Электроэнергетический факультет Кафедра теплоэнергетики   ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ   Проектирование когенерационной установки, работающей на газе, полученном при анаэробном сбраживании твердых бытовых отходов

 

Аннотация

 

Пояснительная записка содержит 81 страницу, в том числе 14 рисунков,  24 таблицы, 4 приложения. Список использованной литературы включает 25 источников. Графическая часть выполнена на 8 листах формата А1.

В данной выпускной квалификационной работе предложен проект биогазового комплекса на базе полигона твердых бытовых отходов. В работе рассмотрены вопросы проектирования когенерационной установки на основе полигона ТБО, произведен расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования, определены основные параметры биогазового комплекса.

 

 

 

Annotation

 

 

The explanatory note contains 81 pages, including 14 pictures, 24  tables, 4 appendices. The list of the used literature includes 23 sources. The graphic part is executed on 8 sheets of format А1.                                                                      

In the given final qualifying work the project of a biogas complex on the basis of range of firm household waste is offered. In work questions of design когенерационной installations on the basis of range TBO are considered, calculation and a choice of the core and auxiliaries is made, key parameters of a biogas complex are certain.  

 

 

Содержание

 

 

Введение.................................................................................................................. 7

1 Характеристика объекта...................................................................................... 8

1.1 Общая структура полигона.............................................................................. 8

1.2 Классификация отходов.................................................................................... 11

1.3 Образование биогаза........................................................................................ 13

1.4 Состояние и тенденции развития производства биогаза в России и в ской области 16

1.5 Существующие конструкции биогазовых установок...................................... 17

1.5.1 Системы с противодавлением ....................................................................... 17

1.5.2 Конденсационные системы с отбором пара.................................................. 18

1.5.3 Газотурбинные системы с утилизацией тепла.............................................. 18

1.5.4 Парогазовые системы.................................................................................... 20

1.5.5 Двигатели внутреннего сгорания.................................................................. 20

2 Расчет биогазового комплекса............................................................................ 22

2.1 Расчет выхода биогаза с полигона ТБО.......................................................... 22

2.2 Расчет газопроводов биогазового комплекса................................................. 23

2.3 Расчет тепловой схемы энергетической ГТУ................................................... 29

2.3.1    Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ................. 35

2.3.2 Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине...... 36

2.3.3 Расчет энергетических показателей ГТУ...................................................... 42

2.3.4 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ.......................................................................................................................... 43

2.3.5 Аэродинамический расчет котла – утилизатора.......................................... 43

2.3.6 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ.......................................................................................................................... 44

3 Обоснование принятых  конструкций  установок биогазового комплекса на базе полигона ТБО.......................................................................................................... 47

3.1 Подбор ГТУ...................................................................................................... 47

3.2 Подбор компрессорной установки ................................................................. 49

3.3 Подбор газгольдера......................................................................................... 50

3.4 Подбор газовых фильтров............................................................................... 51

3.5 Подбор счетчиков газа..................................................................................... 52

3.6 Подбор стационарного сигнализатора горючих газов СГГ6М..................... 54

3.7 Подбор котла-утилизатора.............................................................................. 55

3.8. Принцип работы биогазового комплекса....................................................... 56

3.9 Использование излишков метана на заправку автомобилей.......................... 58

3.10  Достоинства и недостатки установки............................................................ 58

4 Безопасность труда.............................................................................................. 60

4.1. Анализ и обеспечение безопасных условий труда......................................... 60

4.2 Расчет освещенности ........................................................................................ 65

4.3 Возможные чрезвычайные ситуации на объекте............................................. 67

4.4 Расчет возможных последствий утечки биогаза с полигона ТБО.................. 67

4.4.1 Определение размеров и площади химического заражения....................... 68

4.4.2 Определение времени подхода зараженного воздуха к населенным городу у      68

4.4.3 Определение времени поражающего действия биогаза............................... 68

5 Расчет технико-экономических показателей биогазового комплекса............... 69

5.1 Капитальные вложения..................................................................................... 69

5.2 Амортизационные отчисления на основные фонды........................................ 69

5.3 Затраты на электрическую энергию................................................................. 71

5.4 Затраты на текущий и капитальный ремонт.................................................... 71

5.5 Затраты на заработную плату.......................................................................... 72

5.6 Социальные отчисления...................................................................................................................... 73

5.7 Годовые эксплуатационные затраты ............................................................... 73

5.8 Расчет срока окупаемости................................................................................ 74

Заключение.............................................................................................................. 75

Список используемых источников......................................................................... 76

Приложение А – Освещение рабочих мест............................................................ 78

Приложение Б - Значения коэффициентов эквивалентной шероховатости ∆ для труб из различных материалов........................................................................................... 79

Приложение В - Значения коэффициента естественной освещенности для производственных помещений............................................................................... 80

Приложение Г - Таблица выхода продукции с 100 тонн ТБО............................. 81

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

 

В настоящее время для любого населенного пункта проблема удаления или обезвреживания твердых бытовых отходов (ТБО) является, как экологической, так и энергетической проблемой. При этом важно, чтобы процессы утилизации ТБО не нарушали экологическую безопасность города, нормальное функционирование городского хозяйства и не ухудшали условия жизни населения.

Производственная и бытовая деятельность человека неминуемо связана с образованием твердых отходов. Если газообразные и жидкие отходы сравнительно быстро поглощаются природной средой, то ассимиляция твердых отходов длится десятки и сотни лет. Места складирования отходов занимают громадные территории. Ежегодно в е  складируется 1107970,64  м³ твердых отходов. Свалки отходов занимают более 113 га, из которых 45 га отводиться под хозяйственные нужды. Проблема отходов — это проблема больших городов, и чем больше город, тем эта проблема острее.

Один из основных способов удаления ТБО  захоронение в специально оборудованном карьере. В этих условиях отходы подвергаются интенсивному анаэробному сбраживанию, которое и является причиной возникновения биогаза. В данное время биогаз представляет большой интерес как альтернативный источник энергии. По энергетическому потенциалу 1 м³ биогаза соответствует     0,5 м³ природного газа.

Одним из способов использования подобного биогаза  является использование ТЭЦ  на основе турбины Siemens SGT-600.

Ситуация в области энергоснабжения складывается таким образом, что тарифы на тепловую и электрическую энергию постоянно растут. Актуализируется тема поиска альтернативных источников энергии. Одним из вариантов альтернативных источников энергии мт служить бытовые отходы.

Энергосберегающее оборудование, работающее на отходах, активно разрабатываются и внедряются во многих областях промышленности – лесной отрасли, сельском хозяйстве и т. д.

