двигатель. Для установки предложен также теплообменный аппарат матричного типа. Обратная вода для дальнейшего нагрева направляется в газо-водяной теплообменник.

Для преобразования механической работы двигателя в электрическую энергию в схеме предлагается установить синхронный электрический генератор. В генераторе применяется статические системы возбуждения и регулирования напряжения. Генератор имеет также и характерную конструктивную особенность: корпус его соединяется с первичным двигателем в единый моноблок с помощью фланца. Сочленение валов первичного двигателя и генератора применяется с помощью муфт (без редуктора).

Потери теплоты с уходящими газами в двигателе составляют 20-40 %. Поэтому остро стоит вопрос об утилизации этой теплоты. Для решения данного вопроса в рассматриваемой схеме предлагается установить газо-водяной кожухотрубный теплообменник. В нем уходящие из двигателя дымовые газы нагревают сетевую воду, которая поступает в него из водо-водяного и водо-масляного теплообменников. При этом дымовые газы на выходе из теплообменника имеют температуру 150 ^оС, а вода нагревается до температуры 90^оС и направляется в сетевой подогреватель. В подогревателе вода отдает теплоту и охлаждается, а затем поступает в насос промежуточного контура, который обеспечивает циркуляцию в замкнутом контуре.

С помощью вышеизложенных мероприятий по использованию теплоты уходящих из дизельного двигателя дымовых газов до конца проблема утилизации их теплоты не решается. Также стоит проблема очистки дымовых газов от пыли, золы, смолы без чего невозможна дальнейшая абсорбция из дымовых газов CO₂, что решает важную задачу снабжения углекислым газом производство и уменьшения выбросов углекислого газа в атмосферу. Образующийся при абсорбции высококонцентрированный газ может быть использован на различные производственные нужды.

Для решения двух упомянутых проблем за газо-водяным предлагается установить скруббер. В нем с одной стороны дымовые газы охлаждаются от температуры 150 ^oС до температуры 40 ^oС, а с другой стороны вода нагревается от температуры 35 ^oС до температуры 45 ^oС. Одновременно в скруббере происходит процесс конденсации части водяного пара, находящегося в составе дымовых газов, что дает еще некоторое количество теплоты. Уходящие дымовые газы предлагается направить в абсорбер с целью поглощения из них углекислого газа.

Дымовые газы сперва направляются в компрессор, где сжимаются, а затем поступают в абсорбер. В абсорбер подается и абсорбент (вода) так же под давлением. Насыщенный углекислым газом абсорбент поступает в турбину, находящуюся на одном валу с насосом. Тем самым производится регенерация энергии, затраченной на сжатие воды и газа. Окончательное снижение давление абсорбента происходит в дросселе. После чего он поступает в сепаратор, где происходит разделение абсорбента и диоксида углерода. В дальнейшем производится только осушка СО₂ до влажности, соответствующей требованиям потребителя. Тот же принцип мы используем и для обогащения биогаза.

В результате процессов, происходящих в скруббере, имеем воду с температурой 45^oС, которая является так называемым низкопотенциальным источником теплоты. В том случае, когда температура располагаемого источника теплоты вторичных энергоресурсов низка и поэтому недостаточна для полезного использования в системе теплоснабжения, температурный уровень этой теплоты можно искусственно повысить с помощью термотрансформатора - теплового насоса, затратив на это какую-либо энергию (электрическую, механическую, тепловую).

Процессы, происходящие в тепловом насосе, идентичны процессам в холодильной машине, но с той лишь разницей, что назначением первого является повышение температуры, тогда как вторая служит для понижения температуры теплоносителя. В испаритель теплового насоса подводится располагаемая теплота низкого потенциала, т.е. вода с температурой 45 ^oС. Эта вода передает теплоту рабочему агенту (фреону, аммиаку и др.), кипящему в испарителе, а сама при этом охлаждается до температуры 35 ^oС и с помощью насоса подается снова в скруббер. Пары рабочего агента поступают из испарителя в компрессор, где сжимаются. Сжатые пары поступают в конденсатор, где передают теплоту теплоносителю - воде, которая нагревается в конденсаторе до температуры 90^oС, а сами при этом конденсируются. Затем эта вода поступает в сетевой подогреватель системы отопления и горячего водоснабжения, где смешивается с потоком воды, которая направляется туда же из газо-водяного теплообменника. После сетевого насоса часть воды отбирается из общего потока и направляется снова в конденсатор теплового насоса. Из конденсатора рабочий агент поступает в жидком виде в детандер, где происходит расширение рабочего агента, сопровождающееся снижением его температуры и отдачей работы. Из детандера рабочий агент поступает в испаритель и цикл замыкается. На привод компрессора предлагается использовать электрическую энергию или вырабатываемую электрическим генератором данной технологической схемы, или вырабатываемую другим источником энергии.

Таким образом, суммируя все выше изложенное, мы имеем схему источника энергоснабжения на базе дизельного двигателя внутреннего сгорания, которая включает в себя также скруббер, тепловой насос, а также систему абсорбции диоксида углерода из дымовых газов (рис.4.2).

Данную схему можно разделить на три части: первая - дизельный двигатель, системы его охлаждения и смазки, газо-водяной теплообменник, скруббер, тепловой насос и сетевой подогреватель, вторая - схема абсорбции диоксида углерода из дымовых газов (схема углекислотной станции) и третья – схема абсорбции диоксида углерода из биогаза. На рис.4.2. схема абсорбции диоксида углерода из биогаза не представлена, она будет рассмотрена отдельно.

5. Оптимизация работы установки по обогащению биогаза

5.1. Технологическое описание объекта исследования

В данной главе дипломного проекта мы рассматриваем схему обогащения биогаза, путём очистки его от СО2:

Очищенный газ

Биогаз

Абсорбер

ЭД Водяная турбина

Электроэнергия

СО2

Десорбер

Рис.5.1.1.

В данной схеме биогаз очищается от СО2 путём абсорбции водой под давлением. Абсорбцию ведут под давлением 1,6 – 3 МПа. Вытекающую из абсорбера воду пропускают через водяную турбину, которая используется для приведения во вращение насоса, нагнетающего воду в абсорбер. Благодаря работе водяной турбины возвращается около 40 % затрачиваемой на работу насоса энергии. Остальная энергия получается от электродвигателя, расположенного на одном валу с насосом и турбиной.

После турбины давление воды снижается до атмосферного. Далее вода попадает в десорбер, где СО2 отделяется, а вода опять направляется на абсорбцию.

5.2. Синтез расчётной структуры исследуемого объекта

Рис.5.2.1.

По данному графу составим матрицы:

Структурная матрица

№	I	II	III	IV	V	VI	Число параметров связи
1		1					1
2	-1	1					0
3		-1	1				0
4			-1				-1
5			-1	1			0
6				-1	1		0
7					-1		-1
8	1				-1		0
9	1					-1	0
10						1	1
11	1			-1			0

Матрица смежности

№	I	II	III	IV	V	VI
I		1
II			1
III				1
IV	1

1

V

1

VI

1

Матрица процесса

№ элемента	№ связей
I	-2	8	9	11
II	1	2	-3
III	3	-4	-5
IV	5	-6	-11
V	6	-7	-8
VI	-9	10

Матрица контуров

№ контура	№ внутренней связи						Ранг
	2	3	5	6	8	11
1	1	1	1	1	1		5
2	1	1	1			1	4
	2	2	2	1	1	1

Матрица видов связей

№ связи	Биогаз	Вода	СО2	Вода +газ	МЭ	ЭЭ	Параметры связи
1	1						G1, p1, t1, состав
2		1					G2, p2, t2
3				1			G3, p3, t3, состав
4	1						G4, p4, t4, состав
5		1 G5, p5, t5, состав 6 1 G6, p6, t6, состав 7 1 G7, p7, t7 8 1 G8, p8, t8 9 1 N9, КПД 10 1 Q10, КПД 11 1 N11, КПД 5.3. Составление математической модели Рассмотрим по отдельности все элементы нашей схемы и составим материальные и тепловые балансы: I Насос: ; ; II Эжектор: ; ; III Абсорбер: ; ; IV Водяная турбина: ; ; V Десорбер: ; ; VI Электродвигатель: . Таким образом мы получаем систему из 11 уравнений с 19 переменными: ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; . Расчёт будем проводить на 1 м3 поступающего биогаза. Проанализируем количество воды, электроэнергии, а также выход очищенного газа и содержание в нём СО2 при изменении давления воды от 1,6 до 3 МПа с шагом 0,1 МПа и при изменении степени очистки от СО2 от 80% до 95% с шагом 1% от содержания СО2 в исходном газе. Для этого нам понадобятся ещё несколько дополнительных уравнений. Количество очищенного газа: ; где - количество исходного газа; - содержание СО2 в исходном газе; - степень очистки газа от СО2; Содержание СО2 в очищенном газе: ; Количество воды необходимое для очистки биогаза: ; где а и b – постоянные, зависящие от температуры; - парциальное давление СО2; Электроэнергия, необходимая для того, чтобы дополнять энергию возвращаемую турбиной: . 5.4. Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы: BEGIN Ввод исходных данных Расчёт шага по давлению и степени очистки Расчёт объёма выходящего газа Расчёт содержания СО2 в выходящем газе Расчёт необходимого количества воды Расчёт необходимой электроэнергии I:=I+1; J:=J+1; I>NP J>NZ Вывод данных END. PROGRAM BIOGAS; 5.5. Программа на Pascal CONST P1=0.1; {атмосферное давление} A=0.425; B=0.0159; NP=15; NZ=16; VAR P2:ARRAY[1..NP] OF REAL; Z:ARRAY[1..NZ] OF REAL; G2:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL; G4:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL; Y4:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL; Q10:ARRAY[1..NP,1..NZ]OF REAL; G1,P2B,P2E,ZB,ZE,Y1,KPDN,KPDT,KPDED,P6,DP,DZ,G5,P5:REAL; I,J:INTEGER; BEGIN WRITELN('ПРОГРАММА ПОДБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ УСТАНОВКИ'); WRITELN( ОБОГАЩЕНИЯ БИОГАЗА '); WRITE('Введите объём вводимого в установку газа G1='); READLN(G1); WRITE('Введите начальное давление исследуемого промежутка P2B='); READLN(P2B); WRITE('Введите конечное давление исследуемого промежутка P2E='); READLN(P2E); WRITE('Введите начальный выход газа исследуемого промежутка в долях ZB='); READLN(ZB); WRITE('Введите конечный выход газа исследуемого промежутка в долях ZE='); READLN(ZE); WRITE('Введите содержание СО2 в исходном биогазе в долях Y1='); READLN(Y1); WRITE('Введите КПД насоса в долях KPDN='); READLN(KPDN); WRITE('Введите КПД турбины в долях KPDT='); READLN(KPDT); WRITE('Введите КПД электродвигателя в долях KPDED='); READLN(KPDED); P6:=P1; DP:=(P2E-P2B)/(NP-1); P2[1]:=P2B; FOR I:=2 TO NP DO P2[I]:=P2[I-1]+DP; DZ:=(ZE-ZB)/(NZ-1); Z[1]:=ZB; FOR J:=2 TO NZ DO Z[J]:=Z[J-1]+DZ; FOR I:=1 TO NP DO BEGIN FOR J:=1 TO NZ DO BEGIN G2[I,J]:=1.3*124.5*G1*Z[J]/((A-B*P2[I])*P2[I]); G4[I,J]:=G1-G1*Y1*Z[J]; Y4[I,J]:=(G1*Y1-G1*Y1*Z[J])/(G1-G1*Y1*Z[J]); G5:=G2[I,J]+G1*Y1*Z[J]; P5:=0.95*P2[I]; Q10[I,J]:=KPDED*((P2[I]-P1)*G2[I,J]*KPDN-(P5-P6)*G5*KPDT); END; END; WRITELN('ТАБЛИЦА ВЫХОДНЫХ ДАННЫХ'); WRITELN; WRITELN; FOR I:=1 TO NP DO BEGIN FOR J:=1 TO NZ DO BEGIN WRITE(P2[I]:2:1);WRITE(' '); WRITE(Z[J]:3:2);WRITE(' '); WRITE(G2[I,J]:3:2);WRITE(' '); WRITE(G4[I,J]:3:2);WRITE(' '); WRITE(Y4[I,J]:3:2);WRITE(' '); WRITELN(Q10[I,J]:3:2); END; READLN; END; READLN; END. 5.6. Таблица идентификаторов G1 Количество исходного биогаза P2B Начала интервала давлений P2E Конец интервала давлений NP Количество разбиений на данном интервале - константа DP Шаг для давлений P2 Массив значений давлений в абсорбере ZB Начало интервала степени очистки ZE Конец интервала степени очистки NZ Количество разбиений на данном интервале - константа DZ Шаг для степени очистки Z Массив значений степеней очистки P1 Атмосферное давление Y1 Содержание СО2 в исходном биогазе KPDN КПД насоса KPDT КПД турбины KPDED КПД электродвигателя A Постоянная для константы фазового равновесия B Постоянная для константы фазового равновесия G2 Массив значений количеств требуемой воды для всех вариантов G4 Массив значений количества получаемого газа Y4	Массив значений остаточного содержания СО2
P5	Давление перед водяной турбиной
P6	Давление после водяной турбины, равное атмосферному
G5	Расход смеси воды и растворённого СО2 через турбину
Q10	Массив значений требуемой электроэнергии
I	Переменная цикла
J	Переменная цикла

