Учебная работа. Производство биогаза из отходов сахарного производства

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Производство биогаза из отходов сахарного производства

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

основные
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕМЫ

.1
Общая информация о предприятии и описание ТЭЦ

.1.1
Общая информация о предприятии и о сахарном производстве

.1.2
Описание
ТЭЦ

1.2
Поверочный расчет котла при сжигании природного газа

1.2.1
Расчет процесса горения

1.2.2
тепловой баланс котла

.3
Обоснование выбора темы

.3.1
изучение литературных источников

1.3.2
Технические решения по модернизации технологии

.3.3
Обоснование выбора темы

.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ БИОГАЗА ИЗ ЖОМА

.1
Описание выработки биогаза из жома и описание технологии процесса

.1.1
Технология выработки биогаза

.1.2
Оценка выработки биогаза из жома

.1.3
Описание технологии процесса

.2
Поверочный расчет котла при сжигании смеси природного газа и биогаза

.2.1
Определение процентного содержания природного газа и биогаза и смеси

.2.2
Расчет процесса горения

.2.3
Тепловой баланс котла

.
использование БИОГАЗА ДЛЯ КОГЕНЕРАЦИИ

.1
Выбор и расчет ДВС

.1.1
Выбор ДВС

.1.2
Расчет процессов наполнения и сжатия в камере сгорания ДВС

.1.3
Расчет процесса горения

3.1.4
процесс расширения

.1.5
Тепловой
баланс
двигателя

3.2
Расчет ДВС при сжигании природного газа

.2.1
Расчет процесса горения

3.2.2
тепловой
баланс
двигателя

.
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОЕКТА

4.1
Оценка рентабельности выработки биогаза период работы завода

.1.1
Расчет экономии средств после внедрения биогазовой установки

.1.2
ежегодные инвестиционные затраты

.1.3
Ежегодные затраты на установку

.1.4
Расчет времени окупаемости проекта

4.2
Оценка рентабельности выработки биогаза круглый год

.2.1
Расчет годовой выработки тепловой и электрической энергии

4.2.2
Общая стоимость капиталовложений

.2.3
Ежегодные инвестиционные затраты на когенерационные установки

.2.4
ежегодные инвестиционные затраты на биогазовую установку

.2.5
Расчет времени окупаемости проекта

.
БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1
анализ факторов профессиональных рисков на проектируемом объекте.

.1.1
анализ рисков

5.1.2 Избыточное давление

.1.3 Повышенный уровень пожаро- и
взрывоопасности

.1.4 повышенная температура

5.2
Меры по защите рабочего места и предупреждения профессиональных рисков

.2.1
Шум

.2.2
Вибрация

.2.3
Производственное освещение

.2.4
Противопожарная безопасность

5.3
Безопасная эксплуатация водогрейного и паровых котлов

.3.1
основные требования к конструкции котлов

5.3.2 Помещения для котлов

.3.3 Организация безопасной эксплуатации котлов

5.4
Оценка снижения выбросов в окружающую среду

.4.1
воздействие энергетики на окружающую среду

.4.2
Расчет выбросов

ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

биогаз жом тепловой когенерация

Во многих странах мира энергетика на биомассе
становится эффективной самоокупаемой отраслью, конкурентоспособной по отношению
к энергетике на ископаемом топливе. В настоящее время в Дании, например, на
долю биомассы приходится около 7 % всей вырабатываемой энергии в стране, в
Австрии она составляет 12 %, в Швеции 21 %,_в Финляндии — 23 %. В целом в
странах европейского Союза в среднем около 14 % общей энергии получено из
биомассы, а в мире этот показатель равен 15 %. И эти цифры с каждым годом
растут.

Республика Молдова не обладает какими либо
ископаемыми источниками энергии, поэтому вынуждена импортировать энергоресурсы.
В связи с тем, что в последнее время цена на энергоресурсы неуклонно растет,
встает вопрос об использовании альтернативных источников энергии. Как наиболее
подходящим источником такой энергии является, конечно же, биомасса, тем более
что Республика Молдова является аграрной страной.

Биомасса пользуется популярностью с древности,
но сейчас ее популярность резко возросла, так как при ее использовании можно
сэкономить, учитывая неуклонный рост в цене энергоресурсов. кроме того биомасса
является возобновляемым источником энергии и нередко используется как побочный
продукт производства, что иногда даже упрощает сам процесс производства.
использование биомассы так же поможет снизить выбросы СО2, так как
растения поглощают примерно столько же СО2 во время их роста,
сколько выделяется при их сжигании.

Одно из наиболее перспективных направлений
энергетического использования биомассы- Производство из нее биогаза, состоящего
на 50-80 % из метана и на 20-50 % из углекислоты. Производство биогаза из
органических отходов дает возможность решать одновременно три задачи:
энергетическую, агрохимическую (получение удобрений) и экологическую [13].

Получая из биомассы биогаз, появляется
возможность использовать его на нужды предприятия. Так, с 1 m3
биогаза, в зависимости от содержания метана, можно выработать от 1,5 до 2,2 kW
электроэнергии [14]. При производстве электрической энергии получается и
тепловая энергия, которую также можно направить на нужды предприятия. В
процессе сбраживания получается не только биогаз, но и ценное,
высококонцентрированное, лишенное нитритов, семян сорняков, болезнетворной
микрофлоры органическое удобрение [15]. испытания показывают, что использование
данного удобрения увеличивает урожайность в 2-4 раза [16]. Производство биогаза
позволяет так же предотвратить выбросы метана в атмосферу, снизить применение
химических удобрений, сократить нагрузку на грунтовые воды. Китай уже имеет
более 7 млн. биогазовых установок с объемом реакторов 8-10 м3. Это
обеспечивает теплом 30 млн. крестьян. Индия имеет примерно 500 тыс. семейных
установок. В странах ЕЭС примерно 600 установок, из них 17 перерабатывает в биогаз
городской твердый мусор. В США во множестве работают крупные биогазовые
установки по переработке городского твёрдого мусора со средней мощностью до 100
млн м3 биогаза в год.. В настоящее время биогазовые установки,
перерабатывающие в основном отходы животноводческих ферм, имеют Германия,
Финляндия, Франция, Бельгия, Швеция, Италия. В каждой эксплуатируются до 100
установок [17].

Так может пора и Республике Молдова
воспользоваться огромным мировым опытом в использовании биогазовых технологий?
В данной работе рассматривается биогазовая установка, подобие которой
планируется построить на сахарном заводе г.Дрокия в конце 2011 года. В качестве
биомассы используется свекольный жом. В период сезона уборки сахарной свеклы,
на биогазовом заводе будет использоваться жом Дрокиевского сахарного завода.
Вне сезона предлагается использовать жом Фалештского сахарного завода, который
так же входит в состав предприятия «Südzucker
Moldova S.A.».
Для этого жом будет перевозиться по железнодорожному транспорту и складироваться
в силосные ямы для хранения. Биогаз, в период работы завода, будет сжигаться в
паровых котлах. Вне сезона биогаз предлагается сжигать в когенерационных
модулях. При этом тепловая энергия будет направляться на ГВС поселка. наличие
такой установки поможет снизить в конечном итоге цену на сахар, и тем самым
повысить конкурентную способность сахарного завода не только в Молдове, но и на
всем постсоветском пространстве.

1       

основные ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕМЫ

.1       Общая информация о предприятии и
описание ТЭЦ

.1.1    Общая информация о предприятии и о
сахарном производстве

Сахарный завод города г.Дрокия был построен в
1957 году. ежегодно это предприятие перерабатывает около 300 тыс.тонн сахарной
свеклы. С приходом компании «Südzucker
Moldova S.A.»
на заводе проведены существенные изменения: на 47,6% снижен расход
теплоэнергии, на 26,0% — известкового камня. В сезон здесь работает около 500
человек. В период становления «Südzucker
Moldova S.A.»
именно Дрокиевский сахарный завод стал первой площадкой для внедрения
европейских управленческих и технологических инноваций. Фактически с
модернизации этого завода началось создание компании, и сегодня этот завод
является оперативным администраторским центром «Südzucker
Moldova S.A.».
Компания и в дальнейшем собирается модернизировать данное предприятие. Примером
этого может послужить проект по постройке на территории предприятия биогазовой
установки к сентябрю 2011 года, на который планируется потратить 12,5 млн.€. С
помощью этой установки планируется экономить 70-75% природного газа [18].

Дрокиевский сахарный завод представляет собой
крупное предприятие, перерабатывающее в сутки 300 тыс.тонн свеклы. Период
работы завода составляет 100 дней. На заводе все операции механизированы и
выполняются непрерывным поточным способом круглосуточно, без остановок на
выходные дни.

Из первичных (бурачных) приемников свеклы или из
кагатов свеклу доставляют в здание завода при помощи гидравлических
транспортеров, т. е. желобов, в которые подается вода/[1]. водой свекла уносится
на завод. На гидравлическом транспортере обычно устанавливают механические
соломоловушки и камнеловушки, отделяющие от свеклы грубые примеси. На заводе
свекла поступает в корытообразную мойку, снабженную валом и кулаками, в которой
отмывается от земли. затем свеклу элеватором поднимают на высоту примерно 15 м,
чтобы дальнейшие операции осуществлялись самотеком. С элеватора вымытую свеклу
подают на автоматические весы, регистрирующие массу сырья, поступившего на
завод. следующей задачей является получение из свеклы сока. В современных
диффузионных аппаратах непрерывного действия свекла, изрезанная в стружку,
движется навстречу горячей воде, в которую постепенно диффундирует сахар из
свекловичной стружки. При таком противоточном высолаживании получают диффузионный
сок, содержащий почти весь сахар свеклы, а в обессахаренной стружке («жом»)
теряется всего лишь около 0,3% сахара по свекле. Диффузионный сок мутный,
черного цвета. Для очистки диффузионный сок нагревают паром в особых
подогревателях (решоферах) до 90°С и прибавляют к нему известковое молоко (на
100 кг свеклы расход извести составляет от 2 до 3 кг). При нагревании сока и
действии на него извести коагулируют белки и черные красящие вещества свеклы.
Кроме того, анионы многих солей и кислот, содержащихся в диффузионном соке,
образуют осадок с ионом кальция и, таким образом, удаляются из раствора
(например, анионы щавелевой, фосфорной и ряда других кислот), происходит,
следовательно, очистка сока. Операцию добавления извести для очистки сока
называют дефекацией (осаждением). На дефекацию расходуют значительный избыток
извести. Затем дефекованный сок вместе со всеми осадками насыщают углекислым
газом (это так называемая I
сатурация, т.е. насыщение), при этом избыточная известь превращается в
нерастворимый мелкий кристаллический осадок СаСО3, на поверхности
частиц которого собираются (адсорбируются) некоторые, особенно окрашенные,
несахара сока; таким образом, достигается дополнительная очистка сока путем
адсорбции.