Одной из таких энергосберегающих разработок является биогазовая установка на основе турбины Siemens, которая позволяет вырабатывать биогаз из твердых бытовых отходов. В дальнейшем биогаз преобразуется в тепловую и электрическую энергию.

     Использование биогазовой установки на основе турбины Siemensпозволяет решит следующие проблемы:

• получить максимальную отдачу за счет когенерации;
• окупить инвестиции в среднем за 4 года;
• не требует постоянного присутствия персонала, возможность автоматической работы.
• производить дешевую энергию

 

• Характеристика объекта

 

1.1 Общая структура полигона

 

 

На полигоны ТБО принимаются твердые бытовые отходы из жилых домов и общественных зданий, учреждений, предприятий торговли и общественного питания, а также уличный, садово-парковый, строительный мусор и другие виды твердых отходов при соответствующем обосновании, а также промышленные отходы III-IV классов опасности. Классы опасности приведены в таблице 1.1.1.

 

Таблица 1.1.1 - Классы опасности отходов производства и потребления

 

Класс опасности отхода для окружающей природной среды	Степень вредного воздействия опасных отходов на окружающую природную среду	Критерии отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей природной среды
I класс (чрезвычайно опасные)	очень высокая	Экологическая система необратимо нарушена. Период восстановления отсутствует.
II класс (высокоопасные)	высокая	Экологическая система сильно нарушена. Период восстановления не менее 30 лет после полного устранения источника вредного воздействия.
III класс (умеренно опасные)	средняя	Экологическая система нарушена. Период восстановления не менее 10 лет после снижения вредного воздействия от существующего источника.
IV класс (малоопасные)	низкая	Экологическая система нарушена. Период самовосстановления не менее 3 лет.
V класс (практически неопасные)	очень низкая	Экологическая система практически не нарушена.

 

Промышленные отходы IV класса опасности мт использоваться на полигоне твердых бытовых отходов как изолирующий материал.

Приему на полигон ТБО не подлежат отходы, которые мт быть вторичным сырьем (при возможности утилизации); отходы, содержащие токсические, отравляющие и агрессивные по отношению к сооружениям полигона ТБО вещества.

Как правило, складированию на полигонах ТБО подлежит только та часть твердых бытовых отходов, которая не может быть утилизирована.

Рекомендуется при полигонах ТБО предусматривать специальные сооружения для извлечения ресурсно-ценных компонентов ТБО в соответствии с действующим законодательством.

Полигон ТБО представляет собой специализированное предприятия, предназначенное для обезвреживания и захоронения отходов. Они обеспечивают защиту от загрязнения почвы, атмосферы, препятствуют распространению насекомых, болезнетворных микроорганизмов и грызунов.

Полигоны ТБО широко используются во всем мире. Одни из главных достоинств технологии захоронения заключаются в простоте, малых капитальных и эксплуатационных затратах, а также относительная экологическая безопасность для окружающей среды. Чтобы минимизировать все негативное влияние полигонов ТБО специалисты проводят природоохранные мероприятия.

Полигоны ТБО размещают при выполнении следующих условий. На землях несельскохозяйственного назначения, непригодных для сельского хозяйства, ухудшенного качества, не занятых зелеными насаждениями.

На участках, где есть возможность осуществления мероприятий и внедрения инженерных решений, исключающих загрязнение окружающей природной среды, развитие опасных геологических процессов или других негативных процессов и явлений.

На участках, прилегающих к городским территориям, если они невключены в жилую застройку в соответствии с генеральным планом развития города на ближайшие 25 лет, а также под перспективную застройку.

На участках, характеризующихся природной защищенностью подземных вод от загрязнения. За границами зон возможного влияния на водозаборы, поверхностные воды, заповедники, курорты и т.д.

С учетом розы ветров относительно жилой застройки, зон отдыха и других мест массового пребывания населения, за границами санитарно-защитной зоны.

За границами городов.

На расстоянии, не менее:

− 15 км от аэропортов;

− 3 км от границы курортного города, открытых водоемов хозяйственного назначения, объектов, используемых в культурно-оздоровительных целях, заповедников, мест отдыха перелетных птиц, морского побережья;

− 1 км от границы городов;

− 0,5 км от жилой и общественной застройки (санитарно-защитная зона);

−0,2 км от сельскохозяйственных угодий и от автомобильных и железнодорожных путей общей сети;

− 0,05 км от границы леса и лесопосадок, не предназначенных для использования в рекреационных целях.

Грунтовые воды на участке размещения полигонов ТБО должны находиться на глубине не менее 2 м от его основания.

Полигоны ТБО в зависимости от особенностей расположения в рельефе делятся на:

− равнинные (расположенные на относительно ровной поверхности с уклоном рельефа до 5 %);

− склоновые (расположенные на склонах рельефа с уклоном местности более 5 %);

− водораздельные (расположенные на водораздельных пространствах);

− овражно-балочные (расположенные в природных понижениях рельефа, балках и оврагах);

− котлованные или карьерные (расположенные в искусственных выемках или карьерах после добычи строительных материалов или полезных ископаемых);

− горные (расположенные в горной местности);

− смешанные (например, карьерно-склоновые и др.).

Рекомендуемая площадь участка складирования ТБО при сроке эксплуатации 15 лет представлена в таблице 1.2.

 

Таблица 1.1.2 -Рекомендуемая площадь участка складирования ТБО, га

 

Средняя численность обслуживаемого населения, тыс. чел	Средняя высота складирования ТБО, м
	12	20	25	35	45	60
50	6,5	5,5
100	12,5	8,5	7,5
250	31,0	21,0	16,0	13,5
500	61,0	41,0	31,0	23,0	20,0
750	91,0	61,0	46,0	34,0	26,0
1000	121,0	81,0	61,0	45,0	35,0	32,0

 

При проектировании высотных полигонов ТБО наиболее экономичными являются земельные участки, близкие по форме к квадрату, и предполагающие максимальную высоту складирования ТБО.

Заложение откосов высотного полигона определяется расчетами надежности в зависимости от физико-механических характеристик ТБО и грунтов карьеров, из которых будут отсыпаться ограждающие сооружения.

Дно и откосы котлована должны иметь противофильтрационные экраны из природных материалов с коэффициентом фильтрации воды не более 10  9 м/с и толщиной не менее 1,0 м.

Если противофильтрационный экран из минерального грунта не отвечает требованиям, применяется искусственный противофильтрационный экран, имеющий коэффициент фильтрации води не более 10  9 м/с, срок службы более 75 лет, стойкий к возможным нагрузкам, ультрафиолетовому излучению и повреждению грызунами.