5.7. Численное исследование и анализ полученных результатов

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Количество исходного газа G1=1м3;

Интервал давлений 1,6 .. 3,0 МПа;

Интервал степеней очистки 80 .. 95 %;

Содержание СО2 в исходном газе 55 %;

КПД насоса 75 %;

КПД турбины 65 %;

КПД электродвигателя 88 %;

КОНСТАНТЫ

Атмосферное давление 0,1 МПа;

Постоянные для константы равновесия:

А=0,425; В=0,0159;

Число разбиений интервала давлений NP=15;

Число разбиений интервала степеней очистки NZ=16;

5.8. Выводные данные

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,6 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	203	0,56	0,20	35,7
0,81	205	0,55	0,19	36,1
0,82	208	0,55	0,18	36,5
0,83	210	0,54	0,17	37,0
0,84	213	0,54	0,16	37,4
0,85	215	0,53	0,15	37,9
0,86	218	0,53	0,15	38,3
0,87	220	0,52	0,14	38,8
0,88	223	0,51	0,13	39,2
0,89	225	0,51	0,12	39,7
0,90	228	0,50	0,11	40,1
0,91	230	0,50	0,10	40,6
0,92	233	0,49	0,9	41,0
0,93	235	0,49	0,8	41,4
0,94	238	0,48	0,7	41,9
0,95	241	0,48	0,6	42,3

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,7 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	191	0,56	0,20	35,9
0,81	194	0,55	0,19	36,3
0,82	196	0,55	0,18	36,8
0,83	199	0,54	0,17	37,2
0,84	201	0,54	0,16	37,7
0,85	203	0,53	0,15	38,1
0,86	206	0,53	0,15	38,6
0,87	208	0,52	0,14	39,0
0,88	211	0,51	0,13	39,5
0,89	213	0,51	0,12	39,9
0,90	215	0,50	0,11	40,4
0,91	218	0,50	0,10	40,8
0,92	220	0,49	0,9	41,3
0,93	222	0,49	0,8	41,7
0,94	225	0,48	0,7	42,2
0,95	227	0,48	0,6	42,6

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,8 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	181	0,56	0,20	36,1
0,81	184	0,55	0,19	36,5
0,82	186	0,55	0,18	37,0
0,83	188	0,54	0,17	37,4
0,84	191	0,54	0,16	37,9
0,85	193	0,53	0,15	38,3
0,86	195	0,53	0,15	38,8
0,87	197	0,52	0,14	39,2
0,88	200	0,51	0,13	39,7
0,89	202	0,51	0,12	40,2
0,90	204	0,50	0,11	40,6
0,91	206	0,50	0,10	41,1
0,92	209	0,49	0,9	41,5
0,93	211	0,49	0,8	42,0
0,94	213	0,48	0,7	42,4
0,95	216	0,48	0,6	42,9

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,9 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	173	0,56	0,20	36,3
0,81	175	0,55	0,19	36,8
0,82	177	0,55	0,18	37,2
0,83	179	0,54	0,17	37,7
0,84	181	0,54	0,16	38,1
0,85	183	0,53	0,15	38,6
0,86	186	0,53	0,15	39,0
0,87	188	0,52	0,14	39,5
0,88	190	0,51	0,13	39,9
0,89	192	0,51	0,12	40,4
0,90	194	0,50	0,11	40,8
0,91	196	0,50	0,10	41,3
0,92	199	0,49	0,9	41,7
0,93	201	0,49	0,8	42,2
0,94	203	0,48	0,7	42,6
0,95	205	0,48	0,6	43,1

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,0 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	165	0,56	0,20	36,5
0,81	167	0,55	0,19	37,0
0,82	169	0,55	0,18	37,4
0,83	171	0,54	0,17	37,9
0,84	173	0,54	0,16	38,3
0,85	175	0,53	0,15	38,8
0,86	177	0,53	0,15	39,2
0,87	179	0,52	0,14	39,7
0,88	181	0,51	0,13	40,1
0,89	183	0,51	0,12	40,6
0,90	185	0,50	0,11	41,1
0,91	187	0,50	0,10	41,5
0,92	189	0,49	0,9	42,0
0,93	191	0,49	0,8	42,4
0,94	193	0,48	0,7	42,9
0,95	196	0,48	0,6	43,3

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,1 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	157	0,56	0,20	36,7
0,81	159	0,55	0,19	37,2
0,82	161	0,55	0,18	37,6
0,83	163	0,54	0,17	38,1
0,84	165	0,54	0,16	38,5
0,85	167	0,53	0,15	39,0
0,86	169	0,53	0,15	39,4
0,87	171	0,52	0,14	39,9
0,88	173	0,51	0,13	40,4
0,89	175	0,51	0,12	40,8
0,90	177	0,50	0,11	41,3
0,91	179	0,50	0,10	41,7
0,92	181	0,49	0,9	42,2
0,93	183	0,49	0,8	42,7
0,94	185	0,48	0,7	43,1
0,95	187	0,48	0,6	43,6

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,2 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	151	0,56	0,20	36,9
0,81	153	0,55	0,19	37,3
0,82	155	0,55	0,18	37,8
0,83	157	0,54	0,17	38,3
0,84	158	0,54	0,16	38,7
0,85	160	0,53	0,15	39,2
0,86	162	0,53	0,15	39,7
0,87	164	0,52	0,14	40,1
0,88	166	0,51	0,13	40,6
0,89	168	0,51	0,12	41,0
0,90	170	0,50	0,11	41,5
0,91	172	0,50	0,10	42,0
0,92	174	0,49	0,9	42,4
0,93	175	0,49	0,8	42,9
0,94	177	0,48	0,7	43,3
0,95	179	0,48	0,6	43,8

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,3 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	145	0,56	0,20	37,1
0,81	147	0,55	0,19	37,5
0,82	149	0,55	0,18	38,0
0,83	150	0,54	0,17	38,5
0,84	152	0,54	0,16	38,9
0,85	154	0,53	0,15	39,4
0,86	156	0,53	0,15	39,9
0,87	158	0,52	0,14	40,3
0,88	159	0,51	0,13	40,8
0,89	161	0,51	0,12	41,2
0,90	163	0,50	0,11	41,7
0,91	165	0,50	0,10	42,2
0,92	167	0,49	0,9	42,6
0,93	168	0,49	0,8	43,1
0,94	170	0,48	0,7	43,6
0,95	172	0,48	0,6	44,0

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,4 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	139	0,56	0,20	37,3
0,81	141	0,55	0,19	37,7
0,82	143	0,55	0,18	38,2
0,83	145	0,54	0,17	38,7
0,84	146	0,54	0,16	39,1
0,85	148	0,53	0,15	39,6
0,86	150	0,53	0,15	40,1
0,87	152	0,52	0,14	40,5
0,88	153	0,51	0,13	41,0
0,89	155	0,51	0,12	41,4
0,90	157	0,50	0,11	41,9
0,91	159	0,50	0,10	42,4
0,92	160	0,49	0,9	42,8
0,93	162	0,49	0,8	43,3
0,94	164	0,48	0,7	43,8
0,95	166	0,48	0,6	44,2

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,5 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	134	0,56	0,20	37,4
0,81	136	0,55	0,19	37,9
0,82	138	0,55	0,18	38,4
0,83	139	0,54	0,17	38,8
0,84	141	0,54	0,16	39,3
0,85	143	0,53	0,15	39,8
0,86	145	0,53	0,15	40,2
0,87	146	0,52	0,14	40,7
0,88	148	0,51	0,13	41,2
0,89	150	0,51	0,12	41,6
0,90	151	0,50	0,11	42,1
0,91	153	0,50	0,10	42,6
0,92	155	0,49	0,9	43,1
0,93	156	0,49	0,8	43,5
0,94	158	0,48	0,7	44,0
0,95	160	0,48	0,6	44,5

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,6 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	130	0,56	0,20	37,6
0,81	131	0,55	0,19	38,1
0,82	133	0,55	0,18	38,6
0,83	135	0,54	0,17	39,0
0,84	136	0,54	0,16	39,5
0,85	138	0,53	0,15	40,0
0,86	140	0,53	0,15	40,4
0,87	141	0,52	0,14	40,9
0,88	143	0,51	0,13	41,4
0,89	144	0,51	0,12	41,8
0,90	146	0,50	0,11	42,3
0,91	148	0,50	0,10	42,8
0,92	149	0,49	0,9	43,3
0,93	151	0,49	0,8	43,7
0,94	153	0,48	0,7	44,2
0,95	154	0,48	0,6	44,7

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,7 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	126	0,56	0,20	37,8
0,81	127	0,55	0,19	38,3
0,82	129	0,55	0,18	38,7
0,83	130	0,54	0,17	39,2
0,84	132	0,54	0,16	39,7
0,85	133	0,53	0,15	40,2
0,86	135	0,53	0,15	40,6
0,87	137	0,52	0,14	41,1
0,88	138	0,51	0,13	41,6
0,89	140	0,51	0,12	42,0
0,90	141	0,50	0,11	42,5
0,91	143	0,50	0,10	43,0
0,92	144	0,49	0,9	43,5
0,93	146	0,49	0,8	43,9
0,94	147	0,48	0,7	44,4
0,95	149	0,48	0,6	44,9