Отсатурированный сок нагревают до 90 °С, чтобы
улучшить фильтрацию, и фильтруют на вакуум-фильтрах, которые отделяют
дефеко-сатурационный осадок, содержащий СаСОз и несахара, осажденные на
дефекации. цвет профильтрованного сока светло-желтый. В профильтрованном соке
содержится еще в растворе небольшой избыток извести, поэтому его подвергают II
сатурации углекислотой и выпавший осадок СаСО3 снова
отфильтровывают. Перед II
сатурацией сок нагревают в подогревателях до 100 °С, что препятствует вредному
образованию на II
сатурации растворимого бикарбоната кальция Са(НСОз). Остающуюся в соке тонкую
муть удаляют повторной фильтрацией при малом давлении. полученный сок
обрабатывают газом S02
(сульфитация) для дополнительного обесцвечивания его и еще раз фильтруют.
Очищенный сок светло-желтого цвета. В нем содержится около 15% сухих веществ и
около 14% сахара. Очищенный сок выпаривают на выпарной установке до
концентрации 65% сухих веществ, из которых около 60% сахара и 5% несахаров.
Сироп еще раз сульфитируют для дополнительного обесцвечивания и фильтруют.

Наконец, очищенный сироп уваривают под
разрежением в вакуум-аппаратах до высокой концентрации — около 92,5% сухих
веществ (из них около 85% сахара). Этот продукт называется утфелем. Небольшого
количества воды, остающейся в утфеле (7,5%), недостаточно, чтобы удержать в
растворе весь сахар. Поэтому в процессе уваривания большая часть сахара
выкристаллизовывается и утфель содержит более 50% кристаллов сахара. Остается
лишь отделить этот сахар от окружающей маточной жидкости, содержащей также
сахар в растворе и все несахара.

Кристаллы сахара отделяют из утфеля на
центрифугах-быстровращающихся вертикальных барабанах с ситчатой боковой
поверхностью (1000 об/мин и более). Утфель, загруженный в центрифугу, под
действием центробежной силы располагается по боковой поверхности барабана:
межкристальный оттек прогоняется центробежной силой сквозь ситчатую
поверхность, и в барабане остаются лишь кристаллы сахара, которые промывают
небольшим количеством горячей воды. Полученный сахар-песок высушивают и
упаковывают в мешки.

Маточный раствор («зеленый оттек»), отделенный
на центрифугах, содержит еще много сахара (примерно 62%), поэтому его еще раз
уваривают в вакуум-аппарате до содержания 95% сухих веществ и получают утфель II
кристаллизации. чтобы выкристаллизовать больше сахара, утфель II
кристаллизации охлаждают до 40° С при перемешивании в корытообразных
кристаллизаторах. затем кристаллы сахара отделяют на центрифугах. получается
сахар уже худшего качества — «желтый сахар», который возвращают в Производство
(растворяют в сатурационном соке и прибавляют к сиропу). В маточном растворе,
отделенном от утфеля II
кристаллизации, хотя и содержится около 50% сахара по массе раствора, но
получить этот сахар методом дальнейшего уваривания и кристаллизации уже не
удается, так как содержащиеся в нем несахара затрудняют кристаллизацию. Это
раствор является отходом производства, называемым мелассой (или кормовой
патокой). Он употребляется на Производство спирта или дрожжей, частично идет на
корм скоту и на получение комбинированные кормов. кроме того, в настоящее время
из мелассы извлекают сахар, применяя химические методы. Действуя известью или
окисями стронция или бария («сепарация», т.е. выделение сахара из мелассы),
сахар переводят в слаборастворимые соединения.

Итак, свеклосахарное Производство, перерабатывая
сахарную свеклу, дает обычный белый сахар-песок и в качестве отходов — жом
(обессахаренную свекловичную стружку), дефеко-сатурационный осадок, получаемый
при очистке сока, и мелассу.

.1.2 Описание ТЭЦ

Источником тепловой и электрической энергии на
сахарном заводе города Дрокия является ТЭЦ. Во время сезона ТЭЦ полностью
снабжает завод тепловой и электрической энергией и даже выдает избыток
электрической энергии в энергосистему. Вне сезона ТЭЦ не работает и
электроэнергия для собственных нужд потребляется из системы.

В котельной находятся четыре
вертикально-водотрубных котла фирмы «РАДИАНТ», два из которых находятся в
резерве. Технические характеристик котла представлены в Таблице 1.1 Котлы
работают на природном газе. В качестве резервного топлива используется мазут.

Таблица 1.1 — основные технические
характеристики котла фирмы «РАДИАНT»

N

Наименование
показателя

Единицы

1

Номинальная
производительность

30

t/h

2

Давление
пара в барабане

4,3

МPa

3

давление
перегретого пара

3,9

МPa

4

Расчетная
температура перегретого пара

450

°С

5

Температура
питательной воды

105

°С

6

Расчетный
КПД брутто

92

%

7

Площадь
поверхности нагрева конвективного пучка

321

m2

8

Площадь
поверхности нагрева экранов

127

m2

9

Площадь
поверхности нагрева пароперегревателя

282

m2

10

Площадь
поверхности нагрева водяного экономайзера

262

m2

11

Площадь
поверхности нагрева воздухоподогревателя

660

m2

Характеристика дымососов и воздуходувок
представлена в Таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Тягодутьевые машины

N

Наименование показателя

Вентилятор

Дымосос

1

Тип

Lonis PRAT

Д15,5

двустороннего всаса Lonis PRAT

2

Подача, м3/ч

41,6-50

60

56-60

3

Напор, кгс/мг

185-230

200

140-180

4

Мощность электродвигателя, кВт

51,5

73,0

75

5

Частота вращения, об/мин

900

730

950

6

Количество штук

3

1

2

В качестве питательной воды используется
конденсат отработавшего и редуцированного (технологического) пара, а также
вторичного пара 1-го корпуса выпарной установки. характеристика питательных
насосов представлена в Таблице 1.3.

Таблица 1.3 — Питательные насосы

N

Наименование показателя

Единицы

ПЭ-65-56

МРСВ-20-11

Турбонасос

1

Подача

m3/h

65

60

30

2

Напор

kPa

5,76

6,62

5,64

3

Мощность

кW

260

4

Частота вращения

rot/min

2960

3000

3900

5

количество

2

1

2

6

Давление пара

bar

39

7

Температура пара

°С

450

Турбинное отделение состоит из двух турбин с
противодавлением Р-6-35/3 мощностью 6 МВт каждая. В работе находится одна
турбина, вторая в резерве. Технические характеристики турбины представлены в
Таблице 1.4.

Таблица 1.4 — Технические характеристики турбины
Р-6-35/3

N

Наименование показателя

Единицы

Значение

1

Мощность

MW

6

2

давление острого пара

МPa

3,5

3

Температура острого пара

°С

435

4

Частота вращения

rot/min

3000

5

давление на выхлопе

МPa

0,3

6

Температура на выхлопе

°С

186

.2       Поверочный расчет котла при сжигании
природного газа

.2.1 Расчет процесса горения

Для сжигания биогаза в котлах, их необходимо
переоборудовать под горение на биогазе. Исходя из расхода пара на Производство
можно рассчитать расход природного газа. Но для этого необходимо рассчитать КПД
котла при сжигании природного газа, Так как котлы работают не на полную
мощность. Для этого рассчитаем процесс горения в топке.

Состав газа, сжигаемого на ТЭЦ:

CH4= 94
%;

C2H6= 1,2
%;

C3H8= 0,7
%;

C4H10= 0,4 %;

C5H12= 0,2%;

N2= 3,3
%;

CO2= 0,2
%.

Теплота сгорания — ;

Плотность газа — 
= 0,765
kg/m3.

Теоретическое количество воздуха
необходимого для процесса горения найдем по формуле:

 m3/m3; (1.1)

где: ,,,, и  — процентное содержание
соответствующих газов в смеси;

m3/m3.

Теоретические объемы продуктов
сгорания рассчитываются по формулам:

объем трехатомных газов:

 m3/m3; (1.2)

где: , , , , , — процентное содержание
соответствующих газов в смеси;

 m3/m3.

объем азота:

 m3/m3; (1.3)

где: — содержание азота в воздухе, в %,

— теоретическое количество воздуха,
необходимого для процесса горения, в m3/ m3;

— содержание азота в природном газе,
в %;

 m3/ m3.

объем водяных паров:

m3/m3; (1.4)

где: ,,— соответствующее содержание газов в
смеси, в %;

-содержание водяных паров в смеси, в
%;

m3/m3 . (1.5)

потери тепла с химическим недожогом
примем равными
q3= 1,5 %;

Коэффициент избытка воздуха в топке
примем равным ;

Из Таблицы XVII.A [4], примем значения
инфильтрации воздуха в элементах котла:

в топке —

в конвективном пучке — ;

в экономайзере — .

Рассчитываем значения коэффициента
избытка воздуха в элементах котла:

в конвективном пучке:

; (1.6)

на входе в экономайзер:



; (1.7)

на выходе из экономайзера:

;
(1.8)

Расчет процесса горения
представлены в Таблице 1.5.

Таблица 1.5 — Расчет объемов
продуктов горения

Наименование показателя

Символ, формула

значения

т=1,10

к=1,15

’эк=1,2

”эк=1,3

Теоретический
объем воздуха, m3/ m3

Vв0

9,515

объем
трехатомных газов, m3/ m3

VRO2

1,013

Теоретический
объем азота, m3/ m3

VN2

7,55

Значения

Символ, формула

Значения

т=1,10

к=1,15

’эк=1,2

”эк=1,3

Теоретический
объем паров, m3/ m3

V0H2O

1,976

Избыток воздуха,
m3/ m3

Vв=(-1)Vв0

0,952

1,43

1,903

2,855

избыточный
объем паров, m3/ m3

VH2O=0,016Vв

0,015

0,023

0,030

0,046

Действительный
объем сухих газов, m3/m3

Vс.г= VRO2+ VN2+Vв

9,515

9,99

10,47

11,418

Действительный
объем паров, m3/ m3

VH2O= V0H2O+VH2O

1,991

1,999

2,006

2,022

Vг.г=
Vс.г+ VH2O

11,506

11,989

12,476

13,44

  Объемные доли

трехатомных газов

rRO2= VRO2/ Vг.г

0,088

0,084

0,081

0,075

паров

rH2O= VH2O/ Vг.г

0,17

0,166

0,160

0,15

общие

rt= rRO2/rH2O

0,517

0,506

0,506

0,5

Температура точки росы,
0C

tт.р=f(pH2O=
rH2O)

58

57

56

55

Плотность газов,
kg/m3

г=(+1,293·Vв0)/

1,243

1,244

1,245

1,247

Рассчитываем энтальпию газов горения, принимая
соответствующие значения температур в каждой части котла по следующей формуле:

 kJ/m3, (1.9)

где: tг —
температура газов горения, в 0C;

, , ,  — теплоемкости соответствующих компонентов, в kJ/(m3·K).

Расчеты представлены в Таблице 1.6.