Для защиты искусственной гидроизоляции от механических повреждений на ее поверхность насыпают слой мелкого песка, измельченного суглинка или мелкозернистых промышленных отходов (IV класса опасности) с размером зерна не более 0,5 мм, мощностью не менее 0,5 м. Материал искусственной гидроизоляции должен быть химически стойким к длительному воздействию фильтрата.

Под полигоны ТБО отводятся карьеры, в которых отсутствуют дорогие породы деревьев, участки в лесных массивах, овраги и другие территории. Основное сооружение полигона - участок складирования ТБО. На этом участке проектируется положение котлована.

Проект организации складирования в выработанных карьерах (глубоких котлованах) предусматривает для защиты от грунтовых вод и обезвреживания почвы от заражения устройство искусственных непроницаемых экранов. Использование геомембраны в качестве противофильтрационных оснований значительно снижает затраты на устройство полигонов ТБО. Обеспечивает надежную защиту окружающей среды. Геомембрана устойчива к воздействию большинства химически активных веществ, обладает высокой механической прочностью. Пластична, устойчива к прорастанию корней растений и гниению. Геомембрана - рулонный материал. Ее толщина варьируется от 0,5 до 5 мм, а ширина от 1,5 до 9,0 м. Сварка полотнищ геомембраны производится специальными сварочными аппаратами по полиэтилену.

 

 

1.2 Классификация отходов

 

 

Отходы подразделяются на:

− бытовые (коммунальные) — твердые и жидкие отходы, не утилизируемые в быту, образующиеся в результате жизнедеятельности людей и амортизации предметов быта;

−промышленные — остатки сырья, материалов, полуфабрикатов, образовавшиеся при производстве продукции или выполнении работ и утратившие полностью или частично исходные потребительские свойства;

− сельскохозяйственные — отходы, образующиеся в ходе сельскохозяйственного производства;

− строительные — отходы, образующиеся в процессе строительства зданий, сооружений (в том числе дорог и других коммуникаций) и производстве строительных материалов;

− потребления — изделия и машины, утратившие свои потребительские свойства в результате физического или морального износа;

− радиоактивные — неиспользуемые радиоактивные вещества и материалы, образующиеся при работе ядерных реакторов, при производстве и применении радиоактивных изотопов.

Отходы промышленного и сельскохозяйственного производства называются также производственными отходами. Они мт быть токсичными и нетоксичными. Токсичные — отходы, способные вызывать отравление или иное поражение живых существ.

Морфологический состав. В состав ТБО входят следующие компоненты представленные в таблице 1.2.1.

 

Таблица 1.2.1 - Морфологический состав ТБО

 

№ п/п	Наименование ТБО	Процентное содержание, %
1	бумага, картон	20,0…30,0
2	пищевые отходы	28,0…45,0
3	дерево	1,5…4,0
4	металл черный	1,5…4,5
5	металл цветной	0,2…0,3
6	текстиль	4,0…7,0
7	кости	0,5…2,0
8	кожа, резина, обувь	3,0…8,0
9	пластмасса	1,0…4,0
10	прочее	1,0…3,0

 

Процентные соотношения морфологического состава ТБО весьма условны, так как на соотношение составляющих оказывают влияние степень благоустройства жилого фонда, сезоны года, климатические и другие условия.

В составе ТБО постоянно увеличивается содержание бумаги, пластмасс, фольги, различного рода банок, полиэтиленовых пленок и других упаковок. Особенно велики сезонные колебания пищевых отходов — с 28 % весной до 45 % и более летом и осенью.

В состав пищевых отходов входят картофельные очистки, отходы овощей, фруктов, хлеба и хлебопродуктов, мясные и рыбные отходы, яичная скорлупа и другие. Они содержат крахмал, жиры, белки, углеводы, клетчатку, витамины. Влажность пищевых отходов колеблется от 60  70 % весной до 80  85 % летом и осенью. Влажность пищевых отходов ресторанов, столовых и других предприятий питания достигает 95 %.

Ранее в регионах отходы складировались в основном на неподготовленных и необустроенных свалках.

 При такой организации свалок главную роль играли факторы, учитывающие сиюминутную экономию средств при эксплуатации свалок. Поэтому свалки оказались расположенными в основном на неиспользуемых землях, в отработанных карьерах стройматериалов, вблизи населенных пунктов. Игнорирование роли геологических условий при выборе участков под свалки ТБО и пренебрежение природоохранными мероприятиями привели к тому, что многие свалки стали источниками интенсивного воздействия на природную среду и человека. С каждым годом в регионах усиливается противоречие между городом (основной производитель ТБО) и пригородом (куда вывозят отходы на захоронение).

Решение проблемы экологической безопасности ТБО хорошо известно – вовлечение их в промышленную переработку и утилизацию.

На данный момент наметились три пути решения этого вопроса: термическая обработка бытовых отходов, аэробное биотермическое компостирование, размещение и захоронение бытовых отходов на полигонах.

 

 

• Образование биогаза

 

 

На первом этапе аэробные бактерии перестраивают высокомолекулярные органические субстанции (белок, углеводы, жиры, целлюлозу) с помощью энзимов на низкомолекулярные соединения, такие как сахар, аминокислоты, жирные кислоты и воду (рисунок 1.3.1).

 

 

Рисунок 1.3.1 - Продукты обмена веществ анаэробного разложения

 

Энзимы, выделенные гидролизными бактериями, прикрепляются к внешней стенке бактерий (так называемые экзоферменты) и при этом расщепляют органические составляющие субстрата на малые водорастворимые молекулы. Полимеры (многомолекулярные образования) превращаются в одномеры (отдельные молекулы). Этот процесс, получивший название гидролиз, имеет медленное течение и зависит от внеклеточных энзимов как например целлюлоза, амилазы, протеазы и липазы. На процесс влияет уровень рН (4,5  6) и время пребывания в резервуаре.

Далее расщеплением занимаются кислотообразующие бактерии. Отдельные молекулы проникают в клетки бактерий, где они продолжают разлагаться. В этом процесс частично принимают участие анаэробные бактерии, употребляющие остатки кислорода и образующие тем самым необходимые для метановых бактерий анаэробные условия.

При уровне рН 6    7,5 вырабатываются в первую очередь нестойкие жирные кислоты карбоновые кислоты(уксусная, муравьиная, масляная, пропионовая кислоты), низкомолекулярные алкоголи - этанол и газы – двуокись углерода, углерод, сероводород и аммиак. Этот этап называют фазой окисления (уровень рН понижается).