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,8 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	122	0,56	0,20	38,0
0,81	123	0,55	0,19	38,4
0,82	125	0,55	0,18	38,9
0,83	126	0,54	0,17	39,4
0,84	128	0,54	0,16	39,9
0,85	129	0,53	0,15	40,3
0,86	131	0,53	0,15	40,8
0,87	132	0,52	0,14	41,3
0,88	134	0,51	0,13	41,8
0,89	135	0,51	0,12	42,2
0,90	137	0,50	0,11	42,7
0,91	138	0,50	0,10	43,2
0,92	140	0,49	0,9	43,7
0,93	141	0,49	0,8	44,1
0,94	143	0,48	0,7	44,6
0,95	144	0,48	0,6	45,1

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,9 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	118	0,56	0,20	38,1
0,81	119	0,55	0,19	38,6
0,82	121	0,55	0,18	39,1
0,83	122	0,54	0,17	39,6
0,84	124	0,54	0,16	40,1
0,85	125	0,53	0,15	40,5
0,86	127	0,53	0,15	41,0
0,87	128	0,52	0,14	41,5
0,88	130	0,51	0,13	42,0
0,89	131	0,51	0,12	42,4
0,90	133	0,50	0,11	42,9
0,91	134	0,50	0,10	43,4
0,92	136	0,49	0,9	43,9
0,93	137	0,49	0,8	44,3
0,94	138	0,48	0,7	44,8
0,95	140	0,48	0,6	45,3