Таблица 1.6 — Расчет энтальпии
уходящих газов при различных температурах

t г.г, 0C

Трехатомные газы

Азот

Пары

избыточный воздух

ΔVc, m3/
m3

Hг.г,
kJ/m3

VRO2, m3/
m3

cRO2,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

VN2,
m3/ m3

cN2,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

V0H2O,
m3/ m3

cH2O,kJ/(m3·K)

Vc, m3/
m3

ΔVв,
m3/ m3

Cв,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

=
1,10

2000

1,013

2,439

2,471

7,55

1,485

11,212

1,976

1,965

3,883

0,952

1,534

1,460

19,026

38052

800

1,013

2,141

2,169

7,55

1,368

10,328

1,976

1,670

3,3

0,952

1,412

1,344

17,141

13713

=1,15

1000

1,013

2,217

2,246

7,55

1,393

10,51

1,976

1,724

3,407

1,43

1,438

2,056

18,219

18219

400

1,013

1,932

1,957

7,55

1,318

9,951

1,976

1,567

3,096

1,43

1,355

1,938

16,942

6777

=1,20

500

1,013

1,999

2,025

7,55

1,329

10,034

1,976

1,591

3,144

1,903

1,369

2,605

17,808

8904

200

1,013

1,798

1,821

7,55

1,301

9,823

1,976

1,523

3,009

1,903

1,333

2,537

17,189

3438

 =
1,30

400

1,013

1,931

1,956

7,55

1,318

9,951

1,976

1,567

3,096

2,855

1,355

3,869

18,872

7548

100

1,013

1,714

1,736

7,55

1,297

9,792

1,976

1,507

2,978

2,855

1,325

3,783

18,289

1829

 

рисунок 1.1 Н-t
диаграмма для определения энтальпии уходящих газов.

.2.2 Тепловой баланс котла

Рассчитываем потери теплоты с энтальпией
уходящих газов:

;                (1.10)

где: — энтальпия
уходящих газов, в
kJ/m3;

HВ — энтальпия
воздуха.
kJ/m3.

— определяется из диаграммы H-t по
температуре уходящих газов, которые находятся в пределах 160…170 0C.
Примем tу.г= 165 0C. Из диаграммы H-t на рисунке
1.1 имеем:
 = 3050
kJ/m3.

Энтальпия воздуха рассчитывается по
формуле:

HВ = ”экVв0cвtв,
kJ/m3;
(1.11)

где tв — температура
воздуха,
0C;
принимаем tв =
30 0C.в — теплоемкость воздуха, в kJ/(m3·K).
При
температуре
tв =
30 0C cв =
1,323 kJ/(m3·K).

kJ/m3. (1.12)

Тогда:

=%.

Из графика на Рисунке 1.2 берем
внешнее охлаждение [4]. Для
котла производительностью D= 30 t/h q5=
1,2 %.

рисунок 1.2 Потери
тепла котлом в окружающую среду через внешнее охлаждение в зависимости от паропроизводительности.

Так как котел работает не на всю мощность,
то необходимо рассчитать потери для реальной мощности:

% ; (1.13)

где — номинальная паропроизводительность,
t/h;

реальная паропроизводительность, t/h;.

Рассчитываем КПД брутто котла:

. (1.14)

Рассчитываем расход топлива на котел
по формуле:

 (1.15)

где:  —
паропроизводительность котла, в kg/s;v
— энтальпия пара на выходе из котла, в kJ/kg;п.в-энтальпия
питательной воды
на
входе в котел, в
kJ/kg;

— низшая теплота сгорания природного
газа, в MJ/m3

.

Для определения объемов продуктов
сгорания и воздуха, а так же тепла отданного газами в поверхностях нагрева,
вводится расчетный расход топлива, вычисляемый с учетом химического недожога:

. (1.16)

1.3    

Обоснование выбора темы

.3.1    изучение литературных источников

Отдельные случаи использования примитивных
биогазовых технологий были зафиксированы в Китае, Индии, Ассирии и Персии
начиная с XVII века до нашей эры. Однако систематические научные исследования
биогаза начались только в XVIII веке нашей эры, спустя почти 3,5 тысячи лет. В
1764 году Бенджамин Франклин в своем письме Джозефу Пристли описал эксперимент,
в ходе которого он смог поджечь поверхность мелкого заболоченного озера в
Нью-Джерси, США. первое научное обоснование образования воспламеняющихся газов
в болотах и озерных отложениях дал Александр Вольта в 1776 г., установив
наличие метана в болотном газе. после открытия химической формулы метана
Дальтоном в 1804 году, европейскими учеными были сделаны первые шаги в
исследованиях практического применения биогаза [20].

свой вклад в изучение образования биогаза внесли
и российские ученые. Влияние температуры на количество выделяемого газа изучил
Попов в 1875 году. Он выяснил, что речные отложения начинают выделять биогаз
при температуре около 6°С. С увеличением температуры до 50°С, количество
выделяемого газа значительно увеличивалось, не меняясь по составу — 65% метана:
30% углекислого газа, 1 % сероводорода и незначительное количество азота,
кислорода, водорода и закиси углерода. В.Л. Омельянский детально исследовал
природу анаэробного брожения и участвующие в нем бактерии. вскоре после этого,
в 1881 году, начались опыты европейских ученых по использованию биогаза для
обогрева помещений и освещения улиц. Начиная с 1895 года, уличные фонари в
одном из районов города Эксетер (Англия) снабжались газом, который получался в
результате брожения сточных вод и собирался в закрытые емкости. двумя годами
позже появилось сообщение о получении биогаза в Бомбее, где газ собирался в
коллектор и использовался в качестве моторного топлива в различных двигателях.

В начале XX века были продолжены исследования в
области повышения количества биогаза путем увеличения температуры брожения.
Немецкие ученые Имхофф и Бланк в 1914-1921 гг. запатентовали ряд нововведений,
которые заключались во введении постоянного подогрева емкостей. В период Первой
мировой войны началось распространение биогазовых установок по Европе,
связанное с дефицитом топлива. Хозяйства, где имелись такие установки,
находились в более благоприятных условиях, хотя установки были еще
несовершенные и в них использовались далеко не оптимальные режимы.

Одним из важнейших научных шагов в
истории развития биогазовых технологий являются успешные эксперименты Бусвелла
по комбинированию различных видов органических отходов с навозом в качестве
сырья в 30-х годах XX столетия… первый крупномасштабный завод по производству
биогаза был построен в 1911 году в английском городе Бирмингеме и использовался
для обеззараживания осадка сточных вод этого города. Вырабатываемый биогаз
использовался для производства электроэнергии. таким образом, английские ученые
являются пионерами практического применения новой технологии. Уже к 1920 году
они разработали несколько типов установок для переработки сточных вод. первая
биогазовая установка для переработки твердых отходов объемом 10 м3
была разработана Неманом и Дюселье и построена в Алжире в 1938 году. В годы
второй мировой войны, когда энергоносителей катастрофически не хватало, в
Германии и Франции был сделан акцент на получение биогаза из навоза
<#"540569.files/image050.gif">; (2.1)

где: — содержание сухих веществ в 100 kg свеклы, в kg;

 — содержание сухих веществ в
прессованном жоме, в %.

 kg.

Отсюда находим количество
прессованного жома в сутки:

; (2.2)

где: — масса свеклы, перерабатываемая в
сутки, в t/zi.

 t/zi.

Зная массу жома, можем определить
количество биогаза, вырабатываемого из него:

; (2.3)

где: — выход биогаза из 1 t жома, в m3/t; ( m3/t).

 m3/zi;

кроме этого в этой установке будут
перерабатываться примерно 100 t/zi свекольной
ботвы и 60 t/zi мелассы.
Определим выход биогаза из этих компонентов:

Из свекольной ботвы:

; (2.4)

где: — выход биогаза из 1 t свекольной
ботвы; ( m3/t);

— масса ботвы, в t/zi;

 m3/zi;

Из мелассы:

; (2.5)

где: — выход биогаза из мелассы, в m3/t;

— масса мелассы, в t/zi;

 m3/zi.

теперь можем найти суммарный выход
биогаза из биогазовой установки:

m3/zi. 2.6)

.1.3 Описание технологии процесса

Полученный отходы сахарного
производства, будут направляться на биогазовый завод. При этом будет
вырабатываться биогаз, состав которого будет примерно таким: CH4-55%, CO2-45%, H2S-140 ppm.

Биогазовая установка состоит из пяти
ферментаторов емкостью 6 тыс.м3 каждый, по два ферментатора в ряду.
Пятый ферментатор используется как дозреватель.

Установка работает следующим
образом:

Жом подается по транспортеру
ленточного типа (рисунок 2.1), где установлены весы, в измельчитель.

рисунок 2.1 Транспортировка жома.

Измельченный жом подается в
смеситель, где смешивается с илом, который подается с дозревателя в объеме 1200
м3/день. Так как жом после прессов выходит нагретым в среднем до 55
°С, то смесь необходимо предварительно охладить до 37 °С. Эта смесь разделяется
на две части и подается на две линии ферментаторов, которые работают
параллельно. В линии находятся два ферментатора (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 Ферментаторы

Ферментатор разделен снизу на три
зоны и смесь подается равные промежутки времени (20 минут) в каждую зону
(Рисунок 2.3).

рисунок 2.3 Дозировка биомассы

С определенной высоты смесь с двух
ферментаторов забирается и одна ее часть направляется в пятый ферментатор, где
происходит окончательная ферментация, а другая часть подается в смеситель. С
пятого ферментатора смесь перекачивается в ямы, где раньше хранился жом. Перед
началом следующего сезона, этот ил распыляют на полях как удобрение. Газ с
верхней части всех пяти ферментаторов направляется в газгольдер (рисунок 2.4),
где поддерживается постоянное давление и объем.

Рисунок 2.4 Газгольдер

При переполнении газгольдера,
автоматически включаются факельная установка, которая сжигает излишки газа.
После газгольдера газ осушается и направляется к компрессорам, которые повышают
его давление от 21 mbar до 940 mbar. При сжатии
газ нагревается до 63,°С. Его охлаждают водой до 25 °С. Далее газ направляется
на котлы.

.2 Поверочный расчет котла при
сжигании смеси природного газа и биогаза

.2.1 Определение процентного
содержания природного газа и биогаза в смеси

Имея расход природного газа, можем
определить пропорциональное соотношение подаваемых газов в топку.

При сжигании всего биогаза (110 000 m3 /сут)
поверхностями котла воспринимается:

MW; (2.7)

где: — расход биогаза, в m3/s;

 — низшая теплота сгорания биогаза,
в MJ/m3;

— КПД котла.

Для паропроизводительности 22 t/h необходимо:

MW; (2.8)

где: — расход природного газа на котел
(см. п.1.2.2), в m3/s;

— низшая теплота сгорания природного
газа, в MJ/m3

Сравнивая (2.1) и (2.2) делаем
вывод, что необходимо сжигать дополнительно природный газ, чтобы получить
недостающую мощность:

 MW. (2.9)

Находим количество природного газа:

м3/s. (2.10)

Определяем процентное содержание
природного газа в смеси:

. (2.11)

Для того чтобы рассчитать процесс
горения двух топлив, необходимо определить процентное содержание газов в смеси.
Для этого необходимо процентное содержание природного газа и биогаза умножить
на соответствующие доли газов, содержащихся в них:

или 58,5%;

или 40,9%;

или 0,1%;

или 0,06%;

или 0,04%;

или 0,02%;

или 0,3%.

.2.2 Расчет процесса горения

Из предыдущего пункта имеем
следующий состав сжигаемого газа:

CH4= 58,5 %;

CO2= 40,9 %;

C2H6= 0,1%;

C3H8= 0,06 %;

C4H10= 0,04 %;

C5H12= 0,02%;

N2= 0,3 %.

Рассчитаем процесс горения для смеси
биогаза и природного газа. Удельная теплота сгорания смеси рассчитывается по
формуле:

 MJ/m3; (2.12)

где объемная доля горючих составляющих
в топливе, в %;

 — удельная теплота сгорания горючих
составляющих топлива, MJ/m3

MJ/m3.