После этого кислотообразующие бактерии с органических кислот создают исходные продукты для образования метана, а именно: уксусной кислоты, двуокиси углерода и углерод. Такие бактерии, понижающие количество углерода являются очень чувствительными к температуре.

На последнем этапе образуется метан, двуокись углерода и вода влажных пределах как продукт жизнедеятельности метановых бактерий с уксусной и муравьиной кислоты, углерода и водорода. 90 % всего метана вырабатывается на этом этапе, 70 % происходит из уксусной кислоты.

Таким образом, образование уксусной кислоты (то есть 3 этап расщепления) является фактором, определяющим скорость образования метана.

Метановые бактерии исключительно анаэробные. Оптимальный уровень рН составляет 7, причем амплитуда температурных колебаний может быть в пределах 6,6 ÷ 8.

Расщепление органики на отдельные составляющие и превращение в метан может проходить лишь во влажной среде, поскольку бактерии мт перерабатывать только вещества в растворенном виде.

Таким образом, для брожения твердых субстратов (ошибочно иногда называемое сухим брожением) существует потребность в воде. На сегодняшний день науке известно около 10 разных видов methanococcus иmethanobacterium, размером всего лишь 1/1000 мм, способных жить в разной среде.

В процессе расщепления продукты переваривания (обмена веществ) каждой группы бактерий выступают питательными веществами для следующей группы бактерий.

Пофазное расщепление органики происходит не с одинаковой скоростью. Разные группы бактерий работают с разной скоростью.

В то время как аэробные бактерии при достаточном питании удваивают свою массу на протяжении 20 мин.  10 часов (время генерации), анаэробные бактерии существенно медленнее. Фаза образования уксусной кислоты проходит наиболее медленно.

Бактериям необходимо много дней для расщепления питательных веществ и тем самым удвоения своей массы. Среди метановых бактерий также есть несколько медленных видов, в первую очередь чистые культуры требуют для этого 3  5 дней. Все остальные расщепляют уксусную кислоту на метан на протяжении от нескольких часов до трех дней.

Быстрее всех работают кислотообразовывающие бактерии, производящие первые преобразования органики уже на протяжении от нескольких часов до 2 дней. В идеальном случае между фазами расщепления устанавливается динамическое равновесие в концентрации веществ, а именно между поступлением питательных веществ и их расщеплением.

Наиболее часто совершаемой ошибкой является перекармливание бактерий быстрорасщепляемым субстратом, что приводит к накоплению кислот из-за кислотообразующих бактерий. В связи с этим может наступить слишком резкое падение уровня рН, которого не переживут другие бактерии. Кроме того, избыточная концентрация выработанного вещества приводит к задержке роста вырабатывающей ее группы бактерий (таблица 1.3.1).

 

Таблица 1.3.1 - Состав газа мусорных свалок

 

Метан	CH4	50  65 % об.
Диоксид углерода	CO2	35  45 %  об.
Вода	H2O	насыщенный пар
Восстановленная сера (запах)	S	100  500 мг/м3
Хлориды	CI	20  100 мг/м3
Фториды	F	10  50 мг/м3
Летучие органические соединения, такие как:
- галогенированные углеводороды	CFC	элементы
- галогенированные ароматические углеводороды	HAHC
Растворители
Тяжелые металлы, такие как:
- кадмий, цинк, свинец, ртуть и т.д.

 

В то время как большинство веществ находятся в составе отходов и в фазе разложения, пары воды являются непрерывным сопутствующим продуктом, который в процессе выделения газа создает специфические проблемы.

Существенной целью системы выделения газа является активное выделение мусорного газа из мусорной свалки. Это достигается откачиванием газа из свалки через применение повышенного давления в пределах мусорной свалки.

 

1.4 Состояние и тенденции развития производства биогаза в России и в ской области

 

 

Все причины, по которым развитые страны активно работают в области использования биоэнергетики, распространяются и на Россию. Однако существует специфика, вызванная существующим состоянием экономики и общества.

Главная особенность состоит в том, что работы по биоэнергетике в России мт быть направлены на решение социальных проблем, снижение уровня безработицы, развитие малого бизнеса, повышение качества жизни населения, уровня образования и культуры.

Важное значение имеет снижение экологической напряженности, существующей в ряде городов, в том числе в зонах отдыха за счет снижения вредных выбросов от энергетических установок. Решение проблемы состоит в использовании биомассы для производства доступного топлива и энергии: электрической и тепловой. Другой проблемой является обеспечение энергоснабжения удаленных районов, не подключенных к сетям энергосистем.

Городские твердые отходы (твердые бытовые отходы, ТБО) также мт быть важным источником энергии. Если считать, что, в среднем, ТБО содержат    60 ÷ 65 % органических веществ растительного и животного происхождения, то по аналогии с фотосинтетической биомассой ежегодное содержание энергии в ТБО может составлять 4  6 × 10¹⁸ Дж. Применяя процесс анаэробной переработки, можно получить около 66 млрд. м³ биогаза (эквивалентны 33 млрд. л бензина-дизтоплива или 110 млрд. кВт/ч электроэнергии и 1 млрд. ГДж тепла) и около 112 млн. т высококачественных гранулированных удобрений.

Развитие крупных промышленных установок отставало от малого строительства. В последние 10 лет было реализовано всего два масштабных проекта. Биогазовая установка электрической мощностью 200 кВт на ферме крупного рогатого скота в Медыни (Калужская область) и биогазовая установка на Московском водоканале (Курьяновские очистные сооружения). Оба проекта были реализованы при участии иностранных инжиниринговых компаний. Находится в процессе строительства биогазовая установка агрофирмы «Мортадель» (Владимирская обл.) с ожидаемом пуском в эксплуатацию в 2011 году.

В рамках Концепции развития биоэнергетики и биотехнологий в Белгородской области на 2009 - 2012 годы реализуются первые пилотные проекты по сооружению биогазовых станций в данном регионе.

Первый проект представляет собой сооружение биогазовой установки на базе Стригуновского свинокомплекса, входящего в группу «Агро-Белогорье», в селе Байцуры Борисовского района. Основным сырьем для объекта послужат свиноводческие стоки площадки откорма Стригуновского свинокомплекса, а также в качестве дополнительного сырья будет использоваться силосная масса или рожь. Первая очередь станции (электрической мощностью 0,5 МВт) находится на стадии пуско-наладки.

Второй проект включает сооружение в двух биохимических реакторов электрической мощностью 1,2 МВт каждый в селе Лучки Прохоровского района. Биогазовая станция будет использовать не только свиноводческие стоки, но также силосные массы и отходы мясоперерабатывающего завода «Агро-Белогорье» в Крапивенских Дворах, решая тем самым проблему их утилизации.