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 3,0 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3	Количество получаемого биогаза, м3	Содержание СО2 в долях в конечном газе	Расходуемая эл. энергия на насос
0,80	114	0,56	0,20	38,3
0,81	116	0,55	0,19	38,8
0,82 117 0,55 0,18 39,3 0,83 119 0,54 0,17 39,8 0,84 120 0,54 0,16 40,2 0,85 122 0,53 0,15 40,7 0,86 123 0,53 0,15 41,2 0,87 124 0,52 0,14 41,7 0,88 126 0,51 0,13 42,2 0,89 127 0,51 0,12 42,6 0,90 129 0,50 0,11 43,1 0,91 130 0,50 0,10 43,6 0,92 132 0,49 0,9 44,1 0,93 133 0,49 0,8 44,5 0,94 134 0,48 0,7 45,0 0,95 136 0,48 0,6 45,5 Исходя из расчётов данной программы можно подобрать наиболее оптимальное давление и степень очистки биогаза, если учесть ряд экономических факторов, таких как: стоимость воды, стоимость электроэнергии, стоимость исходного и получаемого газа, а также себестоимость установки и многое другое. Несложно заметить тенденции к изменению расхода воды и электроэнергии. При увеличении степени очистки расход воды и электроэнергии увеличивается, а при увеличении давления расход воды падает, а расход электроэнергии растёт. Причём с увеличением давления расход воды меняется довольно значительно. Область применения рассмотренной схемы обогащения биогаза может быть довольно обширна, так данная схема сравнительно недорога и проста в эксплуатации. В схеме также можно использовать СО2 (например, в тепличном хозяйстве). Тогда мы решим ещё и проблему выброса СО2, от которого зависит глобальное потепление на планете. 6. Выбор, тепловой и аэродинамический расчет отдельных элементов технологической схемы 6.1. Выбор и расчет водо-водяного теплообменного аппарата Данный теплообменный аппарат служит для охлаждения сетевой водой охлаждающей жидкости (воды), циркулирующей в замкнутой системе охлаждения двигателя. Расчет состоит в совместном решении уравнений тепловых балансов, определяющих теплопроизводительность аппарата, и уравнений теплопередачи. Для составления теплового баланса теплообменника, представим его схематично на рис.6.1.1. Рис.6.1.1. Схема водо-водяного теплообменника. Для аппаратов, работающих без изменения агрегатного (фазового) состояния теплоносителей, уравнение теплового баланса имеет вид: , (6.1.1) где Q - тепловая производительность, Вт; G1 и G2 - расходы теплоносителей, не изменяющих агрегатного состояния, кг/с; c1 и c2 - средние изобарные теплоемкости теплоносителей при средней температуре теплоносителей в теплообменнике, кДж/(кг×oC); t¢1, t¢¢1, t¢2, t¢¢2 - начальные и конечные температуры теплоносителей, oC; hп - коэффициент учитывающий потери тепла аппаратом в окружающую среду. В нашем случае уравнение теплового баланса будет иметь следующий вид: . (6.1.2) Для выбранного дизельного двигателя известны следующие параметры: а). расход охлаждающей жидкости (воды) G7, кг/с (м3/ч): 8,9 (33); б). температура охлаждающей жидкости (воды) на входе в теплообменник t7, оС: 90 оС; в) температура охлаждающей жидкости (воды) на выходе из теплообменника t8,oC: 85оС. Из ранее приведенных расчетов известна температуры сетевой воды на входе и на выходе из теплообменника, которые равны соответственно 40 оС и 70 оС. Тогда из уравнения теплового баланса определим расход сетевой воды, проходящей через водо-водяной теплообменник: кг/с. Для выбора оптимального типа теплообменного аппарата, проведем тепловой расчет двух типов теплообменных аппаратов параллельно. Первым типом теплообменника является обыкновенный кожухотрубный теплообменник со стальными трубками с диаметром 14/16 мм [4]. В качестве второго варианта выбран матричный теплообменник, с трубками прямоугольного сечения размером 2´8 мм и межтрубном пространством 4´380мм, толщина стенки трубки 1мм [4]. В дальнейшем рассчитанные величины по первому варианту будут обозначаться (I), а по второму - (II). В трубках протекает более нагретый теплоноситель, т.е. охлаждающая вода, а в межтрубном пространстве - сетевая вода. Найдем коэффициент теплоотдачи от нагретой жидкости к стенке. Определим определяющий размер, который используется для вычисления чисел подобия. Для круглых трубок определяющий размер равен диаметру (внутреннему) трубки dопр=dвнутр. Для трубок прямоугольного сечения определяющий размер определяется по формуле: м, (6.1.3) где f - поперечное живое сечение трубы, м; p - смоченный периметр поперечного сечения, м. Зададимся скоростями теплоносителей в теплообменнике: - скорость охлаждающей воды wво = 1,2 м/c; - скорость сетевой воды wвс = 1,0 м/с. Определим критерий Рейнольдса: , (6.1.4) где w - скорость теплоносителя, м/с; d - определяющий размер, м; n - коэффициент кинематической вязкости при средней температуре теплоносителя в теплообменнике, м2/с; , . Как видно из расчетов и при первом, и при втором варианте режим течения охлаждающей жидкости в трубках турбулентный. Определим критерии Прандтля, взятых при температуре потока tж=87,5oC и температуре стенки, которую примем равной tс=70 oC, с помощью таблиц [4]: Pr(I)ж = Pr(II)ж = 2,04; Pr(I)с = Pr(II)с = 2,68. Для развитого турбулентного режима течения потока жидкости в каналах используем следующее критериальное уравнение [5]: , (6.1.5) где Re - критерий Рейнольдса, взятый при температуре потока; Prж - критерий Прандтля, взятый при температуре потока; Prс - критерий Прандтля, взятый при температуре стенки; ; . Зная критерий Нуссельта, определим коэффициенты теплоотдачи от потока жидкости в трубках к стенке: , (6.1.6) где lж - коэффициент теплопроводности, взятый при температуре потока, Вт/(м×оС); dопр - определяющий размер, м; Вт/(м2×оС), Вт/(м2×оС). Определим теперь коэффициент теплоотдачи от стенки к потоку жидкости в межтрубном пространстве. Определяющий размер для трубок при обтекании их потоком жидкости равен внешнему диаметру трубки dопр=dвнешн. Для канала воспользуемся формулой (6.1.3): м. Определим критерии Рейнольдса по формуле (6.1.4): , . Определим критерии Прандтля, взятых при температуре потока tж=55oC и температуре стенки, которую примем равной tс=70 oC, с помощью таблиц [4]: Pr(I)ж = Pr(II)ж = 3,28; Pr(I)с = Pr(II)с = 2,68. Для первого варианта теплообменника при поперечном обтекании шахматного пучка труб для расчета конвективной теплоотдачи воспользуемся следующей формулой [5]: , (6.1.7) тогда коэффициент теплоотдачи равен Вт/(м2×оС). Для второго варианта теплообменника воспользуемся критериальным уравнением для движения жидкости в каналах по формуле (6.1.5): , тогда коэффициент теплоотдачи равен Вт/(м2×оС). Определим коэффициент теплопередачи через стенку по формуле: , (6.1.8) где a1 и a2 - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и внешней стороны стенки, Вт/(м2×оС); d - толщина стенки, м; l - коэффициент теплопроводности материала трубки, Вт/(м×оС), l = 45 Вт/(м×оС) для стали [4]; Вт/(м2×оС); Вт/(м2×оС). С учетом загрязнения с обеих сторон стенки коэффициенты теплопередачи равны: Вт/(м2×оС), (6.1.9) Вт/(м2×оС). Как видно из расчета значения коэффициентов теплопередачи отличаются очень незначительно и их оба можно принять равными 3000 Вт/(м2×оС). Определим площадь теплообмена используя уравнение теплопередачи: , (6.1.10) где F - площадь теплообмена, м2; Q - тепловая производительность, кВт; Dt - средняя разность температур между теплоносителями, оС. Определим тепловую производительность теплообменника из уравнения баланса (6.1.2): кВт. Среднюю разность температур между теплоносителями определим как среднелогарифмический напор по формуле: оС, (6.1.11) где Dtб - большая разность температур, оС; Dtм - меньшая разность температур, оС. Тогда площадь теплообмена будет равна: м2. Определим количество трубок необходимых для заданного расхода охлаждающей воды: , (6.1.12) где G - расход теплоносителя в трубках, кг/с; dвн - внутренний диаметр трубки, м; w - скорость теплоносителя в трубках, м/с; r - плотность теплоносителя, кг/м3; трубок; трубок. Зная площадь теплообмена и количество трубок, определим длину трубок по формуле: , (6.1.13) где F - площадь теплообмена, м2; dнар - наружный диаметр трубки, м; n - число трубок; м, м. Как показал вышеприведенный расчет при почти одинаковом коэффициенте теплопередачи, второй тип теплообменника является менее металлоемким и более компактным, что является главным критерием выбора в этом случае. К установке принимаем водо-водяной теплообменник пластинчатого типа с площадью теплообмена 2,2 м2 и количеством трубок равным 480. Проведем гидромеханический расчет теплообменного аппарата. Основной задачей гидромеханического расчета теплообменных аппаратов является определение потери давления теплоносителя при прохождении его через аппарат. Так как теплообмен и гидравлическое сопротивление неизбежно связаны со скоростью движения теплоносителей, то последняя должна выбираться в некоторых оптимальных пределах, определяемых, с одной стороны, стоимостью поверхности теплообмена аппарата данной конструкции, а с другой - стоимостью затраченной энергии при эксплуатации аппарата. Гидравлическое сопротивление в теплообменных аппаратах определяется условиями движения теплоносителей и особенностями конструкции аппарата. В зависимости от природы возникновения движения гидравлическое сопротивление движению теплоносителей различают как сопротивления трения, которые обусловлены вязкостью жидкости, и местные сопротивления. Последние обусловливаются различными местными препятствиями движению потока. Таким образом, полный перепад давления, необходимый при движении жидкости через теплообменник, определяется формулой: , (6.1.14) где - сумма сопротивления трения на всех участках поверхности теплообмена, Па; - сумма потерь давления в местных сопротивлениях, Па. Потери давления на преодоление сил терния несжимаемой жидкости в каналах на участке безотрывного движения рассчитываются по формуле [5]: , (6.1.15) где l - полная длина канала, м; d - определяющий размер, м; r и w - средняя плотность жидкости в канале, кг/м3, и средняя скорость, м/с; x - коэффициент сопротивления трения. Коэффициент сопротивления трения определяется по формуле [5]: . (6.1.16) Тогда потери давления на трение равны: Па. Местные сопротивления определяются по формуле [5]: , (6.1.17) где z - коэффициент местного сопротивления, зависит от характера препятствия, которым вызываются указанные сопротивления. Для отдельных элементов данного теплообменника имеем следующие коэффициенты местного сопротивления z [4]: - входная камера - 1,5; - выходная камера - 1,5; - вход в трубки - 0,6; - выход из трубки - 0,6. Тогда суммарный коэффициент местного сопротивления равен: z = 1,5 + 1,5 + 0,6 + 0,6 = 4,2. Тогда потери давления на местных сопротивлениях равны: Па. Суммарные потери давления в теплообменнике теплоносителя, движущегося в трубках равны: Па. Определим потери давления теплоносителя находящегося в межтрубном пространстве. Найдем потери давления на трение по формуле (6.1.16): , Па. Определим потери давления в местных сопротивлениях: , Па. Определим суммарные потери давления теплоносителя, находящегося в межтрубном пространстве: Па. Таким образом потери давления в водо-водяном теплообменнике следующие: - по теплоносителю, находящегося в трубках - 4,9 кПа; - по теплоносителю, находящегося в межтрубном пространстве - 2,5 кПа. 6.2. Выбор и расчет водо-масляного теплообменного аппарата Данный теплообменный аппарат служит для охлаждения сетевой водой масла, циркулирующей в замкнутой системе для смазки элементов и деталей дизельного двигателя. Расчет состоит в совместном решении уравнений тепловых балансов, определяющих теплопроизводительность аппарата, и уравнений теплопередачи. В нашем случае уравнение теплового баланса будет иметь следующий вид: . (6.2.1) Для выбранного дизельного двигателя известны следующие параметры: а). расход масла G10, кг/с (м3/ч): 1,1 (4,6); б). температура масла на входе в теплообменник t10, оС: 90 оС; в) температура масла на выходе из теплообменника t11, oC: 85 оС. Из ранее приведенных расчетов известна температуры сетевой воды на входе и на выходе из теплообменника, которые равны соответственно 40 оС и 70 оС. Тогда из уравнения теплового баланса (6.2.1) определим расход сетевой воды, проходящей через водо-водяной теплообменник: кг/с. Как и для водо-водяного теплообменного аппарата, для выбора оптимального типа теплообменного аппарата, проведем тепловой расчет двух типов теплообменных аппаратов параллельно. Первым типом теплообменника является обыкновенный кожухотрубный теплообменник со стальными трубками с диаметром 14/16 мм [4]. В качестве второго варианта выбран матричный теплообменник, с трубками прямоугольного сечения размером 2´8 мм и межтрубном пространством 4´380мм, толщина стенки трубки 1мм [4]. В дальнейшем рассчитанные величины по первому варианту будут обозначаться (I), а по второму - (II). В трубках протекает более нагретый теплоноситель, т.