Плотность топлива рассчитываем по
формуле:

 (2.13)

где: , , , , , , , — процентное содержание газов          смеси;

Теоретический объем воздуха,
необходимый для горения находим по формуле (1.1):

 m3/ m3.

Теоретический объем трехатомных
газов находим по формуле (1.2):

 m3/ m3.

Теоретический объем азота находим по
формуле (1.3):

 m3/ m3.

Теоретический объем водяных паров
находим по формуле (1.4):

 m3/ m3.

Общий объем газов:

 m3/ m3.

Потери тепла с химическим недожогом
примем равным
q3= 1,5 %.

Коэффициенты избытка воздуха в
конвективных системах котла примем как в п.1.2.1.

Расчеты процесса горения
представлены в Таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Расчет процесса
горения

Наименование показателя

символ, формула

Значения

т=1,10

к=1,15

’эк=1,2

”эк=1,3

1

2

3

4

5

6

Теоретический
объем воздуха, m3/ m3

Vв0

5,62

Объем
трехатомных газов, m3/ m3

VRO2

1,00

Теоретический
объем азота, m3/ m3

VN2

4,44

Теоретический
объем паров, m3/ m3

V0H2O

1,18

избыток воздуха,
m3/ m3

Vв=(-1)Vв0

0,562

0,843

1,124

Избыточный
объем паров, m3/ m3

VH2O=0,016Vв

0,009

0,013

0,018

0,027

Реальный
объем сухих газов, m3/m3

Vс.г= VRO2+ VN2+Vв

6,002

6,283

6,564

7,126

Реальный объем паров, m3/ m3

VH2O= V0H2O+VH2O

1,189

1,193

1,198

1,207

Общий объем газов, m3/m3

Vг.г=
Vс.г+ VH2O

7,191

7,476

7,762

8,333

  Объемные доли

трехатомных газов

rRO2= VRO2/ Vг.г

0,139

0,133

0,128

0,12

паров

rH2O= VH2O/ Vг.г

0,164

0,158

0,152

0,142

общие

rt= rRO2/rH2O

0,848

0,842

0,842

0,845

Температура точки росы,
0C

tт.р=f(pH2O=
rH2O)

58

57

56

55

Плотность газов,
kg/m3

г=(с+1,293·Vв0)/
Vг.г

1,31

1,312

1,310

1,307

Рассчитываем энтальпию газов горения по формуле
(1.9), принимая соответствующие значения температур в каждой части котла:

Расчеты представлены в Таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Расчет энтальпии уходящих газов
при различных температурах

T
г.г, 0C

Трехатомные газы

Азот

Пары

избыточный воздух

ΔVc, m3/
m3

Hг.г,
kJ/m3

VRO2, m3/
m3

cRO2,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

VN2,
m3/ m3

cN2,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

V0H2O,
m3/ m3

cH2O,kJ/(m3·K)

Vc, m3/
m3

ΔVв,
m3/ m3

Cв,
kJ/(m3·K)

Vc, m3/ m3

= 1,10

2000

1,00

2,439

2,439

4,44

1,485

6,593

1,18

1,965

2,319

0,562

1,534

0,862

12,213

24426

800

1,00

2,141

2,141

4,44

1,368

6,07

1,18

1,670

1,970

0,562

1,412

0,79

10,971

8776,8

= 1,15

1000

1,00

2,217

2,217

4,44

1,393

6,185

1,18

1,724

2,034

0,843

1,438

1,212

11,648

11648

400

1,00

1,932

1,932

4,44

1,318

5,852

1,18

1,567

1,849

0,843

1,355

1,142

10,775

4310

= 1,20

500

1,00

1,999

1,999

4,44

1,329

5,900

1,18

1,591

1,877

1,124

1,369

1,539

11,315

5657,5

200

1,00

1,798

1,798

4,44

1,301

5,776

1,18

1,523

1,797

1,124

1,333

1,498

10,869

2173,8

= 1,30

400

1,00

1,931

1,931

4,44

1,318

5,852

1,18

1,567

1,849

1,686

1,355

2,484

12,116

4846,4

100

1,00

1,714

1,714

4,44

1,297

5,759

1,18

1,507

1,778

1,686

1,325

2,234

11,485

1148,5

рисунок 2.5 Н-t
диаграмма для определения энтальпии уходящих газов.

.2.3 Тепловой баланс котла

Примем температуру уходящих газов
как и в предыдущем пункте равной 165 °С. Из диаграммы на рисунке 2.5 видно, что
энтальпия газов при данной температуре равна=1920 kJ/m3. Учитывая
это рассчитаем потери теплоты с энтальпией уходящих газов по формуле (1.10):

=%.

потери тепла через
внешнее охлаждение поверхностей
котла примем как в предыдущем пункте q5=1,636 %.

Рассчитываем КПД брутто котла по
формуле (1.14)

.

Рассчитываем расход топлива на котел
по формуле (2.15):

m3/s.

Для определения объемов продуктов
сгорания и воздуха, а так же тепла отданного газами в поверхностях нагрева,
вводится расчетный расход топлива, вычисляемый с учетом химического недожога по
формуле (1.16):

 m3/s.

3. использование БИОГАЗА ДЛЯ
КОГЕНЕРАЦИИ

.1 Выбор и расчет ДВС при сжигании
биогаза

.1.1 Выбор ДВС

Как уже было сказано, в период работы
сахарного завода биогаз будет сжигаться в паровых котлах. В остальное время,
биогаз предлагается сжигать в когенерационных установках. Делается это из
следующих соображений:

во-первых, вырабатываемого биогаза
не хватит для работы паровых котлов и турбоагрегата;

во-вторых, для повышения КПД
выработки электрической и тепловой энергии.

Для того чтобы определить мощность
когенерационных установок, необходимо рассчитать количество биогаза, которое
будет выработано за 265 дней (время, которое сахарный завод не работает).
Данное количество биогаза зависит от количества жома, которое предполагается
перевозить с сахарного завода города Фалешты. Перевезено будет примерно 60 000 t жома.
Рассчитаем примерное количество биогаза, которое может быть выработано с этого
количества жома по формуле (2.3):

 m3.

А это примерно 0,36 m3/s (учитывая,
что данное количество биогаза будет сжигаться за 265 суток).

изучив рынок газопоршневых
установок, было принято решение использовать в данном проекте когенерационные
модули австрийской фирмы Jenbacher, так как
данная фирма предлагает линейку установок, специально предназначенных для
сжигания биогаза. Исходя из рассчитанного выше расхода топлива, было выбрано
две когенерационные установки Jenbacher 420 GS-B.LC, Biogas 1416 kW (Австрия),
специально предназначенные для сжигания биогаза. На этих установках можно так
же сжигать и природный газ. Характеристики установки представлены в Таблице
2.3:

Таблица 2.3 — характеристика
установки Jenbacher
420 GS-B.LC,
Biogas 1,416 kW

характеристики установки

Значение

Единицы

1.

Номинальная мощность установки

1416

kW

2.

тепловая мощность

1460

kW

3.

Электрическй КПД

42,0

%

4.

Термический КПД

43,2

%

5.

Общий КПД установки

85,2

%

характеристики мотора GE Jenbacher
Gasmotor J 420 GS A21

6.

Тип

7.

V 70°

8.

Количество цилиндров

20

шт

9.

Диаметр поршня

145

mm

10.

Ход поршня

185

mm

11.

Частота вращения коленвала

1500

rot/min

12.

Скорость поршня

9,25

m/s

13.

Коэффициент сжатия

12,5

14.

Расход масла

0,3

g/kW

15

Расход топлива

612

m3/h

16.

Сухой вес мотора

6,600

kg

Храктеристики генератора PE 734 F2

17.

Модель

18.

КПД при cosφ=1,0

97,6

%

19.

КПД при cosφ=0,8

96,8

%

20.

Частота

50

Hz

21.

Напряжение

400

V

22.

Масса

3807

kg

На данных установках биогаз будет сжигаться вне
сезона работы сахарного завода. Во время же работы сахарного завода на ДВС
будет сжигаться природный газ, с целью более полного использования его энергии.
Электрическая энергия, будет продаваться в сеть, а тепловая использоваться для
ГВС поселка и на нужды биогазового завода (когда необходимо).

.1.2 Расчет процессов наполнения и сжатия в
камере сгорания ДВС

процесс наполнения

Перед началом впуска в объеме
камеры сгорания Ve
находятся продукты сгорания, оставшиеся от предыдущего цикла, которые
называются остаточными газами. давление остаточных газов чуть меньше
атмосферного. после прохождения верхней мертвой точки (ВМТ), поршень начинает
двигаться к нижней мертвой точке (НМТ). В этот момент механизмом
газораспределения открывается впускной клапан. Благодоря движению поршня к НМТ,
камера сгорания наполняется новой порцией рабочей смеси.

Определим основные параметры
смеси в процессе наполнения камеры сгорания. давление смеси после компрессора
находится по формуле:

 Pa        ;                                             
(3.1)

где: давление
окружающей среды,
в
Pa.

Pa.

Температура
смеси на входе в камеру сгорания:

K;                                          (3.2)

где: температура
окружающей среды,
в K;-
показатель
политропы;

K.

давление в начале процесса сжатия:

 Pa,                                                    
(3.3)

Pa.

Коэффициент наполнения:

;                                       (3.4)

где: — степень
сжатия;

— температура остаточных газов, в K; для
газовых двигателей K.

— повышение температуры смеси от стенок
цилиндра, в K;

.

Температура смеси в начале
сжатия:

 K;                                (3.5)

где:
коэффициент который показывает какое количество газов осталось в цилиндре после
завершения процесса выпуска, для четырехтактных двигателей он равен примерно
0,2.

K.

 

Процесс сжатия

Во-время второго такта, в цилиндре
имеет место процесс сжатия, кроме этого, в начале процесса продолжается
наполнение камеры рабочим телом из камеры сгорания, а в конце сжатия начинается
процесс горения топлива.

Процесс сжатия в камере сгорания —
это адиабатный изоэнтропный процесс, отсюда следует что n=k1.

;                                         (3.6)

где: k — показатель
адиабаты;

a, b — эмпирические
значения,
a= 20,16, ;

— температура смеси в начале сжатия,
в K;

-степень сжатия в адиабатном
процессе.

.

давление в конце сжатия:

Pa;                                              (3.7)

где:  — давление в начале процесса
сжатия, в Pa;

 Pa.

  K;                                           (3.8)

K.

.1.3 Расчет процесса горения

Расчет процесса горения в двигателях
внутреннего сгорания проведем так же как и для энергетических котлов, так как
используется один и тот же тип топлива, но при большем коэффициенте
избытка воздуха.Теоретический
объем воздуха необходимый для процесса горения рассчитывается по следующей
формуле
(1.1):        

m3/m3.

Реальный объем воздуха, необходимый
для процесса горения найдем по формуле:

 m3/m3;      (3.9)

где: — коэффициент избытка воздуха;

 m3/m3.

Теоретический объем трехатомных
газов
рассчитаем по формуле (1.2):

 m3/m3.

Теоретический объем водяных
паров
найдем по формуле (1.4):

 m3/m3.