Внедрение подобных проектов по биоэнергетике позволит в будущем России, в том числе и ской области,  в основном стать энергетически автономным, основанным на полностью возобновляемых источниках энергии, экологически замкнутым, сбалансированным по выбросам СО₂ и представляющим собой децентрализованный источник энергии.

 

 

• Существующие конструкции биогазовых установок

 

 

Существует несколько типов конструкций биогазовых установок. Каждый тип конструкции установки имеет свои неоспоримые преимущества и недостатки, поэтому выбор установки напрямую зависит от количества получаемого газа, а также целей его использования. Но нельзя не брать во внимание и климатический фактор, если неправильно подобрать установку, то выработка биогаза будет минимальной (недостаточной для заявленных параметров потребления).

 

 

1.5.1 Системы с противодавлением

 

 

Простейшим методом когенерации является схема, использующая «турбины с противодавлением». При этом как электрическая, так и тепловая энергия производится в паровой турбине (рисунок 1.5.1). Типичное соотношение производимой электрической и тепловой энергии составляет от 0,3 до 0,5.

Мощность газотурбинных когенерационных электростанций, как правило, несколько ниже, чем паровых, однако соотношение электрической и тепловой энергии во многих случаях достигает 0,5.

Важной характеристикой систем с противодавлением является соотношение электрической и тепловой энергии. В когенерационных установках, обслуживающих централизованные системы теплоснабжения (теплоэлектроцентралях или ТЭЦ), покидающий турбину пар конденсируется в теплообменниках и направляется потребителям в виде горячей воды.

В когенерационных установках промышленных предприятий отработавший в турбине пар возвращается на предприятие для использования его тепловой энергии. Поэтому соотношение производимой электрической и тепловой энергии в случае промышленных когенерационных установок ниже, чем в случае ТЭЦ.

 

 

Рисунок 1.5.1 - Когенерационная установка с противодавлением

 

 

1.5.2 Конденсационные системы с отбором пара

 

 

В отличие от традиционной конденсационной электростанции, производящей только электроэнергию, в конденсационной системе с отбором пара часть пара отбирается из турбины для использования в качестве источника тепла          (рисунок 1.5.2).

 

 

Рисунок 1.5.2 - Когенерационная установка с отбором пара

 

 

1.5.3 Газотурбинные системы с утилизацией тепла

 

 

В газотурбинных системах с утилизацией тепла тепловая энергия производится за счет энергии горячих дымовых газов турбины в котле-утилизаторе (рисунок 1.5.3). В качестве топлива для таких установок, как правило, используются природный газ, нефть или сочетание этих видов топлива. Кроме того, в качестве топлива для газовых турбин мт использоваться продукты газификации твердого или жидкого топлива. В турбине энергия горячего газа преобразуется в работу. При  входе в  сопловой аппарат турбины под действием высоких температур горячие газы расширяются, и их тепловая энергия  преобразуется в  кинетическую. Затем,  в роторной части турбины, кинетическая энергия газов переходит в механическую энергию вращения ротора турбогенератора. Высокая частота вращения ротора позволила добиться уменьшения габаритов турбины, благодаря чему энергоустановка имеет малый вес и компактные габаритные размеры. Часть мощности турбины расходуется на работу воздушного компрессора, а оставшаяся часть  является полезной выходной мощностью.

Газотурбинный двигатель приводит во вращение находящийся с ним на одном валу высокоскоростной генератор. Установка оборудована системой когенерации (утилизации тепла выхлопных газов), выхлопные газы из рекуператора проходят через котел-утилизатор. Котел-утилизатор передает тепло выхлопных  газов циркулирующей воде, использующейся в промышленных и коммунальных системах горячего водоснабжения, обогрева помещений или для других нужд. Общий КПД турбины (электрический и тепловой) при таком режиме достигает 92 %, что приводит к значительной экономии топлива и снижению себестоимости  вырабатываемой  энергии.

 

 

Рисунок 1.5.3 - Газотурбинная когенерационная установка с утилизацией тепла

 

1.5.4 Парогазовые системы

 

 

Парогазовая установка (установка комбинированного цикла) состоит из одной или нескольких газовых турбин, соединенных с одной или несколькими паровыми турбинами (см. рисунок 1.5.4). Тепло выхлопных газов газовой турбины утилизируется и используется для производства пара, приводящего в действие паровые турбины.

Как правило, тепло, полученное в результате утилизации, используется для производства дополнительной электроэнергии, а не для отопления или нагрева.

Преимуществами подобных систем являются высокое отношение электрической к тепловой энергии, а также высокий КПД.

 

 

Рисунок 1.5.4 - Парогазовая когенерационная установка

 

 

1.5.5 Двигатели внутреннего сгорания

 

 

При использовании двигателей внутреннего сгорания (поршневых двигателей) возможна утилизация тепла смазочного масла, охлаждающей воды, а также выхлопных газов, как показано на рисунке 1.5.5.

В двигателях внутреннего сгорания (ДВС) энергия химических связей топлива преобразуется в тепловую энергию в результате сжигания. Образующиеся при сгорании газы расширяются в цилиндре, приводя в движение поршень. Механическая энергия движения поршня передается маховику посредством коленчатого вала, а затем преобразуется в электроэнергию при помощи генератора переменного тока.

Благодаря непосредственному преобразованию энергии высокотемпературного теплового расширения в механическую, а затем электрическую энергию двигатели внутреннего сгорания характеризуются наибольшим тепловым КПД (производством электроэнергии на единицу использованного топлива) среди одноступенчатых (первичных) двигателей. Как следствие, они отличаются и наименьшими удельными выбросами CO₂ на единицу произведенной энергии.

Мощность существующих установок на основе двухтактных двигателей с низкими оборотами (< 300 об./мин.) может достигать 80 МВт.

 

 

Рисунок 1.5.5 - Когенерационная установка на основе двигателя внутреннего сгорания

 

 

 

2 Расчет биогазового комплекса

 

2.1 Расчет выхода биогаза с полигона ТБО

 

 

Исходные данные для  расчета:

V = 1107970, 64 т/год;

q =120 ÷ 400  м³/т, параметр зависит от состава мусора в полигоне ТБО. Так как сортировка минимальная, то и значение принимаем q = 120 м³/т;

Определяем годовой выход биогаза с полигона ТБО Q_г, м₃/год:

 

Q_г = V q,                                                         (2.1.1)

 

где V – объем ТБО с полигона, т/год;

       q – удельный выход биогазам³/т, значение q для биогаза;

 

Q_г = 1107970, 64 120 = 132956476, 8 м³/год

 

Определяем суточный выход биогаза с полигона ТБО Q_г, м₃/сут.:

 

Q_c =Q_г / 365,                                                   (2.1.2)

 

Q_c = 1327970, 64/ 365 = 364264, 32 м³/сут.