е. масло, а в межтрубном пространстве - сетевая вода. Найдем коэффициент теплоотдачи от нагретой жидкости к стенке. Определим определяющий размер, который используется для вычисления чисел подобия. Для круглых трубок определяющий размер равен диаметру (внутреннему) трубки dопр=dвнутр. Для трубок прямоугольного сечения определяющий размер определяется по формуле (6.2.1): м, где f - поперечное живое сечение трубы, м; p - смоченный периметр поперечного сечения, м. Зададимся скоростями теплоносителей в теплообменнике: - скорость масла wм = 0,7 м/c; - скорость сетевой воды wвс = 1,0 м/с. Определим критерий Рейнольдса: , (6.2.2) где w - скорость теплоносителя, м/с; d - определяющий размер, м; n - коэффициент кинематической вязкости при средней температуре теплоносителя в теплообменнике, м2/с; , . Как видно из расчетов и при первом, и при втором варианте режим течения масла в трубках ламинарный. Определим коэффициенты динамической вязкости, взятых при температуре потока на входе в теплообменный аппарат t1=90 oC и температуре стенки, которую примем равной tс=70 oC, с помощью таблиц [4]: m(I)ж = m(II)ж = 24,2×10-4 Па×с; m(I)с = m(II)с = 51,2×10-4 Па×с. Определим критерий Прандтля, взятых при средней температуре потока 87,5 oC [4]: Pr = 465,5. Ламинарный режим течения подразделяется на два возможных режима: вязкостный и вязкостно-гравитационный. Для определения к какому из этих режимов относится режим течения масла в трубках теплообменника определим произведение критериев Грасгофа и Прандтля [5]: , (6.2.3) где g - ускорение свободного падения, м/с2; d - определяющий размер, м; Dt = tж - tс, где, тогда оС, Dt = 87,5 - 70 = 17,5 оС; bг, nг, aг - соответственно температурный коэффициент объемного расширения, 1/оС, коэффициент кинематической вязкости, м2/с, и коэффициент температуропроводности, м2/с, при температуре оС; , . Определим для обоих вариантов следующие произведение , где d - определяющий размер, м, l - длина трубки (принимаем 0,5 м), м, Ре = Re×Pr - критерий Пекле: , . Так как и в первом и во втором случае соблюдается следующие условия Gr×Pr< 7×105 и то режим течения вязкостный. Для ламинарного вязкостного режима течения потока жидкости в каналах используем следующее критериальное уравнение [5]: , (6.2.4) где mc - коэффициент динамической вязкости, взятый при температуре стенки, (кг×с)/м2; m1 - коэффициент динамической вязкости, взятый при температуре жидкости на входе в теплообменник (90 оС), (кг×с)/м2; ; . Зная критерий Нуссельта, определим коэффициенты теплоотдачи от потока жидкости в трубках к стенке: , (6.2.5) где lс - коэффициент теплопроводности, взятый при температуре стенки, Вт/(м×оС); dопр - определяющий размер, м; Вт/(м2×оС), Вт/(м2×оС). Определим теперь коэффициент теплоотдачи от стенки к потоку жидкости в межтрубном пространстве. Определяющий размер для трубок при обтекании их потоком жидкости равен внешнему диаметру трубки dопр=dвнешн. Для канала воспользуемся вышеприведенной формулой (6.1.3): м. Определим критерии Рейнольдса: , . Определим критерии Прандтля, взятых при температуре потока tж=55oC и температуре стенки, которую примем равной tс=70 oC, с помощью таблиц [4]: Pr(I)ж = Pr(II)ж = 3,28; Pr(I)с = Pr(II)с = 2,68. Для первого варианта теплообменника при поперечном обтекании шахматного пучка труб для расчета конвективной теплоотдачи воспользуемся формулой (6.1.7): , тогда коэффициент теплоотдачи равен Вт/(м2×оС). Для второго варианта теплообменника воспользуемся критериальным уравнением для движения жидкости в каналах (6.1.5): , тогда коэффициент теплоотдачи равен Вт/(м2×оС). Определим коэффициент теплопередачи через стенку по формуле (6.1.8): , где a1 и a2 - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и внешней стороны стенки, Вт/(м2×оС); d - толщина стенки, м; l - коэффициент теплопроводности материала трубки, Вт/(м×оС), l = 45 Вт/(м×оС) для стали [4]; Вт/(м2×оС); Вт/(м2×оС). С учетом загрязнения с обеих сторон стенки коэффициенты теплопередачи равны: Вт/(м2×оС), Вт/(м2×оС). Определим площадь теплообмена используя уравнение теплопередачи (6.1.10): , где F - площадь теплообмена, м2; Q - тепловая производительность, кВт; Dt - средняя разность температур между теплоносителями, оС. Определим тепловую производительность теплообменника: кВт, Среднюю разность температур между теплоносителями определим как среднелогарифмический напор по формуле (6.1.11): оС, где Dtб - большая разность температур, оС; Dtм - меньшая разность температур, оС. Тогда площадь теплообмена будет равна: м2, м2. Определим количество трубок необходимых для заданного расхода охлаждающей воды по формуле (6.1.12): , где G - расход теплоносителя в трубках, кг/с; dвн - внутренний диаметр трубки, м; w - скорость теплоносителя в трубках, м/с; r - плотность теплоносителя, кг/м3; трубок; трубок. Зная площадь теплообмена и количество трубок, определим длину трубок по формуле (6.1.13): , где F - площадь теплообмена, м2; dнар - наружный диаметр трубки, м; n - число трубок; м, м. Как видно из расчета значения коэффициентов теплопередачи значительно больше у конструкции теплообменника второго варианта. Вторая конструкция является менее металлоемкой и более компактной в отличии от первого варианта. К установке принимаем водо-водяной теплообменник пластинчатого типа с площадью теплообмена 1,3 м2 и количеством трубок равным 115. Целесообразно для большей компактности использовать два хода по теплоносителю в трубках, т.е. по маслу. Тогда длина трубок уменьшится в два раза. Проведем гидромеханический расчет теплообменного аппарата. Основной задачей гидромеханического расчета теплообменных аппаратов является определение потери давления теплоносителя при прохождении его через аппарат. Так как теплообмен и гидравлическое сопротивление неизбежно связаны со скоростью движения теплоносителей, то последняя должна выбираться в некоторых оптимальных пределах, определяемых, с одной стороны, стоимостью поверхности теплообмена аппарата данной конструкции, а с другой - стоимостью затраченной энергии при эксплуатации аппарата. Гидравлическое сопротивление в теплообменных аппаратах определяется условиями движения теплоносителей и особенностями конструкции аппарата. В зависимости от природы возникновения движения гидравлическое сопротивление движению теплоносителей различают как сопротивления трения, которые обусловлены вязкостью жидкости, и местные сопротивления. Последние обусловливаются различными местными препятствиями движению потока. Таким образом, полный перепад давления, необходимый при движении жидкости через теплообменник, определяется формулой: , (6.2.6) где - сумма сопротивления трения на всех участках поверхности теплообмена, Па; - сумма потерь давления в местных сопротивлениях, Па. Потери давления на преодоление сил терния несжимаемой жидкости в каналах на участке безотрывного движения рассчитываются по формуле [5]: , (6.2.7) где l - полная длина канала, м; d - определяющий размер, м; r и w - средняя плотность жидкости в канале, кг/м3, и средняя скорость, м/с; x - коэффициент сопротивления трения. Коэффициент сопротивления трения определяется по формуле (6.1.16): . Тогда потери давления на трение равны: Па. Местные сопротивления определяются по формуле [5]: , (6.2.8) где z - коэффициент местного сопротивления, зависит от характера препятствия, которым вызываются указанные сопротивления. Для отдельных элементов данного теплообменника имеем следующие коэффициенты местного сопротивления z [4]: - входная камера - 1,5; - выходная камера - 1,5; - поворот на 180о из одной секции в другую через промежуточную камеру - 2,5; - вход в трубки - 0,6; - выход из трубки - 0,6. Тогда суммарный коэффициент местного сопротивления равен: z = 1,5 + 1,5 + 2,5 + 2×(0,6 + 0,6) = 7,9. Тогда потери давления на местных сопротивлениях равны: Па. Суммарные потери давления в теплообменнике теплоносителя, движущегося в трубках равны: Па. Определим потери давления теплоносителя находящегося в межтрубном пространстве. Найдем потери давления на трение по формуле (6.1.16): , Па. Определим потери давления в местных сопротивлениях: , Па. Определим суммарные потери давления теплоносителя, находящегося в межтрубном пространстве: Па. Таким образом потери давления в водо-масляном теплообменнике следующие: - по теплоносителю, находящегося в трубках - 20,0 кПа; - по теплоносителю, находящегося в межтрубном пространстве - 2,5 кПа. 6.3. Расчет горения топлива В качестве основного топлива, как уже упоминалось, выбран обогащённый биогаз из твёрдых бытовых отходов. Приведем основные характеристики данного топлива [6]: а). состав газа, % по объему: CH4 – 93,75; CO2 – 4,75; N2 - 1; Н2 – 0,5; б). низшая теплота сгорания МДж/м3; в). плотность ; Рассчитаем количество воздуха и продуктов сгорания при сжигании газообразного топлива по следующим формулам [7]: а). теоретическое количество воздуха: V0 = 0,0476 [ 0,5CO + 0,5H2 + 2CH4 + 1,5H2S + S( m + n/4)CmHn - O2] = = 0,0476 [ 0,5*0,5+2×93,75 ] = 8,94 м3/м3; (6.3.1) б). теоретический объем азота: V0(N2) = 0,79V0 + N2/100 = 0,79×8,94 + 1/100 = 7,07 м3/м3; (6.3.2) в). объем сухих трехатомных газов: V(RO2) = 0,01 [ CO2 + CO + H2S + CH4 + Sm×CmHn ] = = 0,01 [ 4,75 + 93,75] = 0,99 м3/м3; (6.3.3) г). теоретический объем водяных паров: V0(H2O) = 0,01 [ H2S + H2 +2CH4 + 0,124dг.т +S(n/2)CmHn ] + 0,0161V0 = = 0,01 [ 0,5 + 2×93,75 + 0,124×19,4 ] + 0,0161×8,94 = 2,05 м3/м3, (6.3.4) где dг.т - влажность газообразного топлива, принимаемая равной при температуре газа 20 oC dг.т = 19,4 г/м3. Сжигание топлива в дизельном двигателе происходит при значении коэффициента избытка воздуха a равному 1,8. Тогда объемы газов при a = 1,8 определим по следующим формулам [7]: а). объем водяных паров: V(H2O) = V0(H2O) + 0,0161(a - 1)V0 = = 2,05 +0,0161(1,8 - 1)×8,94 = 2,17 м3/м3; (6.3.5) б). объем дымовых газов: Vг = V(RO2) + V0(N2) + V(H2O) + (a - 1)V0 = = 0,99 + 7,07 + 2,17 + (1,8 - 1)×8,94 = 17,38 м3/м3. (6.3.6) Для определения теплоемкости дымовых газов необходимо знать процентное содержание (по объему) каждого газа в смеси: , , , . Согласно техническим требованиям, расход топлива (природного газа) для двигателя составляет [1]: G2 = 70 кг/ч = 0,019 кг/с, или G2 = 95 м3/ч = 0,026 м3/с. Определим объем воздуха, подаваемого в двигатель: Vв = a×V0×G2×rв = 1,8×8,94×0,026×1,21 = 0,506 м3/с, (6.3.7) где a - коэффициент избытка воздуха; V0 - теоретическое количество воздуха, м3/м3; G2 - расход топлива, м3/с; r - плотность воздуха при температуре 20 oC, кг/м3. Определим энтальпию топлива: МДж/кг, (6.3.8) где ст - теплоемкость топлива, кДж/кг; tт - температура топлива, oC; (так как >>ст×tт, то вторым слагаемым можно пренебречь). Определим энтальпию воздуха: кДж/кг, (6.3.9) где св - теплоемкость воздуха, кДж/(кг×oC); tв - температура воздуха, oC. 7. Схема КИП и автоматики Работа современного теплотехнологического оборудования и его комплексов не представляется без эффективно действующего контроля и управления теплотехнологическими процессами. В данном разделе описывается схема контрольно-измерительных приборов и автоматики основного контура мини-ТЭЦ, который включает в себя топливоподающую систему биогаза, водо-водяной, водо-масляной и газо-водяной теплообменники, а также соединяющие их трубопроводы. 