реальный объем водяных паров
находится по формуле:

 m3/m3. (3.10)

Теоретический объем азота
рассчитываем по формуле (1.3):

 m3/m3.

Теоретический объем кислорода:

 m3/m3; (3.11)

 m3/m3.

Общий объем газов находится как
сумма всех газов входящих в смесь:

 m3/m3;                             (3.12)

 m3/m3.

Теоретический коэффициент
молекулярного изменения находим по формуле:

;             
                                     (3.13)

.

Действительный коэффициент
молекулярного изменения расчитываемпо формуле:

;                                             
(3.14)

.

Примем среднюю температуру смеси в
процессе горения равной Tz=1900 K.
Коэффициен
повышения давления в камере сгорания находим по формуле:

;                                
                  (3.15)

где: температура в конце сжатия, в K;

.

Максимальное давление в верхней
мертвой точке:

 Pa;                                   
                  (3.16)

где:  — давление в конце сжатия, в Pa;

Pa.

3.1.4 Процесс расширения

В процессе расширения газы давят на поршень до
достижения им нижней мертвой точки. Давление и температура газов при этом
уменьшаются. Когда поршень достиг нижней мертвой точки начинается процесс
выхлопа газов из цилиндра.

Степень предварительного расширения найдем по
следующей формуле:

;                                         
(3.17)

.

Степень последующего расширения:

;                                    
                  (3.18)

.

Показатель политропы расширения
найдем по формуле:

 rot/s;                                             
(3.19)

где n2 — частота
вращения,
в
rot/s;

 rot/s.

температура газов в конце расширения
находится по следующей формуле:

 K;                                                        (3.20)

.

Давление газов в конце процесса
расширения:

 Pa;                            
                 (3.21)

Pa.

.1.5 тепловой баланс
двигателя

Известно, что из всей энергии,
выделившейся в процессе сгорания топлива, только часть преобразуется в полезную
механическую работу, остальная энергия тратится на покрытие различных потерь.
Распределения энергий, переданных мотором в окружающую среду, выражается через
тепловой баланс.

В самом простом случае тепловой баланс может
быть представлен с помощью уравнения, в котором представлены только значения
энергий, подведенных к мотору и переданных мотором окружающей среде:

kW, (3.22)

где:  — тепловой
поток, подведенный с топливом, в kW;

— тепловой поток,
преобразованный в
полезную механическую энергию, соответствующая мощности двигателя, в kW;

— потери тепла с уходящими
газами,
в kW;

— потери тепла с охлаждающей водой,
в kW;

— остальные потери (потери
излучением с поверхности двигателя и т.д.), в kW

Тепловой поток,
выделившаяся при сжигании топлива находится по следующей формуле:

 kW;                                
(3.21)

где:   — расход
топлива,
m3/s;

— низшая теплота сгорания
топлива,
kJ/m3.

 kW.

Поток тепла, который произвел
полезную механическую работу:

 kW.                 (3.22)

где: — КПД генератора;

— мощность на клеммах генератора.

потери тепла с уходящими
газами:

kJ/m3; (3.23)

где: — энтальпия
уходящих газов, в
kJ/m3;

 — энтальпия воздуха, в kJ/m3.

Температура уходящих газов
дана в характеристике двигателя и равна °С. Имея
температуру газов, можно определить энтальпию уходящих газов по формуле (1.9):

 kJ/m3.

Энтальпия воздуха
рассчитывается по формуле
(1.11):

kJ/m3.

Подставляя полученные данные
в формулу (3.23),
получим:

kW.

Потери тепла с охлаждающей
водой расчитывается по формуле:

 kW;                                          (3.24)

где:   — расход
охлаждающей воды,
в
kg/s;

— удельная теплоемкость
охлаждающей воды,
в
kJ/(kg·K);

, температура воды на входе и на
выходе теплообменника соответственно, в ;

kW.

Неучтенные потери найдем по
следующей формуле:

 kW;                                     (3.26)

где: — поток тепла,
который произвел полезную механическую работу, в ;

kW.

Коэффициенты полезного
действия находятся по формулам:

эффективный КПД:

;                                            
         (3.27)

где:  — поток тепла,
который произвел полезную механическую работу, в ;

 — поток тепла, подведенный с
топливом;

.

термический
КПД:

   ;                                             
(3.28)

где k — показатель адиабаты;

.

относительный внутренний КПД:

;                             
                 (3.29)

где
механический КПД двигателя:

.

индикаторный КПД:

;                               
         (3.30)

.

электрический КПД:

;                                        
(3.31)

где: — КПД генератора;

.

коэффициент использования
тепла топлива:

;                                        
(3.32)

.

.2 Расчет ДВС при сжигании
природного газа

.2.1 Расчет процесса горения

Как уже было сказано ранее, во время
сезона работы сахарного завода, ДВС будут работать на природном газе.
Рассчитаем только процесс горения топлива, так как в пункте 3.1 уже был более
подробный расчет двигателя.

Теоретический объем воздуха найдем по формуле
(1.1):

m3/m3;

реальный объем воздуха, необходимый для процесса
горения найдем по формуле (3.9):

;

 m3/m3.

Теоретический объем
трехатомных газов
рассчитываем по формуле (1.2):

 m3/m3.

Теоретический объем водяных
паров
находим по формуле (1.4):

 m3/m3.

реальный объем водяных паров
находится по формуле (3.10):

 m3/m3.

Теоретический объем азота вычисляем
по формуле (1.3):

 m3/m3.

Теоретический объем кислорода
расчитываем по формуле (3.11):

 m3/m3.

Общий объем газов находится по формуле (3.12):

m3/m3.

Теоретический коэффициент
молекулярного изменения находим по формуле
(3.13):

.

Действительный коэффициент
молекулярного изменения расчитываемпо формуле
(3.14):

.

Примем среднюю температуру
горения смеси в процессе горения равной Tz=1900 K. Коэффициен
повышения давления в камере сгорания находим по формуле (3.15):

.

максимальное давление в верхней
мертвой точке находится по формуле (3.16):

Pa.

.2.2 тепловой баланс
двигателя

Теплота, выделившаяся при сжигании
топлива
находится по формуле (3.21):

kW.

Потери тепла с уходящими
газами
находим по формуле (3.23):

 kJ/m3;

Энтальпия уходящих газов находится
по формуле (1.9):

 kJ/m3.

Энтальпия воздуха
рассчитывается по формуле
(1.11):

 kJ/m3.

Подставляя полученные данные
в формулу (3.23),
получим:

kW.

Так как в данном случае уходящие
газы охлаждаются до температуры 120 °С, то следовательно расход охлаждающей
воды через теплообменники увеличится. Расход воды можно определить из условия,
что неучтенные потери в обоих случаях одинаковы, то есть 20 kW. Тогда из
формулы (3.26) следует:

 kW.

Коэффициенты полезного
действия находятся по следующим
формулам:

эффективный КПД (3.27):

.

термический КПД (3.28):

.

относительный внутренний КПД (3.29):

.

абсолютный КПД (3.30):

.

электрический КПД (3.31):

.

коэффициент использования
тепла топлива
(3.32):

.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОЕКТА

.1 Оценка рентабельности выработки
биогаза в период работы завода

.1.1 Расчет экономии средств после
внедрения биогазовой установки

На биогазовую установку на сахарном
заводе города Дрокия планируется потратить 12,5 млн.€. необходимо рассчитать
время окупаемости данной установки. Для этого нужно учесть энергию, которую
вырабатывает данная установка, и энергию, которую она потребляет.

Установка ежедневно вырабатывает 110
000 m3 биогаза. За
сезон работы сахарного завода (100 суток) получится:

 m3; (4.1)

где: суточный расход биогаза, в m3/zi;

Рассчитаем эквивалентное количество
природного газа:

 m3. (4.2)

где: — экономия природного газа за сезон,
в m3.

То есть, ежегодно будет экономиться m3 природного
газа.    Исходя из стоимости природного газа, определим экономию
средств на его закупку:

 $. (4.3)

где: — стоимость 1 mii m3 газа; (=433 $).

Для утилизации жом вывозят на
хранение. За аренду земли, где складируется жом, предприятие ежегодно
выплачивает Сар= 100 000 lei/год или 8
333 $/an.

Из вышеперечисленного, делаем вывод,
что установка ежегодно будет экономить:

 $/an. (4.4)

.1.2 Ежегодные инвестиционные
затраты

Амортизационные отчисления рассчитываются по
формуле:

$; (4.5)

где: I∑

общаяя стоимость инвистиций, в
$;s — время действия проекта,
в
годах;

Cаморт = = 668 000 $/an.

Ежегодную
стоимомсть займа рассчитаем по формуле:

 ; (4.6)

где: I∑ —
общаяя стоимость инвистиций, в $;

 — приведенное время проекта, в
годах;

 ani. (4.7)

где: — фактор приведения.

Итак, ежегодная стоимость
займа составляет:

 $/an.

.1.3 Ежегодные затраты на эксплуатацию установки

ежегодные затраты на установку
равны:

Cз = Cэл + Cз.п,+Стопл
$; (4.8)

где: Cэл
ежегодные затраты на потребленное
количество электрической энергии, в $/an;

Cз.п — ежегодные затраты
на оплату заработной платы обслуживающему
персоналу, в USD/год;

Стопл.

ежегодные
затраты
на природный газ, используемый во время консервации бактерии, $/an.

В период работы сахарного завода
установка потребляет примерно kW
электрической мощности. Рассчитаем количество электрической энергии,
потребленной биогазовой станцией за время работы установки (100 дней):

kWh. (4.9)

где: — потребляемая биогазовой установкой
электрическая мощность;

Исходя из стоимости 1 kWh (1,2 lei/ kW·h), определим
стоимость электрической энергии, потребленной за сезон:

lei=144 000 $. (4.10)

Эта энергия производится на заводе.
Но раньше она продавалась, а теперь будет использоваться на нужды биостанции.

Установку будет обслуживать персонал
из 7 человек. Допустим, в среднем каждый рабочий получит 5 000 lei в месяц.
Вычислим, сколько финансов пойдет на оплату рабочим за сезон:

=lei=26 250 $.

Для сохранения биологического
материала на следующий сезон, необходимо поддерживать в реакторах постоянную
температуру. На это уходит в зимний период примерно около 3% от общей мощности
установки.

 m3/zi.

где: N-
производительность установки, в m3/zi.

Так как в период консервации биогаз
не вырабатывается, то вместо него сжигается природный газ. Поэтому, полученное
значение необходимо привести к эквивалентному значению для природного газа:

m3/zi. (4.11)

где: — низшая теплота сгорания биогаза, MJ/m3;

— низшая теплота сгорания природного
газа, MJ/m3;

Рассчитаем цену природного газа:

$. (4.12)

где: N- количество
суток отопления ферменторов;

— стоимость 1 mii m3 природного
газа, в $.

Рассчитаем ежегодные затраты на
установку:

Cз=144 000+26
250+100986=271236 $/an.

.1.4 Расчет времени окупаемости проекта

В общем случае, расчет суммарных
приведенных затрат (СТА)
рассчитывается по формуле:

CTA = I∑ + Cз · $; (4.13)

где: I∑ —
приведенное ежегодные
затраты;

— приведенное время проекта.

Итак:

CTA = 16 700 000+
271
236 · 9,08
= 19
162 822
$.