 

Определяем часовой выход биогаза с полигона ТБО Q_г, м₃/ч:

 

Q_ч = Q_c/ 24,                                                  (2.1.3)

 

Q_ч = 364264,32/ 24 = 15177, 68 м₃/ч

 

Находим мощность биогазового комплекса.

Определяем количество произведенной электроэнергии (30 %) Э, кВт:

 

, (кВт)                                          (2.1.4)

 

 

Определяем количество произведенной тепловой энергии (остальные 70 %) Т, кВт:

 

, (кВт)                                         (2.1.5)

 

 

2.2 Расчет газопроводов биогазового комплекса

 

 

Гидравлический расчет газопроводов низкого давления производится по методике:

Газопровод разбивается на участки, а также рассматриваются местные сопротивления, и определяется сумма их коэффициентов .

Значение  коэффициента местных сопротивлений стандартно и можно определить по таблице 2.2.1.

Следовательно, принимаем = 1 + 0,3 + 1,0 + 0,5 = 2,8  для рассчитываемого участка.

Назначаются диаметры расчетных участков. Одновременно определяют эквивалентную длину местных сопротивлений , удельные потери давления :

 

, м                                          (2.2.1)

 

 400 + 2,8  2,33 = 406,524

 

где    - фактическая длина участка, м;

         - эквивалентная длина, м.

 

Таблица 2.2.1 - Значение коэффициента местного сопротивления

 

Местное сопротивление	Значение
Внезапное сужение в пределах перехода на следующий диаметр	0,35
Внезапное расширение в пределах перехода на следующий диаметр	0,3
Тройник на проход	1,0
Тройник на ответвление 90 0	1,5
Отвод гнутый 90 0	0,3
Задвижка	0,5
Шаровой кран	0,1
Компенсатор линзовый	1,6
Прямолинейного участка трубы данного диаметра	1

 

Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают через некоторую эквивалентную длину прямого участка трубы l_экв, на которой линейные потери давления на трение равнозначны потерям на данном местном сопротивлении.

Определяем эквивалентную длину участка  :

 

l_экв =                                                           (2.2.2)

 

l_экв = 2,26 м

 

Зная число Рейнольда   и абсолютную эквивалентную шероховатость стенок труб , устанавливаем зону сопротивления, в зависимости от которой определяется  λ - коэффициент трения по длине:

 2300<Re<4000 берем число Рейнольда для турбулентного потока

= 3705

 

λ= ;                                                  (2.2.3)

 

 λ= 0,0012  

Определяем потери давления на участке и потери давления связанные с перепадом высотных отметок   Па

 

                              (2.2.4)

 

= 9,81×3 (1,293 - 1,2) = 2,74

 

где   - перепад высотных отметок, м;

         - плотность биогаза, кг/м³

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле d_p, мм:

 

,   мм                                                 (2.2.5)

 

 

Принимаем d=530 мм по ТУ 14-158-136-2004

где  - расчетный диаметр, мм;

       A, B, m, m¹  - коэффициенты, определяемые по таблицам 2.2.2 и 2.2.3 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

       Q₀ - расчетный расход газа, м /ч, при нормальных условиях;

        - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле   Па/м:

 

                                                    (2.2.6)

 

 

где  - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);

        L - расстояние до самой удаленной точки, м.

 

Таблица 2.2.2 -Параметры газопровода в зависимости от категории сети

 

Категория сети	A
Сети низкого давления	106/(162π2)=626
Сети среднего и высокого давления	, =0,101325 МПа, - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

 

Таблица 2.2.3 - Параметры газопровода в зависимости от материала

 

Материал	B	m	m1
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	0,314(9 πν)0,25 =0,0446, ν- кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с	1,75	4,75

 

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

Обязателен учет потерь давления в самих газовых приборах до газогорелочного устройства. Все полученные в ходе расчетов данные приведены в таблице 2.2.4.

 

Таблица 2.2.4 - Расчетные параметры газопровода низкого давления

 

№ п/п	l уч-ка,м	/d,мм	lэкв,м	,Па	λ
1	400	518.88/530	2,26	1136	0.0012	2.8
2	850	712,01/720	9,8	538	0.0012	1.5

 

Характеристика, принятого газопровода низкого давления по  ГОСТ  20295 представлена в табл. 2.2.5.

 

Таблица 2.2.5 - Характеристика принятого газопровода d = 530 мм

 

Тип продукции	электросварная большого диаметра
Производитель	ЗАО «ЧТПЗ»
НТД	ТУ 14-158-136-2004
Стенка	7
Диаметр	530
Длина	11
Марка	ст. 20

 

Характеристика, принятого газопровода низкого давления по  ГОСТ  10706 представлена в табл. 2.2.6.

 

Таблица 2.2.6 - Характеристика принятого газопровода d = 720 мм

 

Тип продукции	электросварная большого диаметра
Производитель	ЗАО «ЧТПЗ»
НТД	ГОСТ 10706
Стенка	12
Диаметр	720
Длина	11
Марка	ст. 3сп5

 

Гидравлический расчет газопроводов высокого давления производим по аналогичной  методике, приведенной выше:

Газопровод разбивается на участки, а также рассматриваются местные сопротивления, и определяется сумма их коэффициентов .

Значение  коэффициента местных сопротивлений стандартно и можно определить по таблице 2.2.1.

Назначаются диаметры расчетных участков. Одновременно определяют эквивалентную длину местных сопротивлений , удельные потери давления

 

, м                                         (2.2.7)

 

30 + 1  2,33 = 32,33

 

где    - фактическая длина участка, м;

        - эквивалентная длина, м.