1. Блок регулирования расхода сетевой обратной воды, проходящей через водо-водяной теплообменник системы охлаждения двигателя. Импульс отбирается с помощью измерительной диафрагмы FE на трубопроводе охлаждающей воды, направляющейся в теплообменник, и механический импульс с помощью трубок поступает к бесшкальным дифманометрам FT. С помощью этого элемента схемы механический импульс преобразуется в электрический и по электрическому кабелю передается к вторичным приборам FR (самопишущие расходомеры), а затем к регулятору расхода FC. К последнему поступает сигнал от задатчика предела регулирования FH. От регулятора электрический сигнал передается к исполнительному механизму и на открытие-закрытие регулирующего органа на трубопроводе обратной сетевой воды. Для контроля за положением регулирующего органа, дистанционным управлением исполнительным механизмом и переключением схемы с ручного на автоматическое регулирование предусмотрены элементы G (указатель положения регулирующего органа), H (двухштифтовая кнопка управления), HS (ключ управления). На тепловом щите установлена сигнальная лампа, позволяющая судить о наличии на щите регулирования расхода напряжения. 2. Блок регулирования расхода обратной сетевой обратной воды, проходящей через водо-масляной теплообменник. Регулирование происходит аналогичным образом с той лишь разницей, что импульс отбирается с помощью измерительной диафрагмы на трубопроводе масла, направляющегося в водо-масляной теплообменник, а исполнительный механизм и регулирующий орган находится на трубопроводе обратной сетевой воды. 3. Блок регулирования расхода дымовых газов, отработавших в двигателе, через газо-водяной теплообменник. Регулирование происходит аналогичным образом, что и для водо-водяного теплообменника, с той лишь разницей, что импульс отбирается на трубопроводе обратной сетевой воды, направляющейся в газо-водяной теплообменник, а исполнительный механизм и регулирующий орган на трубопроводе дымовых газов, отработавших в двигателе и направляющихся в теплообменник. 4. Блок регулирования соотношения “топливо - воздух” для дизельного двигателя. Пропорционирование топлива и воздуха-окислителя в рамках принятого коэффициента избытка воздуха достигается прикрытием - открытием дроссельного клапана на трубопроводе воздуха. Это делается с помощью блок-схемы регулирования соотношения “топливо-воздух”. Для отбора механических (пневматических) импульсов используют измерительные диафрагмы FE, установленные на трубопроводах топлива и воздуха. Механический импульс с помощью трубок поступает к бесшкальным дифманометрам FT, где механический импульс преобразуется в электрический и по электрическому кабелю передается к вторичным приборам FR (самопишущие расходомеры), а затем к регулятору соотношения FCI. К последнему поступает сигнал от задатчика FH. От регулятора электрический сигнал передается к исполнительному механизму и на открытие-закрытие регулирующего органа. Для контроля за положением регулирующего органа, дистанционным управлением исполнительным механизмом и переключением схемы с ручного на автоматическое регулирование предусмотрены указатель положения регулирующего органа (G), двухштифтовая кнопка управления (H), ключ управления (HS). На тепловом щите установлена сигнальная лампа, позволяющая судить о наличии на щите регулирования соотношения “топливо-воздух” напряжения. 5. Блок регулирования расхода топлива в зависимости от температуры обратной сетевой воды. Импульс отбирается с помощью термопары ТE на трубопроводе обратной сетевой воды и по кабелю поступает к автоматическому потенциалу TIR, а затем - к регулятору расхода ТC. Сюда же поступает сигнал от задатчика предела регулирования ТH. От регулятора электрический сигнал передается к исполнительному механизму и на открытие-закрытие регулирующего органа на трубопроводе топлива. Для контроля за положением регулирующего органа, дистанционным управлением исполнительным механизмом и переключением схемы с ручного на автоматическое регулирование предусмотрены элементы G (указатель положения регулирующего органа), H (двухштифтовая кнопка управления), HS (ключ управления). На тепловом щите установлена сигнальная лампа, позволяющая судить о наличии на щите регулирования расхода напряжения. Кроме всех вышеперечисленных основных блоков, на входе и на выходе из каждого теплообменника установлены термопары для измерения температуры (TE) и дифференциальные манометры для измерения давления (PT), которые устанавливаются по месту. 8. Технико-экономические показатели 8.1. Основные технико-экономические показатели Определим удельные капитальные затраты на производство 1 кВт общей мощности по формуле: $/кВт, (8.1.1) где К - капитальные затраты на строительство мини-ТЭЦ, $.; Q - тепловая мощность, кВт; Э - электрическая мощность, кВт. Определим годовой расход условного топлива: т у.т. (8.1.2) где В - расход , обогащённого биогаза, кг/ч; h - число часов работы, ч; Qнр - низшая рабочая теплота сгорания обогащённого биогаза, кДж/кг. Определим удельный расход условного топлива на электрическую мощность: г у.т./кВт×ч. (8.1.3) Определим удельный расход условного топлива на тепловую мощность: кг у.т./ГДж. (8.1.4) Определим удельный расход условного топлива на общую мощность: г у.т./кВт. (8.1.5) Определим среднесписочную численность персонала (штатный коэффициент), обслуживающих хозяйство мини-ТЭЦ: чел. (8.1.6) Основные технико-экономические показатели работы мини-ТЭЦ приведены в таблице 8.1. Затраты ресурсов на производство тепловой и электрической энергии на мини-ТЭЦ определим по формуле: Sр = Sт + Sам + Sтр + Sзп + Sпр , (8.1.7) где Sт - расходы на топливо; Sам - амортизационные отчисления; Sтр - расходы на текущий ремонт; Sзп - заработная плата; Sпр - прочие расходы. Таблица 8.1.1. Основные технико-экономические показатели. № п/п Наименование Единицы измерения Значение 1 Капитальные затраты (включая инженеринговые услуги) тыс. $ 160 2 Удельные капитальные затраты $/кВт 84,2 3 Электрическая мощность, номинальная кВт 700 4 Тепловая мощность, номинальная кВт ГДж/ч 1200 4,32 5 Годовой расход условного топлива, номинальный т у.т. 1065 6 Удельный расход топлива: на электрическую мощность на тепловую мощность на общую мощность г у.т./кВт×ч кг у.т./ГДж г у.т./кВт 327 53 121 7 Общий к.п.д. % 85 8 Приведенное число часов работы час/год 4650 9 Среднесписочная численность персонала (штатный коэффициент) чел. 14 10 Себестоимость 1 ГДж тепловой энергии $/ГДж 5,1 11 Себестоимость 1 кВт×ч электрической энергии $/кВт×ч 0,03 12 Срок окупаемости лет 2,4 1).Топливная составляющая себестоимости (для основного топлива): , (8.1.8) где Вгод - годовой расход топлива, Вгод = 651103кг ; Цтпр - оптовая цена топлива по прейскуранту, Цтпр = 110 $/т, тыс $. 2).Амортизационные отчисления определяем по формуле: , (8.1.9) где ам - среднегодовая норма амортизации, ам = 12 %; К - стоимость основных производственных фондов предприятия: , (8.1.10) где Куд - величина удельных капитальных затрат, Куд = 35,5 $/т.у.т; Вугод - годовой расход условного топлива, Вугод = 1065 т.у.т, тыс. $, тыс. $; 3).Затраты на текущий ремонт определяем по формуле: тыс. $; (8.1.11) 4).Расход на заработную плату: , (8.1.12) где n- количество рабочих, определено ранее и равняется 14 чел.; Фзп - годовой фонд заработной платы, Фзп = 577 $ год/чел. тыс. $; 5).Прочие затраты определяем по формуле: тыс. $; (8.1.13) С учетом всех составляющих определим общую сумму затрат на производство электрической и тепловой энергии на мини-ТЭЦ: Sр = Sт + Sам + Sтр + Sзп + Sпр = = 84,2×103 + 4,5×103 + 0,9×103 + 8,1×103 + 4,1×109 = 101,8 тыс. $; Определим себестоимость одного ГДж тепловой энергии по формуле: $/ГДж, (8.1.14) где Sр - сумма затрат на производство энергии, $; Qгод - годовой отпуск тепловой энергии, ГДж. Определим себестоимость одного кВт×ч электрической энергии: $/кВт×ч. (8.1.15) Определим срок окупаемости мини-ТЭЦ по формуле: , (8.1.16) где К - капитальные затраты, $; П - годовая прибыль, которая определяется по формуле , (8.1.17) где Цэ и Цq - цена соответственно 1 кВт×ч и 1 ГДж, которая определяется по формуле $/кВт×ч; $/ГДж. Тогда тыс. $; Тогда года. Определим коэффициент NPV по формуле: , (8.1.18) где tсл - срок службы объекта, принимаем tсл = 20 лет; r - процентная ставка на капитал. Тогда . Так как NPV > 1, то строительство мини-ТЭЦ является экономически обоснованным и очень выгодным. 8.2. Расчет сетевого графика капитального ремонта дизельного двигателя Для составления сетевого графика на проведение капитального ремонта дизельного двигателя на мини-ТЭЦ дана следующая дефектная ведомость (табл. 8.2.1). Таблица 8.2.1. Дефектная ведомость по проведению капитального ремонта дизельного двигателя на мини-ТЭЦ. № п/п Наименование работы Трудозатраты в чел. днях Количество человек 1 ревизия и ремонт теплообменника системы охлаждения двигателя 7 4 2 ревизия и ремонт насоса системы охлаждения двигателя 8 2 3 ревизия и ремонт картера и блок-картера 4 2 4 ревизия и ремонт теплообменника системы смазки двигателя 8 3 5 ревизия и ремонт насоса системы смазки двигателя 7 3 6 ревизия и ремонт блока цилиндров 8 4 7 замена коренных подшипников 2 2 8 ревизии и замена коленчатого вала двигателя 2 2 9 ревизия и замена втулок и крышек рабочего цилиндра, клапанов двигателя 2 2 10 ревизия и замена шатунного механизма, поршней и поршневых колец двигателя 2 2 11 замена шатунных подшипников 2 2 12 ревизия и ремонт топливного насоса 3 3 13 сборка двигателя 2 2 14 опробование работы двигателя в различных режимах 2 2 Сетевой график состоит из группы блоков вида: где ti-j - продолжительность работы, дни; i,j - номер данного события; hi,hj - номер предшествующего события; ni-j - количество рабочих, выполняющих данную работу; tiр, tjр - ранний срок совершения события; tiп, tjп - поздний срок совершения события. Расчет параметров сетевого графика произведем по формулам: -ранний срок совершения событий: tjр = max [tiр + ti-j ]; -поздний срок совершения событий: tjп = min [tjп - ti-j ]; -ранний срок начала работы: ti-jрн = tiр ; -ранний срок окончания работы: ti-jро = ti-jрн + ti-j; -поздний срок окончания работы: ti-jпо = tjп ; -поздний срок начала работы: ti-jпн = ti-jпо - ti-j; -полный резерв времени работы: Ri-j = ti-jпо - ti-jро; -свободный резерв времени работы: ri-j = tjр - tiр - ti-j. Результаты расчета сведем в табл. 8.2.2. Таблица 8.2.2. Расчет сетевого графика. № раб. код работы i-j продолжи-тельность работы ti-j ti-jрн ti-jро ti-jпо ti-jпн Ri-j ri-j 1 1-2 7 0 7 3 10 3 0 14 2-12 2 7 12 10 12 3 3 7 1-3 2 0 2 0 2 0 0 2 3-9 8 2 10 2 10 0 0 7 9-12 2 10 12 10 12 0 0 8 1-4 2 0 2 0 4 2 0 4 4-12 8 2 12 4 12 2 2 10 1-5 2 0
2	0	3	1	0
1	5-10	7	2	9	3	10	1	0
10	10-12	2	9	12	10	12	1	1
12	1-6	3	0	3	0	8	5	0
3	6-12	4	3	12	8	12	5	5
6	1-7	8	0	8	0	10	2	0
9	7-12	2	8	12	10	12	2	2
11	1-8	2	0	2	0	3	1	0
5	8-11	7	2	9	3	10	1	0
13	11-12	2	9	12	10	12	1	1