Для оценки прибыльности проекта в течение
изучаемого периода времени, определим суммарную приведенную прибыль:

$. (4.14)

Теперь определим чистую приведенную
Прибыль по формуле:

$.

Определим среднюю годовую Прибыль:

$.

Зная общую стоимость
инвистиций
и среднюю годовую прибыль, определим время окупаемости инвестиций:

ani.

.2 Оценка рентабельности выработки
биогаза круглый год

.2.1 Расчет годовой выработки
тепловой и электрической энергии

Для того чтобы использовать
биогазовую установку круглый год, предлагается установить когенерационную
установку, которая будет производить электроэнергию и тепло. Электроэнергия
будет продаваться северо-западным электросетям, а тепловая энергия будет
использоваться для горячего водоснабжения. Сырьем для биогазовой установки
будет служить часть жома сахарного завода города Фалешты, который также
является предприятием фирмы «Südzucker Moldova S.A.». Жом
будет транспортироваться железнодорожным транспортом во время сезона работы
завода и силосоваться в ямы.

Таблица 4.1 — Экономические
показатели когенерационной установки

Nr.

Наименование показателя

Единицы

значения

Обозначения

1

2

3

4

5

1.

Номинальная мощность установки

kW

1416

Pном.

2.

тепловая мощность

kW

1425

Qмах

3.

Коэффициент
использования максимальной электрической мощности

%

90

Gэл.

4.

Коэффициент использования тепловой мощности

%

80

GТ.

5.

Стоимость 1 kW установленной мощности

$/kW

690

i0

6.

Дополнительные затраты на установку

$/kW

170

Iдоп.

7.

Стоимость капитального ремонта

$/kW

172,5

Iкап.рем.

8.

Расход газа

m3/h

284,4

B

9.

Расход масла

g/kWh

0,3

Vмасло

10.

время работы установки

h/an

8760

Tгод

11.

Ресурс
двигателя до капитального ремонта

h

60 000

Tv

12.

Время действия проекта

ani

14

Ts

13.

Тариф закупки природного газа

$/mii m3

433,1

Tн.г.

14.

Тариф на тепло

lei/Gcal

400

cQ,REF

15.

Тариф на электроэнергию

lei/kW·h

1,2

TEE

16.

цена закупки моторного масла

lei/litru

45

Cмасл

17.

Процент
от инвестиций на текущий ремонт и обслуживание

%

6

kт.о

18.

Значение
остаточных фондов в конце проекта

%

1

WT

19.

Обменный курс

$

12,0

20.

Фактор приведения

%

10

i

объем электроэнергии, произведенной установкой,
находится по следующей формуле:

Wгод = N·Pном
Tм,эл kW; (4.15)

где : N-
количество когенерационных установок;

Pном — номинальная
мощность установки, в kW;м,эл — время работы установки в номинальном
режиме, в h/an;

Время работы установки в номинальном
режиме может быть подсчитано как произведение между коэффициентом использования
максимальной электрической мощности, Gэл, и общим числом часов
работы установки Tгод :

Tм,эл
= Tгод · Gэл = 8760 · 0,90 = 7 884 h/an.
(4.16)

Итак, годовой объем произведенной
электрической энергии составляет:

Wгод
= N·Pном
· Tм,эл
= 2·1416
· 7
884 = 22 327 (MW·h)/an.

годовой объем тепловой энергии, произведенной
когенерационными установками:

Qгод
=Qмах
· Tм,т
(kW·h)/an
(4.17)

где: Qмах —
представляет максимальную тепловую мощность источника энергии,
в
kW;м,т — время использования максимальной тепловой энергии, в h/an.

Время использования максимальной
тепловой энергии определяется исходя из выражения:

Tт= Tгод · Gэл
· GТ
= 8760 · 0,9 · 0,8 = 6307,2 h/an. (4.19)

где: GТ

коэффициент использования тепловой мощности.

Таким образом, можно рассчитать объем тепловой
энергии произведенной за год:

Qгод = 2·1425·
6307,2 = 17 975 520
kW·h/an = 15 456
Gcal/an. (4.20)

.2.2 Общая стоимость капиталовложений

Стоимость когенерационной установки
рассчитывается по формуле:

I0=N·i0
· Pэл,ном
$; (4.20)

где: i0 — представляет
собой стоимость одного 1 kW установленной электрической мощности,
в $/kW;

Pэл,нoм — номинальная
электрическая мощность агрегата, в kW;

I0=2·690
· 1416=
1
954 080 $.

Для того чтобы рассчитать изначальные
капиталовложения, необходимо рассчитать дополнительные затраты на
когенерационную установку:

Iдоп =iдоп·
Pэл,ном·N $;
(4.21)

где iдоп

дополнительные
затраты, в $/kW;эл,нoм
— номинальная
мощность установи, в
kW;

Iдоп
=50·1416·2
= 141
600 $.

Зная стоимость
когенерационной установки и дополнительные затраты, можно
рассчитать первоначальные инвестиции:

Iког.уст.=I0+Iдоп=1
954 080 + 141 600 =
2
095 680 $. (4.22)

Стоимость капитального ремонта
установки Jenbacher 420 GS-B.LC появится после 60 тыс. часов работы.
Это

Iкап.рем=iкап.рем·
Pэл.ном·N $; (4.23)

где: iкап.рем — стоимость
ремонта 1 kW установленной мощности, в $/kW;эл.ном — номинальная
мощность установки, в kW;

Iкап.рем =172,5· 1416·2 =
488 520 $.

Стоимость инвестиций биогазовой установки
известна из предыдущего пункта. Учитывая еще и затраты на постройку силосных ям
(а это около 500 000 $ [21]), и
установку по очистке то Н2S
(40 000 [21]), можем рассчитать общую стоимость
инвистиций, реализованных в данном проекте:

I∑=IБГУ+Iям+IH2S+Iког.уст+Iкап.рем(1+i)-Т
$;
(4.24)

где: IБГУ
Инвестиции в биогазовуюустановку, в $;

I —
инвестиции
в когенерационную установку, в
$;ям

Инвестиции в строительство силосных ям, в $;

 — инвестиции в строительство
установки, по очистке Н2S, в $;

Iкап.рем —
стоимость капитального ремонта когенерационной установки, в $; — время работы
когенерационной установки до капитального ремонта.

I∑=16 700
000+500 000+40 000+2 095 680 + 488 520
(1+0,1)-7=19 586 368 $ .

4.2.3 ежегодные инвестиционные затраты на
когенерационные установки

Амортизационные отчисления рассчитываются по
формуле:

Cаморт = $; (4.25)

где:
Iког.уст

общаяя стоимость инвистиций в когенерационную установку,
в $;s — время (durata de studiu al proiectului, в
ani;

Cаморт = $/an.

Ежегодная стоимость займа:

$ (4.26)

где: — приведенное
время проекта, в годах; определяется по формуле (4.7):

ani.

Итак, ежегодная стоимость займа
для
когенерационной установки составляет составляет:

 $/an.

ежегодные затраты на установку
равны:

Cз.ког.уст. = Стопл+Cт.о
+ Cмасло $; (4.27)

где: Стопл-
затраты на потребленное топливо, в $/an;

Cт.о- ежегодные затраты
на текущий ремонт и обслуживание, в $/an;масло — ежегодные затраты
на моторное масло, в
$/an.

Во время сезона работы завода в когенерационной
установке сжигается природный газ. ежегодные затраты
на потребленное топливо:

Стопл = $; (4.28)

где: Bн.г — ежегодный
расход природного
газа на когенерационную установку,

в m3/an;
н.г. — стоимость закупки
натурального газа,
в $/mii m3;

N — количество
установок.

m3/an. (4.29)

где:— расход газа на ДВС, в m3 /s;

время работы завода, в zi.

Cтопл ==748 224
$/an.

Ежегодные затраты на
текущий ремонт и обслуживание рассчитываем по формуле:

Cт.о=
kт.о·
I $/an;
(4.30)

где: kт.о — процент от
инвестиций на текущий ремонт и обслуживание;ког.уст
— стоимость
изначальных капиталовложений в когенерационную установку,
в
$.

Cт.о
= 0,06 2
095 680 = 125 740
$/an.

Ежегодные затраты на
моторное масло:

Cмасл
= Vмасл
· cмасл
$; (4.31)

где: Vмасл — объем масла,
израсходанного за год, в l/an;масл
— стоимость
одного литра масла, в
lei/l.

Для того чтобы определить затраты на
масло, потребленного за год, рассчитаем объем масла потребленный за этот промежуток
времени:

Vмасл = Wгод ·
vмасл/ ρмасл
l; (4.32)

где: Wгод — объем
электроэнергии, произведенной за год, в (kW·h)/an;масл
-расход масла в час, в
g/(kW·h);

ρмасл
— плотность масла, в kg/m3;
ρмасл=0,9
kg/m3;

Vмасл = 22
327 000 · ( 0,3 · 10-3 )/0,9 = 7442
l/an.

Рассчитываем ежегодные затраты на масло:

Cмасл
=7442 ·
45 =334
890
lei/an
= 27
907 $/an.

теперь можно рассчитать ежегодные инвестиционные
затраты на когенерационную установку:

Cз.ког.уст.
=748 224
+125
740 + 27 907 =901
871 $/an.

4.2.4 ежегодные инвестиционные затраты на
биогазовую установку

ежегодные затраты на установку
равны:

Cз.БГУ = Cз.п+Сжом
$/an; (4.33)

где: Cз.п
ежегодные затраты на оплату заработной платы обслуживающему
персоналу, в $/an;

Сжом — затраты на перевозку и силосование
жома, в $/an.

Установку будет обслуживать персонал из 7
человек. Допустим, в среднем каждый рабочий получит 5 000 lei
в месяц. Вычислим, сколько финансов пойдет на оплату рабочим за год:

=lei=35 000 $/an.

затраты на перевозку и силосование
жома определим по формуле:

Сжом=сжом·M $/an; (4.34)

где: сжом — стоимость
перевозки и силосования одной тонны жома, в $;

M-масса
перевезенного жома, в тоннах.

время работы когенерационной
установки вне сезона — 265 дней. Масса перевозимого жома равна 60 000 t (см.п.
3.1.1).

Определим стоимость транспортировки
и силосования всего жома:

Сжом =10·60 000=600
000 $/an. (4.36)

теперь определим ежегодные затраты
на биогазовую установку:

Cз.БГУ=35 000 +600
000 =635 000 $/an.

.2.5 Расчет времени окупаемости проекта

В общем случае, расчет суммарных
приведенных затрат (СТА)
рассчитывается по формуле:

CTA = I∑ +
(Cз.ког.уст + Cз.БГУ ) · $; (4.37)

где:
I∑
-общая
стоимость инвистиций, в $; з.ког.уст —ежегодные
затраты на когенерационную установку, в $;

Cз.БГУ
ежегодные затраты на биогазовую установку, в $;

— приведенное время проекта, в
годах.

Итак:

CTA = 19 586 368
+(901
871 +635 000)·7,37
= 30
913 107
$.