Определяем эквивалентную длину участка :

 

l_экв =                                                            (2.2.8)

 

l_экв = 0,98 м

 

Зная число Рейнольда   и абсолютную эквивалентную шероховатость стенок труб , устанавливаем зону сопротивления, в зависимости от которой определяется λ_, λ - коэффициент трения по длине:

2300<Re<4000 берем число Рейнольда для турбулентного потока

=3900

 

λ= ;                                          (2.2.9)

 

λ= 0,0013 

Для сетей высокого давления последовательно производится расчет давления в каждой узловой точке по формуле  , МПа:

 

, МПа,                                       (2.2.10)

 

 

где   р_н - начальное давление на участке, Па;

р_к - конечное давление участка, Па;

l_р-  расчетная длина участка, м;

А - удельные потери давления, Па/м;

Расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле d_p, мм:

 

,                                                      (2.2.11)

 

 

     Принимаем d = 152 мм по ГОСТ 8732-78

где  - расчетный диаметр, мм;

A, B, m, m¹ - коэффициенты, определяемые по таблицам 2.2.2 и 2.2.3 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Q₀ - расчетный расход газа, м /ч, при нормальных условиях;

- удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/мдля сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле   Мпа/м:

 

                                              (2.2.12)

 

 Мпа

 

 - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Все полученные в ходе расчетов данные приведены в таблице 2.2.7.

 

Таблица 2.2.7 -Расчетные параметры газопровода высокого давления

 

№п/п	l уч-ка, м	/d,мм	l экв, м	,МПа	λ	l р, м	рн, МПа
1	30	145,58/152	0,98	3,03	0,0013	32,33	1,6	2,33
2	30	145,58/152	0,98	3,03	0,0013	32,33	1,56	1,5
3	100	202,2/219	1,01	5,06	0,0013	101,5	2,6	1,5

 

Характеристика, принятого газопровода высокого давления по  ГОСТ  20295 представлена в табл. 2.2.8.

 

Таблица 2.2.8 - Характеристика принятого газопровода d = 152мм

 

Тип продукции	бесшовная малого диаметра
Вид продукции	новая
Производитель	ЗАО «ЧТПЗ»
НТД	ГОСТ 8732-78
Стенка	9
Диаметр	152
Длина	11
Марка	ст.10

 

Характеристика, принятого газопровода высокого давления по  ГОСТ  20295 представлена в табл. 2.2.9.

 

Таблица 2.2.9 - Характеристика принятого газопровода d = 219 мм

 

Тип продукции	Бесшовная большого диаметра
Вид продукции	новая
Производитель	ЗАО «ЧТПЗ»
НТД	ГОСТ 8732-78
Стенка	8
Диаметр	219
Длина	11
Марка	ст.10

 

 

2.3 Расчет тепловой схемы энергетической ГТУ

 

 

Целью расчета тепловой схемы ГТУ является определение параметров рабочего тела, расхода топлива и энергетических характеристик установки.

Исходные данные для расчета:

Основные показатели работы ГТУ в расчетном режиме:

Параметры наружного воздуха:  К, =0,1013 МПа.

Основное топливо – биогаз, имеющий следующие характеристики:

- теплотворная способность  = 28000 кДж/кг [1];

- плотность =1,2 кг/м³;

- теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива L_o = 8,62 кг/кг;

-состав (% по объему): CH₄=52,0; CO₂=12,0; N₂=36,0

Физическая частота вращения ротора ГТУ =128.33 1/с;

Физический расход воздуха на входе в компрессор =72,042  кг/с;

Нерасчетный режим ГТУ:

Параметры наружного воздуха:  К,  = 0,1013 МПа;

Начальная температура газов на входе в газовую турбину =1235 К

Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре

Удельная приведенная частота вращения ротора ГТУ :

                              

= =1,063                                  (2.3.1)

 

Приведенная частота вращения ротора ГТУ ,1/с:

 

136,41                                  (2.3.2)

 

Приведенный расход воздуха через компрессор кг/с:

 

                                           (2.3.3)

 

 

где =1,017 (из конструктивных характеристик).

Степень повышения давления в компрессоре:

=32 (из конструктивных характеристик).

Изоэнтропийный КПД компрессора: =0,853.

Давление воздуха на входе в проточную часть компрессора МПа:

 

                                             (2.3.4)

 

 

Величину потери давления на входе в компрессор р_к.вх можно принять из интервала 0,0008 – 0,0013 МПа.

Физический расход воздуха через компрессор в нерасчетном режиме кг/с:

 

                                     (2.3.5)

 

 

В дальнейшем определяем удельную работу сжатия воздуха в компрессоре и температуру этого воздуха за компрессором. Расчет этих величин можно провести методом последовательных приближений по среднеарифметической величине теплоемкости:

В первом приближении принимаем =655,6 К.

Среднеинтегральная  теплоемкость воздуха определяется по формуле , кДж/(кг·К):

 

=0,9956+92,99·10^-6·(Т-273)                                    (2.3.6)

 

Теплоемкость воздуха при  равна 0,9951 кДж/(кг·К).

Теплоемкость воздуха при  равна с_{ph вых}=1,031 кДж/(кг·К).

В интервале температур ÷ среднеарифметическая величина теплоемкости с_pm,кДж/(кг·К):

 

с_pm= (с_{ph вх}+с_{ph вых}) /2                                         (2.3.7)

 

с_pm=1,013 кДж/(кг·К)

 

Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре, Н_к, кДж/к:

 

                  (2.3.8)

 

 

где R_В - газовая постоянная воздуха R_В=0,287 кДж/(кг·К).

Температура воздуха за компрессором Т_КК, К:

 

Т_КК=Т_НВ·                                            (2.3.9)

 

 

Давление воздуха за компрессором :

 

            (2.3.10)

 

0,1002·32=3,2064

 

В тепловой схеме ГТУ предусмотрено охлаждение большинства горячих деталей газовой турбины воздухом, отбираемым из проточной части компрессора. Охлаждаются как сопловые, так и рабочие лопатки проточной части газовой турбины, элементы ротора и статора. Для этой цели выполняются  теплогидравлические расчеты всех элементов системы охлаждения, в результате чего определяют:

- необходимые количества охлаждающего воздуха;

- требуемые давления воздуха, отбираемого для охлаждения из проточной части компрессора и направляемого в соответствующие элементы газовой турбины.

В расчете тепловой схемы SGT-600, на основании заводских данных, принимается, что отборы воздуха на охлаждение осуществляются после пятой, девятой и последней 12–й ступени компрессора.

Пользуясь этими данными, рассчитываем параметры воздуха в точках отбора его из компрессора.

А) за пятой ступенью ОКG_ОХЛ.5 = 2,35 кг/с;

=7,6 – заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за пятой ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха:

Принимаем в первом приближении:

Т₅= 514,9К,

с_ph5=1,018 кДж/(кг·К)

В интервале температур Т_НВ÷Т₅среднеарифметическая величина теплоемкости  с_pm, кДж/(кг·К):

с_{pm 5}= (с_{ph вх}+с_{ph 5}) /2,                                       (2.3.11)

 

с_{ph 5}=1,007

 

Удельная работа сжатия воздуха  Н₅, кДж/кг:

 

 

    (2.3.12)

 

 Температура воздуха запятой ступенью компрессора  Т₅, К:

 

 

 

     (2.3.13)

 

 

Б) за девятой ступенью ОКG_ОХЛ.9 = 5 кг/с;

 = 10,1 – заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за девятой ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха:

Принимаем в первом приближении: Т₉ = 562,39К,  с_{ph 9} = 1,022 кДж/(кг·К).