Построим сетевой график (рис.8.2.1), линейную диаграмму (рис.8.2.2) и график движения рабочей силы (рис.8.2.3).

Рис. 8.2.1. Сетевой график ремонта дизельного двигателя.

Рис. 8.2.2. Линейная диаграмма.

Рис. 8.2.3. График движения рабочей силы.

8.3. Структурауправления мини-ТЭЦ

Структура управления мини-ТЭЦ представлена на рис.8.3.1.

Рис. 8.3.1. Структура управления мини-ТЭЦ

9. Электроснабжение насосов основного контура мини-ТЭЦ

Для привода насосов системы охлаждения из табл. П1.1. [11] выбираем асинхронные двигатели: для воды АИР 132М4, а для масла АИР 90L4. Для привода сетевого насоса выбираем асинхронный двигатель АИР 132S4; для привода насоса контура тепловой насос-скруббер - АИР 112М4; для топливного насоса АИР 71В4; для дутьевого вентилятора АИ 80В4; а для дымососа АИР 100S4. Ниже приведены характеристики этих двигателей.

Таблица 7.1. Характеристики двигателей.

№ п/п

Номер на плане

Тип двигателя

Рн, кВт

cos j h,% Iп/Iн количество 1 1 АИР 132M4 11,0 0,87 87,5 7,5 1 2 2 АИР 90L4 2,2 0,81 87,5 6,5 1 3 3 АИР 132 S4 7,5 0,86 87,5 7,5 1 4 4 АИР 112М4 5,5 0,88 87,5 7,0 1 5 5 АИР 71В4 0,75 0,73 73,0 5,0 1 6 6 АИР 80В4 1,5 0,83 78,0 5,5 1 7 7 АИР 100S4 3,0 0,83 82,0 7,0 1 Определим номинальные токи для каждого типа двигателя [11]: , (9.1) где Uном - номинальное напряжение, 380 В; Проведём расчёт только для первого двигателя, а для остальных сведём в таблицу. А; Пусковые токи определим по формуле [11]: , (9.2) А; Выберем для двигателей магнитные пускатели серии ПМЛ по табл. П2.2. [11]: Для первого номинальному току выбираем ПМЛ 210004 с . Выбираем автоматический выключатель и тепловой расцепитель автоматического выключателя по табл. П2.3. [11] по условиям: ; ; ; Для первого электродвигателя выбираем ВА51Г25/25 с номинальным током выключателя 25 А и номинальным током расцепителя 25 А, для которого кратность тока отсечки по отношению к номинальному току расцепителя 14. Тогда: ; ; Выбор предохранителей произведем исходя из табл. П2.2. [11]: Iпл.вст. > Iном.дв.; (9.3) Iпл.вст. > Iпуск./a, (9.4) где a - коэффициент, зависящий от условий пуска электродвигателя и характеристики предохранителя, a = 2,5 [11]. Для первого двигателя: Iпл.вст. > 22,0 А; Iпл.вст. > 165/2,5=66,0 А. Таким образом, для установки с целью защиты электродвигателя от токов короткого замыкания, выбираем предохранитель ПН2-100 (предохранитель насыпной разборный)с . По табл. П2.7. [11] выбираем шкаф распределительный серии IP 22 ШР 11-73705 с номинальным током вводного рубильника Р18 400 А, число трёхполюсных групп предохранителей на отдельно стоящих линиях и их номинальные токи 8*100 А (одно присоединение резервное). Произведем выбор сечения проводов с поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами, проложенными в одной трубе, исходя из условий [11]: Iпр > Iном.дв.; (9.5) Iпр > , (9.6) где Iпр - допустимая токовая нагрузка для провода, А; Iзащ - ток срабатывания защитного аппарата, Iзащ = Iпл.вст, А; kзащ - коэффициент защиты, kзащ = 0,33 по табл. П4.1. [11]; kп - поправочный коэффициент на условия прокладки, kп = 1 [11]. Для первого двигателя: Iпр > 22,0 А; Iпр > А. Выбираем провод АПВ 3(1´5) + (1´4), сечение 5 мм2, допустимая нагрузка 27 А по табл. П4.2. [11] № э/д , А , А Магнитный пускатель А Автомат. выкл. Предо-хранитель Провод , А 1 22,0 165,0 ПМЛ210004 25 ВА51Г25/25 ПН2-100/80 АПВ3(1*5)+(1*4) 27,0 2 5,0 32,5 ПМЛ110004 10 ВА51Г25/5 ПН2-100/31,5 АПВ4(1*2) 15,0 3 15,1 113,3 ПМЛ210004 25 ВА51Г25/16 ПН2-100/50 АПВ3(1*2,5)+(1*2) 19,0 4 10,9 76,3 ПМЛ210004 25 ВА51Г25/12,5 ПН2-100/31,5 АПВ4(1*2) 15,0 5 2,1 10,5 ПМЛ110004 10 ВА51Г25/2,5 ПН2-100/31,5 АПВ4(1*2) 15,0 6 3,5 19,3 ПМЛ110004 10 ВА51Г25/4 ПН2-100/31,5 АПВ4(1*2) 15,0 7 6,7 46,9 ПМЛ110004 10 ВА51Г25/8 ПН2-100/31,5 АПВ4(1*2) 15,0 Выполним расчет электрических нагрузок по методу расчетных коэффициентов. Групповой коэффициент использования: , (9.7) где Pнi - номинальная мощность i-го электроприемника, кВт; kиi - коэффициент использования i-го электроприемника, по табл. П3.1. [11] выбираем 0,7; . Приведенное число электроприемников: . (9.8) Расчетная активная нагрузка группы: , (9.9) где Кр - коэффициент расчетной нагрузки. Определим в зависимости от коэффициента использования Kигр = 0,7 и приведенного числа электроприемников nэпр = 4 коэффициент расчетной нагрузки Кр = 1,2 [10]. Тогда кВт. Расчетная реактивная мощность: , (9.10) где tg j - коэффициент мощности, зависящий от режима работы электроприемников, ; ; ; ; ; ; ; квар. Полная мощность группы: кВА. (9.11) Расчетный ток группы: А. (9.12) Пиковый ток группы: , (9.13) где Iпmax - пусковой ток наибольшего электроприемника, А; Iномmax - номинальный ток наибольшего электроприемника, А; А. Произведем выбор предохранителей исходя из трех условий: 1). Iпл.вст. > Iргр ; (9.14) 2). Iпл.вст. > Iпикгр /a; (9.15) 3). условие селективности (на одну ступень выше). Для данной группы электроприемников: Iпл.вст. > 46 А; Iпл.вст. > 195,6 / 2,5 = 78,2 А. Выбираем предохранитель ПН2-100/100. Произведем выбор сечения жилы кабеля, исходя из условий: Iпр > Iргр ; (9.16) Iпр > , (9.17) Для данной группы электроприемников: Iпр > 46 А; Iпр > А. Выбираем кабель АВВГ (3´16 + 1´10), сечение 16 мм2, допустимая нагрузка 60 А [11]. 10. Охрана труда В комплексе утилизации промышленных и бытовых отходов основным энергетическим объектом является мини-ТЭЦ. При ее проектировании, сооружении и эксплуатации необходимо учитывать требования охраны труда для обеспечения оптимальных или допустимых санитарно-гигиенических условий труда, безопасности персонала комплекса и минимального отрицательного влияния ТЭЦ на окружающую среду. Технологические процессы и производственное оборудование мини-ТЭЦ являются источниками целого ряда вредных и опасных производственных факторов: вредных веществ, теплового излучения, шума, вибрации, радиационного излучения, опасности пожаров и взрывов, опасности термических и химических ожогов, опасности поражения электрическим током, механических воздействий и т.д. В настоящей главе рассмотрены основные мероприятия по производственной санитарии, технике безопасности и пожарной безопасности для мини-ТЭЦ в соответствии с действующими нормами. 10.1. Техника безопасности и производственная санитария Площадка для строительства производственной мини-ТЭЦ выбрана в соответствии со СНиП II-95-76. Предприятие, а также мини-ТЭЦ отделены от жилой застройки санитарно-защитной зоной 15м, т.к. станция работает на газе. Размеры санитарно-защитной зоны до границы жилой застройки установлены для производственной мини-ТЭЦ - от дымовых труб. Площадка для строительства мини-ТЭЦ выбрана с учетом аэроклиматической характеристики и рельефа местности, прямого солнечного облучения и естественного проветривания, а также с учетом условий рассеивания в атмосфере производственных выбросов и условий туманообразования. Санитарные разрывы между зданиями и сооружениями, освещаемыми через оконные проемы, определяются расстоянием не менее наибольшей высоты до верха корпуса противостоящих зданий и сооружений. Здание мини-ТЭЦ включает в себя помещение, в котором размещены дизельные двигатели (два основных и один запасной). Теплоноситель - горячая вода. Дизельные двигатели и основная часть вспомогательного оборудования размещены в основном зале размером в плане 26´12 м с высотой до низа ферм 5м. Каждый дизельный агрегат смонтирован на общей раме с генератором. Дизель-генераторы установлены в центре на плане мини-ТЭЦ с шагом 3м. Компоновка мини-ТЭЦ - закрытая. Дымовая труба высотой 10м и диаметром 1м обеспечивает удаление газов от всех агрегатов. Газоходы от двигателей к дымовой трубе - наземные. Трансформаторная подстанция для снабжения электроэнергией насосов и вентиляторов, а также водоподготовительная установка размещены на ТЭЦ. Блоки подогревателей сетевой воды и деаэрационно - питательные блоки установлены в основном зале справа от дизель-генераторов. Скруббер, блок теплового насоса и блок абсорбции установлены в основном зале слева от дизель-генераторов. Дизельный двигатель и электрогенератор являются источниками шума и вибраций. Уровень шума не превышает допустимые параметры (80 дБА), установленные ГОСТом 12.1.003-83. Снижение шума, создаваемого двигателем и генератором, обеспечивается применением звукоизолирующих кожухов. Уровень вибраций не превышает допустимых значений (92 дБ), установленных ГОСТом 12.1.012-90. Это достигнуто за счет установки каждого из агрегатов на отдельные, самостоятельные фундаменты, выполняемые из бетонных блоков. Токоведущие части электроустановки имеют изоляцию не ниже, чем оговорено в технических условиях на их изготовление и поставку с учетом условий эксплуатации (влажности, температуры и т.п.). В ручном электрифицированном инструменте и некоторых других приборах используется двойная изоляция. При вводе в эксплуатацию электроустановки и в период их эксплуатации проводятся испытания изоляции в объеме и в сроки, рекомендованные ПУЭ. Изоляцию вращающихся электрических машин и электрических трансформаторов испытывают переменным повышенным напряжением, кабельных сетей - повышенным постоянным напряжением. Осуществляют защитное электрическое разделение сетей путем подключения отдельных потребителей через разделительный трансформатор или разделением разветвленной сети на несколько одинаковых сетей. Последнее очень важно, так как сеть большой протяженности имеет значительную емкость и малое сопротивление изоляции, а поэтому прикосновение к фазе может быть опасным. При разделении на нескольких сетей уменьшается емкость и увеличивается сопротивление изоляции. Заземление нейтрали или обратного провода за разделительным трансформатором или преобразователем не допускается. Все металлические части электрогенератора и другого электрооборудования, не находящиеся при нормальном режиме работы под напряжением, но которые могут оказаться под ним в результате пробоя изоляции, заземлены или занулены. В электрических сетях до 1000В применено зануление, т.е. нетоковедущие металлические детали электрооборудования соединены с нулевым защитным проводом, в качестве которого использованы стальные трубы электропроводки. Во всех электроустановках напряжением выше 1000В, изолированных от частей, находящихся под напряжением, основной защитной мерой от поражения электрическим током служит защитное заземление. Заземлены следующие аппараты, электрооборудование и узлы: - корпуса электрогенераторов, трансформаторов, светильников и др.; - приводы электрических аппаратов; - вторичные обмотки измерительных трансформаторов; - металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования; - металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников. Каждый заземляющий элемент установки присоединяется к заземлителю (магистрали) отдельным ответвлением. Соединение заземляющих проводников с заземленными конструкциями осуществляется сваркой, а к аппаратам или машинам - надежным болтовым соединением. Соединение с заземлителем - сваркой, при невозможности - хомутами с луженой поверхностью. Оборудование, установленное на заземленных металлических конструкциях, не заземляется, но обеспечивается надежный электрический контакт с опорными поверхностями. Не требуют заземления: - корпуса измерительных приборов, реле, установленных на металлических щитах и в распределительных устройствах; - электроприемники с двойной изоляцией. Заземление проверяется при вводе электроустановки в эксплуатацию и периодически в соответствии с действующими правилами. Все токоведущие части электроустановок ограждены. Ограждения выполняются сплошными и в виде кожухов или откидных крышек, которые крепят на шарнирах и имеют запор. Расстояния от открытых токоведущих частей, находящихся под напряжением, до ограждений предусматриваются не менее 0,5 м. Высота ограждений в распределительных устройствах принята не менее 1,7 м. Расстояния между неподвижно укрепленными открытыми токоведущими частями разной полярности, находящимися под напряжением, а также между ними и неизолированными металлическими частями составляют не менее 20 мм по поверхности изоляции и 12 мм по воздуху. В электрогенераторе и в трансформаторе применяется защитное отключение в случаях, когда обеспечить безопасность другими методами невозможно. В ручном электроинструменте применение устройства защитного отключения обязательно. Оно автоматически отключает электроустановку при возникновении в ней опасности поражения электрическим током с полным временем отключения с момента возникновения замыкания не более 0,2 с. Защитное отключение действует в следующих случаях: при глухом или неполном замыкании на землю (корпус), при аварийном состоянии изоляции, при неисправности цепи заземления или зануления, при переходе напряжения с высшей стороны на низшую у трансформаторов. Дизель-генераторы расположены так, что расстояние от фронта агрегата до противоположной стены здания составляет не менее 3м. Для данных дизельных агрегатов, работающих на газообразном и жидком топливе (мазут), расстояние от выступающих частей до стены помещения составляет не менее 1м. Перед фронтом двигателей предусматривается установка топливного, водяного и масляного насосов, при этом ширина свободных проходов вдоль фронта составляет не менее 1,5 м, а установленное оборудование не препятствует обслуживанию дизель-генераторов. Ширина прохода между агрегатами и задней стенкой помещения составляет не менее 1м. Помещения ТЭЦ обеспечиваются достаточным дневным светом, а в ночное время электрическим освещением. Освещенность основных рабочих мест следующая: - измерительные приборы, указатели уровня, пульты управления - 50лк; - фронт дизель-генераторов, насосы, скруббер, блок теплового