Для оценки прибыльности проекта, в течение
изучаемого периода времени, определим суммарную приведенную прибыль:

 $; (4.38)

где: ежегодная прибыль, получаемая от
проекта, в $/an;

Ежегодная Прибыль рассчитываем
следующим образом:

$/an; (4.39)

где: — экономия на природном газе во
время работы завода, в $/an (см. п.4.1.1);

— экономия на аренде земли, на
которой складируется жом, в $/an (см. п.4.1.1);

Прибыль от продажи электроэнергии,
в $/an;

— прибыль от продажи тепловой
энергии, в $/an;

Найдем прибыль от продажи
электроэнергии:

 $/an; (4.40)

где: N —
количество когенерационных установок;

— мощность когенерационных
установок, в kW;

— стоимость 1 kW
электрической энергии, в lei/kW;

— электрическая мощность биогазовой
установки, kW;

время работы когенерационных
установок в номинальном режиме, h/an;

 $/an.

Прибыль от продажи тепловой энергии
рассчитаем по формуле:

 $/an; (4.41)

где: ежегодное потребление тепловой
энергии биогазовой установкой, в Gkal/an;

— стоимость 1 Gсal тепловой
энергии, в lei/Gсal;

Биогазовая установка потребляет около 6 %,
производимой когенерационными установками:

QБГУ=
N·Qмах
·Tт·0,06
Gсal/an.
(4.42)

где: Qмах —
представляет максимальную тепловую мощность когенерационной
установки, в kW;

Tт-
время
использования максимальной тепловой энергии (см. п. 4.2.1), в h/an;

QБГУ
=2·1425·0,06·6307,2=1
078 531 kW·h/an=927
Gсal/an.

теперь можем найти прибыль от продажи тепловой
энергии:

$/an.

Найдем ежегодную прибыль:

 $/an.

Суммарная приведенная Прибыль равна:

 $/an.

Теперь определим чистую приведенную
Прибыль по формуле:

$/an.

Определим среднюю годовую Прибыль:

 $/an.

Зная общую стоимость
инвистиций
и среднюю годовую прибыль, определим время окупаемости инвестиций:

ani.

5. безопасность ТРУДА И ОХРАНА
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Анализ и оценка факторов
профессиональных рисков на проектируемом объекте

.1.1 анализ рисков

Так как на данном
теплоэнергетическом проектируемом объекте используются теплоэнергетические
установки, то на организм человека воздействуют ряд специфических данной
области неблагоприятных факторов, таких как:

) избыточное давление;

) повышенный уровень пожаро- и
взрывоопасности;

) повышенная температура.

.1.2 Избыточное давление

В котельной и на самом
предприятии имеются сосуды (котлы, паропроводы), работающие под давлением. Для
обеспечения безопасых условий эксплуатации, котлы и паропроводы снабжены приборами
для измерения давления и температуры.

На маховике запорной арматуры
указано направление его вращения при открывании или закрывании арматуры

Газовые трубопроводы имеют на
подводящей линии обратный клапан, автоматически закрывающийся давлением из сосуда.

каждый сосуд и самостоятельные полости с разными
давлениями снабжены манометрами прямого действия. Манометр установлен на
штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.

Котлы снабжены предохранительными устройствами
от повышения давления выше допустимого значения, а так же указателями уровня
жидкости. На каждом указателе уровня жидкости отмечены допустимые верхний и
нижний уровни.

.1.3 повышенный уровень пожаро- и
взрывоопасности

Так как котельное оборудование работает на
природном газе, то существует угроза взрыва. поэтому, проектирование
осуществлено в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве NRS35-004-09-2002
[9]. На подводящих газопроводах предусмотрены электромагнитные клапана,
сблокированные с сигнализаторами загазованности. При заполнении газом
газопроводы должны продуваться им через сбросные свечи до вытеснения всего
воздуха, а при освобождении от газа должны продуваться воздухом до вытеснения
всего газа. Эти требования обусловлены тем , что при объемной концентрации
природного газа в воздухе 0,05 — 0,15 (5-15%) образуется взрывоопасная смесь.
Из сбросных свечей газ выбрасывается в тех местах, где он не может попасть в
здания и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника
огня. На газопроводах устанавливается только стальная арматура .

На биогазовом заводе
устанавливаются молниеотводы, для исключения возможности удара молнии в
элементы установки (газгольдер, ферментаторы), что может привести к
возникновению пожара.

.1.4 Повышенная температура

В котельной имеются
поверхности, имеющие высокую температуру (водопроводы, паропроводы, поверхности
котла, дымоходы). Все участки элементов, доступные для обслуживающего
персонала, покрыты тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности
не более 45 °С, при температуре окружающей среды не более 25 °С. Персонал в
свою очередь обязан перед приемом смены привести в порядок спецодежду. Рукава и
полы спецодежды следует застегнуть на все пуговицы, волосы убрать под каску.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ засучивать рукава спецодежды во избежание получения ожогов.

5.2 Меры по защите рабочего
места и предупреждения профессиональных рисков

.2.1 Шум

Источниками повышенного шума в
данном проекте являются двигатели внутреннего сгорания. По характеристикам
двигателей известно, что уровень звукового давления на расстоянии одного метра
от двигателя равен , а на
расстоянии одного метра от выхлопа . Допустимый уровень шума на
постоянных рабочих местах 85  (не более). Исходя из этих данных,
можно сделать вывод, что уровень звукового давления превышает допустимый, что
может неблагоприятно сказаться на здоровье рабочего. поэтому необходимо
предпринять меры по снижению шума, а именно:

использование звукоизоляции путем
приложения звукоизолирующего материала;

применение шумопоглощающих экранов
оборудования;

использование наушников — глушителей
шума при обслуживании оборудования;

.2.2 Вибрация

Источниками вибрации на проектируемом
объекте так же являются двигатели внутреннего сгорания. Для защиты от вибрации
предусмотрено использование виброизоляции между вибрирующей машиной и
основанием, установка виброгасителей в виде эластичных прокладок, пружин,
пневматических демпферов.

В качестве индивидуальной защиты от
вибраций, передаваемых человеку через ноги, рекомендуется носить обувь на
войлочной или толстой резиновой подошве.

При обнаружении у работника
признаков профессионального заболевания или ухудшения состояния здоровья
вследствие воздействия вредных или опасных производственных факторов
работодатель на основании медицинского заключения должен перевести его на
другую работу.

.2.3 Производственное освещение

Помещения котельной обеспечены
достаточным естественным светом, а в ночное — электрическим освещением. Места,
которые по техническим причинам нельзя обеспечить естественным светом имеют
электрическое освещение. Рекомендуемая освещенность рабочих мест указана в
Таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Рекомендуемая
освещенность рабочих мест в котельной

Помещение и оборудование

Номинальная освещенность

Лампы накаливания

Люминисц. Лампы

измерительные
приборы, указатели уровня, тепловые щиты, пульты управления

50

150

фронт
котлов, бункерное, вентиляционное и компрессорные отделения, приборы
управления

20

75

помещение
баков, подогревателей, площадки обслуживания котлов

10

75

коридоры и лестницы

5

75

кроме рабочего освещения
котельные оборудуют аварийным освещением от источников питания, не зависимых от
общей электроосветительной сети котельной.

.2.4 Противопожарная
безопасность

В соответствии с Основными
правилами пожарной безопасности RTDSE
1.01-2005 [7], на предприятии разработаны инструкции по мерам пожарной
безопасности, в которых указаны для отдельных участков производства мероприятия
по противопожарному режиму, предельные показания контрольно-измерительных
приборов, порядок и нормы хранения взрыво- и пожароопасных веществ. По каждой
инструкции назначено ответственное лицо их числа инженерно-технических
работников.

Для тушения пожаров на
предприятии существует пожарная охрана, все производственные цеха и помещения
оборудованы пожарной сигнализацией. основными первичными средствами
пожаротушения являются:

огнетушители химические пенные
ОХП-10;

огнетушители воздушнопенные ОВП-10;

огнетушители углекислотные
ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, ОУ-20;

огнетушители порошковые ОПС-6,
ОПС-10;

ящики с песком;

пожарные щиты с инвентарем;

пожарные водопроводы.

В целях предупреждения пожаров
и создания безопасных условий труда на предприятии проведены следующие
мероприятия:

установлены достаточные разрывы
между зданиями, сооружениями, складами, запрещается хранение горючих материалов
в разрывах между зданиями;

обеспечены условия для
организации эвакуации из помещений в случае возникновения пожара;

внедрена в производство системы
автоматического контроля и сигнализации за возникновением опасных факторов.

.3 Безопасная эксплуатация водогрейного и
паровых котлов

.3.1 основные требования к конструкции котлов

Основное требование к конструкции котлов — обеспечение
надежной, долговечной и безопасной эксплуатации на расчетных параметрах в
течении расчетного ресурса безопасной работы, принятого в технических условиях,
а так же возможность технического освидетельствования, очистки, промывки и
ремонта.

Конструкция котла должна обеспечивать
возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном
режиме работы, а также возможность свободного теплового расширения отдельных
элементов котла.

Участки элементов котлов и трубопроводов с
повышенной температурой поверхности, с которыми возможно непосредственное
соприкосновение обслуживающего персонала, покрыты тепловой изоляцией,
обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 45 °С при температуре
окружающей среды не более 25 °С.

Конструкция котлов обеспечивает возможность
удаления воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут
образоваться воздушные пробки при заполнении котла водой.

Устройство газоходов исключает возможность
образования взрывоопасного скопления газов, а также обеспечивает необходимые
условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.

Котлы снабжены взрывными предохранительными
устройствами. Взрывные предохранительные устройства размещены и устроены так,
что исключено травмирование людей. Конструкция, количество, размещение и
размеры проходного сечения взрывных предохранительных устройств определены
проектом котла.

На паровых котлах указатели
уровня прямого действия снабжены кожухами для защиты персонала от разрушения
прозрачных пластин.

Указатели уровня воды снабжены
запорной арматурой (кранами или вентилями) для отключения их от котла и
продувки.

На запорной арматуре четко
указаны направления открытия и закрытия, а на кране — также положение его
проходного отверстия. Внутренний диаметр прохода запорной арматуры должен быть
не менее 8 мм.

Для спуска воды при продувке
водоуказательных приборов предусмотрены воронки с защитным приспособлением и
отводной трубой для свободного слива.

.3.2 Помещения для котлов

В зданиях котельной не
разрешается размещать бытовые и служебные помещения, которые не предназначены
для персонала котельной, а также мастерские, не предназначенные для ремонта
котельного оборудования.

Уровень пола нижнего этажа
котельного помещения н должен быть ниже планировочной отметки земли,
прилегающей зданию котельной.

Выходные двери из помещения
котельной открываются наружу от нажатия руки, не имеют запоров из котельной и
во время работы котлов не запираются. Выходные двери из котельной в служебные,
бытовые, а также вспомогательно-производственные помещения снабжаются пружинами
и открываются в сторону котельной.

На входной двери помещения
котельной с наружной стороны находится надпись о запрещении входа в котельную
посторонним лицам.

.3.3 Организация безопасной
эксплуатации котлов

безопасная эксплуатация котлов
осуществляется согласно Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов NRS35-03-59:2003
[8].

Администрация организации,
эксплуатирующей опасный производственный объект, в состав которого входят
паровые и водогрейные котлы, обязана:

1)      обеспечивать
укомплектованность штата работников, связанных с эксплуатацией котлов, в
соответствии с установленными требованиями;

2)      допускать
к работе на паровых и водогрейных котлах лиц, удовлетворяющих квалификационным
требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

3)      назначить
ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов из числа
специалистов, прошедших проверку знаний в установленном порядке;

4)      разработать
и утвердить инструкцию ответственного за исправное состояние и безопасную
эксплуатацию котлов;

5)      разработать
и утвердить производственную инструкцию для персонала, обслуживающего котлы, на
основе инструкций организаций-изготовителей по монтажу и эксплуатации котлов с
учетом компоновки и местных условий эксплуатации, установленного оборудования.
Инструкция должна находиться на рабочих местах и выдаваться под расписку
обслуживающему персоналу;

6)      обеспечивать
подготовку и аттестацию работников в области промышленной безопасности;

7)      иметь
нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие
правила ведения работ на паровых и водогрейных котлах;

8)      организовывать
и проводить производственный контроль за соблюдением требований промышленной
безопасности при эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

9)      обеспечивать
наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за
эксплуатацией котлов;

) проводить освидетельствование
и диагностику котлов в назначенные сроки;

) предотвращать проникновение
посторонних лиц в помещения, где размещены котлы;

) заключать договоры
страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного
производственного объекта, на котором используются котлы;

) осуществлять мероприятия по
локализации и ликвидации последствий аварий на котлах, оказывать содействие
государственным органам в расследовании причин аварий;

) анализировать причины
возникновения аварий и инцидентов при эксплуатации котлов, принимать меры по их
устранению. Вести учет аварий и инцидентов на котлах.

В котельной должны быть часы и
телефон для связи с местами потребления пара, а также с техническими службами и
владельцем.

При эксплуатации
котлов-утилизаторов, кроме того, должна быть установлена телефонная связь между
пультами котлов-утилизаторов и источников тепла.

В котельную не должны
допускаться лица, не имеющие отношения к эксплуатации котлов и оборудования
котельной. В необходимых случаях посторонние лица могут допускаться в котельную
только с разрешения владельца и в сопровождении его представителя.

Запрещается поручать машинисту,
оператору котельной, водосмотру, находящимся на дежурстве, выполнение во время
работы котла каких-либо других работ, не предусмотренных инструкцией.

Запрещается оставлять котел без
постоянного наблюдения со стороны обслуживающего персонала, как во время работы
котла, так и после его остановки до снижения давления в нем до атмосферного.

Допускается эксплуатация котлов без постоянного
наблюдения за их работой со стороны обслуживающего персонала при наличии
автоматики, сигнализации и защит, обеспечивающих ведение нормального режима
работы, ликвидацию аварийных ситуаций, а также остановку котла при нарушениях
режима работы, которые могут вызвать повреждение котла.

5.4 Оценка снижения выбросов в окружающую среду

.4.1 Воздействие энергетики на окружающую среду

Справедливо высказывание: «Производство и
потребление энергии — вред окружающей среде».

В экономически развитых странах смысл этого
равенства понятен широкому кругу граждан. В странах же СНГ, к сожалению, над
этой проблемой серьезно задумываются пока только специалисты (энергетики,
экологи), несмотря на то, что энергетические объекты в этих государствах с
экологической точки зрения, зачастую, являются самыми неблагополучными. В
Молдове, впрочем, как и в любом другом государстве СНГ, давно существует
проблема повышения экологической безопасности энергетических объектов. причем
проблема эта становится все более острой по мере старения объектов энергетики.
Сама по себе задача обеспечения экологической безопасности с технической и
технологической точки зрения вполне разрешима, в проблему ее превращает
экологическая сторона дела или, попросту говоря, отсутствие необходимых для
этого денежных средств. Особенно ситуация эта осложнилась в последние годы. Восстановление
нормальных природных условий потребует длительного времени и немалых усилий.
Поэтому, чем раньше в этом направлении будут предприняты конкретные и ощутимые
действия, тем больше шансов у нас и у наших потомков остановить и повернуть
вспять опасную тенденцию неуклонного ухудшения экологической обстановки.

поэтому возрастание экологических требований к
предприятиям топливно-энергетической отрасли вызывает необходимость решения
многих проблем по охране окружающей среды и снижению вредного воздействия
теплоэнергетического производства на природу и человека.

Наиболее опасными токсичными котельной являются
оксиды азота (N2O;
NO; NO2;
N2O3;
N2O5).
Самым высокотоксичным является диоксид азота NO2,
который в шлейфе дымовых газов находится в пределах 60−80% от всех
оксидов азота.

накопления закиси азота N2O
наряду с СО2 и СН4 и другими создают парниковый эффект,
кроме того, закись азота участвует в реакциях, приводящих к истощению озонного
слоя земли, который защищает человека и животный мир. Содержание оксидов азота
по данным исследований определяет токсичность продуктов сгорания угля и мазута
на 40−50 %, а природного газа на 90−95 %.

На проектируемом объекте планируется снизить
выбросы в окружающую среду путем снижения количества сжигаемого природного газа
примерно на 90 %. Кроме того, утилизация отходов сахарного производства,
положительно скажется на экологической ситуации в регионе. На сахарных заводах
в больших количествах вырабатывается побочный продукт производства —
свекловичный жом. Обычно он идет на корм скоту, но если поблизости нет
фермерских хозяйств, то он направляется в жомовые ямы, в которых складируется и
гниет. Это наносит огромный ущерб экологии, так как при гниении выделяется
метан. Как известно метан является парниковым газом. Если степень воздействия
углекислого газа на климат условно принять за единицу, то парниковая активность
метана составит 23 единицы.

.4.2 Расчет выбросов

Рассчитаем валовой выброс оксида углерода при
сжигании природного газа по следующей формуле:

 t/an; (5.1)

где: — выход оксида углерода при сжигании
топлива, в kg/mii m3;

— количество израсходонного топлива,
в mii m3/an (см. ф-лу
1.16);

 kg/mii m3; (5.2)

где: потери теплоты вследствие
химической неполноты сгорания топлива, в %;

R —
коэффициент учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты
сгорания топлива, обусловленный наличием в продуктах сгорания оксида углерода
(для газа R=0,5);

— низшая теплота природного газа, в
МJ/m3;

 kg /mii m3.

 t/an.

теперь определим валовой выброс оксидов азота в
пересчете на диоксид азота:

 t/an; (5.3)

где: — параметр характеризующий
количество оксидов азота, образующихся на 1 GJ тепла, kg/ GJ (см. [10]);

 t/an.

Таблица 5.2- Выбросы вредных
веществ в атмосферу при сжигании природного газа

количество
вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

Единицы измерения

CO

NO2

221,8

36,9

t/an

7,03

1,17

g/s

Расчет платы за выбросы производится в
соответствии с [22] и приведен в Таблице 5.3.

Таблица 5.3 — Нормативная плата и коэффициент
опасности вредных веществ

Наименование

Коэффициент опасности

Норматив платы, lei/t.

Оксид углерода

1

18

Диоксид азота

25

Расчет платы за загрязнение атмосферного
воздуха:

 lei, (5.4)

где: N
— нормативная плата за выброс вредных веществ;

Ai
— коэффициент опасности вредных веществ;

Fri
— количество выбрасываемых вредных веществ, в t.

Расчет годовой платы за выбросы сведен в таблицу
5.4.

Таблица 5.4 — Расчет годовой платы за
загрязнение

Название

Fri

N∙Ai

Pi , lei

Оксид азота

36,9

18∙25=450

16650

Оксид углерода

221,8

18∙1=18

3992

Итого

20642

Так как после ввода в эксплуатацию биогазового
завода количество сжигаемого природного газа сократится на 90 %, выбросы так же
сократятся на 90 %. В денежном выражении получится:

Pi
·
0,9=20642·(1-0,9)=2064,2 lei/an.
(5.5)

ВЫВОДЫ

В представленной работе показана
целесообразность эксплуатации биогазовой установки на сахарном заводе г.Дрокия.
Предполагается с помощью данной установки экономить в пределах 90 % природного
газа, потребляемого сахарным заводом в период работы. Кроме того, данная
установка улучшит экологическую ситуацию в регионе, благодаря уменьшению
выбросов СО2 в атмосферу и получению доброкачественных удобрений.

В работе рассчитан выход биогаза из отходов
сахарного производства, а также проведен поверочный расчет парового котла при
сжигании смеси биогаза и природного газа. Для сжигания биогаза в котле были
выбраны горелки RPD
80 G-E
фирмы «Elco», которые
рассчитаны на одновременное сжигание биогаза и природного газа.

Также в работе были выбраны когенерационные
установки, которые предполагается использовать вне сезона работы сахарного
завода. Произведен расчет процессов, происходящих в ДВС, а также тепловой
баланс двигателя.

Было рассмотрено два варианта эксплуатации
биогазового завода: сезонная и круглогодичная. С экономической точки зрения
наиболее целесообразным является эксплуатация биогазового завода круглый год,
так как при выработке биогаза только в период работы сахарного завода установка
окупиться за 8,48 лет, а при производстве биогаза круглый год, установка
окупится за 8,11 лет, и это при том, что суммарные приведенные затраты во
втором случае больше в 1,6 раза.

В работе приведены основные правила техники
безопасности для работников, обслуживающих ТЭЦ и когенерационные установки. Так
же были рассчитаны объемы выбросов и плата за них.

ЛИТЕРАТУРА

1.       Силин
П.М., Технология сахара 1967. 625 с.

.        Лепешкин
И.П, Справочник сахарника часть Первая, 1963. 700 с.

.        Лепешкин
И.П, Справочник сахарника часть Вторая, 1965. 779 с.

.        Тепловой
расчет котлов (нормативный метод), Издание 3-е переработанное и дополненное,
1998 г.

.        Баадер
В., Доне Е., Бреиндерфер М. Биогаз: Теория и практика (Пер. с нем. и
предисловие М.И.Серебрянго.), 1982. 148 с.

.        NRS
35-04-74:2006 Правила безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов.

.        RTDSE1.01-2005
основные правила пожарной безопасности в Республике Молдова

.        NRS35-03-59:2003
Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

9.       NRS35-004-09-2002
Правила безопасности в газовом хозяйстве.

.        Бондалетова
Л.И., Новиков В.Т., Алексеев Н.А.,
Расчет выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлоагрегатах
котельных: Методическое пособие по выполнению практических занятий по курсу
“Промышленная экология” для студентов специальности 320700 “Охрана окружающей
среды и рациональное использование природных ресурсов” .
Томск:
Изд. ТПУ, 2000. 39 с.

11.     Arion
V., Apreutesii V., Economia Energeticii, Note de curs, Editura U.T.M, Chişinău
2006, 138c.

12.     Технические
характеристики когенерационной установки Jenbacher
420 GS-B.LC, Biogas
1416 kW, Австрия.

13.     <HTTP://www.qwertyweb.ru/2009/04/06/energiya-biomassyi/>

.        <HTTP://www.agro-t.de/Bio/biogas.html>

.       

.        <HTTP://www.teplosoyuz.com/ru/company/articles/statya5.html>

.        <HTTP://ohrana-bgd.narod.ru/bgd3.html>

.       

.        <HTTP://www.ge-energy.com>

20.    

.        <HTTP://forum.zorgbiogas.ru/viewtopic.php?f=15&t=806&p=1848#p1848>

Учебная работа. Производство биогаза из отходов сахарного производства