насоса, блок абсорбции, приборы автоматики и управления, химводоочистка - 20лк; - деаэраторы, площадки котлов и места за котлами - 10лк; - коридоры - 5лк. Помимо рабочего освещения в помещении предусмотрено аварийное электрическое освещение от источников питания, не зависимых от общей электроосветительной сети ТЭЦ. Аварийное освещение предусмотрено для следующих мест: - фронта котла, а также проходов между агрегатами и сзади агрегатов; - пультов автоматики; - водоуказательных и измерительных приборов; - площадок котлов; - насосов: - блока абсорбции; - блока теплового насоса; - скруббера. Для электрических ламп общего и местного освещения, подвешиваемых на высоте ниже 2,5м над полом, напряжение составляет до 36 В. В здании ТЭЦ предусмотрено размещение бытовых, служебных помещений, мастерские для ремонта оборудования ТЭЦ, которые отделены стенами и перекрытиями, выполненными из несгораемых материалов, и обеспечивают нормальные условия для людей, работающих в них. Все элементы дизельных двигателей, теплообменных аппаратов, трубопроводов и вспомогательного оборудования с температурой поверхности выше 45 оС, расположенные в местах, доступных для обслуживающего персонала, покрываются тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не превышает температуру 45оС. Вентиляция и отопление помещения ТЭЦ обеспечивают удаление излишков влажности, вредных газов и пыли и поддержание следующих температурных условий: - в зоне постоянного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха зимой составляет не ниже 12 оС, а летом не превышает температуру наружного воздуха более чем на 5 оС; - в остальных местах возможного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха не превышает более чем на 15 оС температуру в основной зоне рабочего помещения. Уровень пола помещения ТЭЦ лежит выше уровня территории, прилегающей к зданию ТЭЦ. В помещении ТЭЦ размещено не менее двух выходов, расположенных в противоположных сторонах помещения. Выходом из помещения считается как непосредственный выход наружу, так и выход через тамбур. Выходные двери из помещения открываются наружу от нажатия рукой и не имеют запоров из помещения. Все выходные помещения ТЭЦ во время работы дизель-генераторов не запираются. Выходные двери из основного зала в служебные, бытовые, а также вспомогательно-производственные помещения снабжены пружинами и открываются в сторону основного зала. Конструкция дизельного двигателя внутреннего сгорания и электрического генератора обеспечивает надежность и безопасность в эксплуатации. Предусматривается возможность осмотра, очистки с применением средств механизации, промывки, продувки, а также ремонт их элементов. На каждом агрегате предусмотрена обязательная установка регистрирующих манометров, которые устанавливаются на газоходе после двигателя. Манометры имеют класс точности не ниже 2,5. На шкале манометра наносится красная черта по высшему допускаемому рабочему давлению в двигателе. Устанавливается манометр так, чтобы его показания были отчетливо видны персоналу, а шкала манометра находилась в вертикальной плоскости или с наклоном вперед до 30о. Номинальный диаметр манометров в зависимости от устанавливаемой высоты: 2 м - Æ от 100 мм; 2-5 м - Æ от 150 мм; 5 м - Æ от 250 мм. Для водо-водяного, масло-водяного, газо-водяного теплообменников предусмотрена установка приборов для измерения температуры. Эти приборы устанавливаются на входе теплоносителя в теплообменник и на выходе из него. На выходе из теплообменника прибор располагается между теплообменником и запорным органом. При работе дизельного топлива на жидком топливе на топливопроводе в непосредственной близости от агрегата устанавливается термометр для измерения температуры топлива перед двигателем. На всех трубопроводах присоединение арматуры выполняется на фланцах или с помощью сварки. Присоединение фланцевых соединений допускается только для присоединения трубопроводов к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы. Резьбовые соединения применяются при соединении чугунной арматуры на трубопроводах четвертой категории с условным проходом не более 100 мм. Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше +45 оС, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, покрывают теплоизоляцией, температура наружной поверхности которой не превышает +45 оС. Запорная, регулирующая и предохранительная трубопроводная арматура установлена в колодцах. Для защиты трубопроводов от гидравлических ударов, вызываемых внезапным включением или выключением насосов, установлены предохранительные клапаны и предусмотрен сброс воды из напорной линии во всасывающую. В местах установки чугунной фланцевой арматуры установлены компенсаторы. При прокладке трубопроводов в полупроходных каналах высота каналов в свету составляет не менее 1,4 м, а ширина прохода между изолированными трубопроводами - не менее 0,5 м. Высота камер для обслуживания подземных трубопроводов составляет не менее 2 м в свету. Ширина боковых проходов в камерах - не менее 0,6 м. Камеры имеют не менее двух люков с лестницами и скобками. Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов устанавливаются воздушники. Трубопроводы горячей воды окрашиваются по всей длине, помимо того на них наносятся цветные кольца. Расстояние между кольцами - 1-5 м. Трубопроводы с прямой сетевой водой (П.С.) имеют зеленую окраску и желтый цвет колец. Обратная вода (О.С.) - зеленый цвет трубопроводов и коричневый цвет колец. Химически очищенная вода (В.Х.) - зеленый цвет трубопроводов, белый цвет для колец. Для дренажных трубопроводов (В.Д.) - зеленый цвет, для колец - красный. Техническая вода (В.Т.) - черный трубопровод, без колец. Ширина цветного кольца (Æ150-300) - 70мм. Трубопроводы к насосам, а также всасывающие линии выполнены из стальных труб на сварке с применением фланцев для присоединения к арматуре и насосам. Всасывающий трубопровод во всех насосах имеет непрерывный подъем к насосу. Напорная линия каждого насоса оборудована запорной арматурой и обратным клапаном, установленным между насосом и запорной арматурой. Для измерения давления в напорных трубопроводах и у каждого агрегата установлены манометры. На напорных трубопроводах предусмотрены расходомеры для учета расхода воды. Насосные агрегаты являются источниками шума и вибраций. Предусмотрены меры для снижения уровней шума до допустимых параметров (80 дБА), установленных ГОСТом 12.1.003-83, а уровней вибрации до допустимых значений (92 дБ), установленных ГОСТом 12.1.012-90. Для снижения шума, создаваемого электродвигателями, используют звукоизолирующие кожухи. Для снижения вибраций оборудование устанавливают на отдельные, самостоятельные фундаменты. 10.2. Пожарная безопасность В соответствии с ОНТП 24-86, СНиП 2.01.02-85 и СНиП 2.09.02-85 различают следующие категории производств по взрывной, взрывопожарной, пожарной опасности и степени огнестойкости здания, помещений и сооружений мини-ТЭЦ: - для основного зала и помещения деаэраторов - категория производства Г, степень огнестойкости II; - для помещения водоподготовки - категория производства Д, степень огнестойкости III; - для помещений щитов управления - категория Д, степень огнестойкости II: - для помещений комплектных трансформаторов подстанций, трансформаторных камер - категория В, степень огнестойкости II; - для складов и насосной станции дизельного топлива - категория Б, степень огнестойкости II; - для помещения газораспределительных пунктов - категория А, степень огнестойкости II. Производства категорий А-Б, расположенные в отдельных помещениях ТЭЦ II степени огнестойкости, отделяются от других помещений и коридоров противопожарными перегородками. Здание ТЭЦ располагается так, чтобы направление ветра согласно розе ветров в случае пожара исключало возможность переброса пожара и передачи взрыва от одного объекта к другому. Предусматриваются также противопожарные разрывы с расстоянием (между зданиями и сооружениями): - при степени огнестойкости II-III и вышеуказанных категорий производств - 9 м. В случае взрывов газов и пылей внутри помещений ТЭЦ предусматривается устройство в наружных стенах и покрытиях легкосбрасываемые при взрыве ограждающие конструкции (легкие панели и плиты). Особенно это касается производств с категориями А и Б. Легкосбрасываемые конструкции в помещениях с категорией А применяются в соотношении не менее 0,05 м2 на 1 м3 объема помещения. Для помещений с категорией Б - не менее 0,03 м2. Для легкосбрасываемых конструкций на покрытие здания поверхностная нагрузка (включая их собственный вес, а также постоянную и временную длительную нагрузку) составляет не более 1,2 кПа. К легкосбрасываемым ограждающим относится остекление проемов оконным стеклом толщиной 3, 4 и 5 мм площадью не менее 0,8; 1; 1,5м2. Число эвакуационных выходов в каждом помещении не менее двух. В соответствии с категорией производства расстояние от наиболее удаленного рабочего места до выхода наружу или в тамбур лежит в пределах 20-40 м. Защита здания ТЭЦ от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводом (стержневым одиночным), установленным на здании. Стальные токоотводы имеют сечение не менее 35 мм2. Поверхностные заземлители укладываются на глубине не менее 1 м от поверхности земли в виде лучей длиной 30 м. Сопротивление заземлителя составляет 10 Ом. В зависимости от вида оборудования в котельной предусматриваются соответствующие средства пожаротушения. Следует отметить, что средства пожаротушения рассчитаны отдельно для каждого помещения. Так для тушения пожара оборудования, где имеет место использование газообразного топлива используется огнетушитель ОХП-10. Для тушения пожаров оборудования, работающего на дизельном топливе, применяется огнетушитель ОВП-10, а также имеется в наличии ящик песка. При возникновении пожаров в электрооборудовании применяют углекислотные огнетушители. Количество средств пожаротушения выбрано в соответствии с площадью, которую занимает данный вид оборудования: огнетушитель ОХП-10 рассчитан на 600 м2, ОВП-10 - на каждую установку, углекислотный - на 100 м2. Хранение средств пожаротушения осуществляется в пожарных щитах, которые располагаются в специально отведенных местах. При наличии ящика с песком предусматривается лопата. В качестве пожарной сигнализации применяется электрическая пожарная сигнализация (ЭПС), которая включает в себя извещатели, линии связи, коммутатор, источник питания, звуковые и световые средства сигнализации. В лучевой системе пожарной сигнализации каждый извещатель соединен с приемной станцией отдельным лучом. Луч имеет два провода: прямой и обратный. Приемная станция по устройству аналогична телефонной станции. Лучевая система надежна, допускает одновременный прием со всех лучей. В системе сигнализации применяются извещатели дифференциального действия ТЭДС, которые срабатывают при повышении температуры на 30оС за время не более 7с, контролируемая площадь ~30 м2. Данные извещатели работают на принципе использования явления термоэлектричества, иначе говоря, при повышении температуры возникает термоэлектродвижущая сила - ТЭДС. Электрическая цепь состоит из двух проводников, выполненных из полупроводников (термопара). Для увеличения ТЭДС термопары собираются в батареи. У дымовых извещателей используются датчики, которые реагируют на появление дыма. Все лампы накаливания для освещения основного зала и других помещений выполнены во взрывопожаробезопасном исполнении. Литература Алексеев А.П. и др. Дизельные и карбюраторные электроагрегаты и станции. Справочник.- М.: Машиностроение, 1973. - 560 c. Дизели. Под общ. ред. В.А.Ваншейдта, Н.Н.Иванченко, Л.К.Коллерова: Справочник. - Л.: Машиностроение, 1977. - 479 с. Рамм В.М. Абсорбция газов. - М.: Химия, 1966. - 767 с. Справочник по теплообменникам. Пер. с англ., под ред. Б.С.Петухова, В.К. Шикова. В 2 т. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - Т. 1,2. Исаченко В.П. и др. Теплопередача. Учебник для вузов.-М.: Энергоиздат, 1981.- 416с.,ил. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 488 с., ил. Теплотехнический справочник. Под. ред. С.Г.Герасимова и др. В 2 т. - М.: Энергоиздат, 1957. - Т 1,2. Методические указания по организационно-экономическому разделу дипломного проекта. – Мн, 1989. – 28 с. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 360 с., ил. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М.: Высшая школа, 1990, - 336 с., ил. Методические указания по электроснабжению. – Мн, 1989. Защита атмосферы от промышленных загрязнений. Справочник. Под. ред. С.Калверта, Г.М. Инглунда. - М.: Металлургия, 1988. - 760 с. Марочкин В.К., Байлюк Н.Д. Использование вторичных топливно-энергетических ресурсов в сельском хозяйстве. – Мн, 1989. – 200 с. Александровская З.И. и др. Санитарная очистка городов от твёрдых бытовых отходов. – М, 1977. – 320 с. Электронные источники: www.iso.nekos.innov.ru www.kattare.com www.waste.com.ua www.cci.glasnet.ru Ссылки (links): http://www.iso.nekos.innov.ru/ http://www.kattare.com/ http://www.waste.com.ua/ http://www.cci.glasnet.ru/ 1. Реферат на тему Развал СССР 2. Реферат Ионный источник Кауфмана 3. Реферат Программная реализация модального управления для линейных стационарных систем 4. Контрольная работа на тему Основні принципи створення АІС 5. Реферат на тему Происхождение и развитие городов древней Руси 6. Диплом Прямые налоги в РФ и перспективы их развития 7. Курсовая на тему Разработка процесса восстановления ступенчатого вала 8. Книга Особенности лечения артериальной гипертензии 9. Курсовая на тему Формы предварительного расследования 10. Реферат на тему 1982 Essay Research Paper OutlineThesis Statement This Bukvasha Правила Контакты