В интервале температур Т_НВ ÷ Т_9с среднеарифметическая величина теплоемкости с_{pm 9}, кДж/(кг·К):

 

с_{pm 9}= (с_{ph вх}+с_{ph 9}) /2,                                       (2.3.14)

 

с_{ph 9}=1,009

 

Удельная работа сжатия воздуха  Н₉, кДж/кг:

 

                          (2.3.15)

 

 

Температура воздуха за девятой ступенью компрессора Т₉, К:

 

 

(2.3.16)

 

 

В) за компрессором: G_ОХЛ.12 = 20,5 кг/с – заводские данные.

Ранее были определены величины:    = 16,7; H_К = 327,4 кДж/к;                 Т_КК = 650,7 К.

Продолжим определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре ГТУ.

Расход воздуха за компрессором, поступающий в камеру сгорания ГТУ G_КС, кг/с:

 

G_КС = G_К – (G_УТ + G_ОХЛ.5+ G_ОХЛ.9 + G_ОХЛ.12),                   (2.3.17)

 

G_КС = 101.15

 

Величину утечек воздуха G_УТ из уплотнений ротора и другие принимаем из интервала 0,3  0,5 % от  G_К, кг/с:

 

G_УТ = 0,005·G_к=0,39                                            (2.3.18)

 

Дополнительно определяем:

- долю воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ g_КС, кг/с:

 

(2.3.19)

 

- долю охлаждающего воздуха g_ОХЛ, кг/с:

 

g_ОХЛ =                                    (2.3.20)

 

 

Внутренняя мощность, потребляемая компрессором ГТУ N_ik, кВт:

 

= ,              (2.3.21)

 

N_ik=70574

 

По температуре воздуха за компрессом определяем энтальпию этого воздуха (Т_КК = 650,7 К) h_КК = 405 кДж/кг

 

 

2.3.1 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

 

 

Тепловой расчет камеры сгорания предполагает определение необходимого расхода топлива В_гт, расчетного значения избытка воздуха и энтальпии газов на входе в газовую турбину. Эти величины связаны тепловым балансом камеры сгорания. Применительно к 1 кг сжигаемого топлива можем записать:

 

                                    (2.3.22)

 

где - КПД камеры сгорания (коэффициент полноты сгорания топлива), который обычно составляет 0,96  0,99; принимаем = 0,99.

Энтальпию газа на входе в газовую турбину находим по величине Т_НТ=1235К, кДж/кг,  h_НТ = 1156.

В рассматриваемом режиме принимаем температуру поступающего в КС биогаза (возможен его предварительный подогрев) T_ПР.Г = 5 ^о С (с_ПР.Г = 2,18 кДж/(кг·К)), тогда энтальпия сжигаемого биогаза  h_ТОПЛ, кДж/кг:

 

h_ТОПЛ = с_био.Г · t_ПР.Г = 9,754                                        (2.3.23)

 

h_ТОПЛ  =  9,754

 

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяем из уравнения теплового баланса: =2,3.

Расход топлива в камере сгорания ГТУ определяем из выражения теплового баланса КС В_ГТ, кг/с:

 

                                       (2.3.24)

 

 

Относительный расход топлива g_ГТ, кг/с:

 

g_ГТ =                                                       (2.3.25)

 

 

 

2.3.2 Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине

 

 

Проточная часть современной газовой турбины обычно состоит из трех ступеней. При уменьшении их количества облегчается осуществление системы охлаждения горячих деталей, но возрастает нагрузка на каждую из ступеней. Расход газов на входе G_НТ  и их начальное давление р_НТ – величины переменные и зависят от режима работы ГТУ.

Начальную температуру газов Т_НТ в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами.

Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. Это температура потока газов перед рабочей  решеткой первой ступени лопаток при р_НВ = 0,1013 МПа, Т_НВ = 303 К, d_НВ = 60 %.

На данном этапе расчета тепловой схемы определяем параметры рабочего тела на входе и выходе из газовой турбины.

Потеря давления газов в тракте «компрессор – камера сгорания – вход в газовую турбину» р_К-ГТ, МПа:

 

р_К-ГТ = р_ОК-ГТ· ·                                    (2.3.26)

 

р_К-ГТ = 0,025· · =0,0266 МПа.

 

Давление газов на входе в газовую турбину р_НТ, МПа:

 

р_НТ = р_КК - р_К-ГТ                                               (2.3.27)

 

р_НТ  = 1,573 – 0,0266=1,5464 МПа

 

Расход газов на входе в газовую турбину G_НТ, кг/с:

 

G_НТ = G_КС+В_ГТ                                                (2.3.28)

 

G_НТ =77,804+2,74=80,544 кг/с

 

Коэффициент сопротивления выхлопа газов за ГТУ при ее работе в автономном режиме обычно составляет = 0,03 ÷ 0,05.

Применительно к  = 0,03 (заводские данные).

Давление газов за ГТУ р_КТ, МПа:

        

р_КТ = р_НВ·(1+ ),                                            (2.3.29)

 

р_КТ = 0,1013·(1+0,03)=0,1043.

 

Степень расширения газов в проточной части ГТ :

 

=                                                       (2.3.30)

 

 

Поток  рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов.

Первая из составляющих – это газы, которые с начальной температурой Т_НТ расширяются в проточной части до температуры на выхлопе Т_КТ.

Вторая – охлаждающий воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до температуры Т_КВ. В итоге, смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой Т_СМ.

Определение газовой постоянной:

а) газовая постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС) R_ЧПС, кДж/(кг·К):

 

                           (2.3.31)

 

где = 0,1899 кДж/(кг·К);

= 0,0936;

= 0,4615 кДж/(кг·К);

= 0,2016;

= 0,2968 кДж/(кг·К);

=0,7048.

 

R_ЧПС= 0,293 кДж/(кг·К)

 

б) доля воздуха в потоке газов ГТ определяется отношением  количества воздуха, не участвующего в процессе горения к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающих в камеру сгорания ГТУ g_В, кг/с:

 

g_В =

 

 

в) газовая постоянная  рабочего тела в ГТR_Г, кДж/(кг·К):

 

R_Г = R_ЧПС·(1-g_В)+R_В·g_В,                                     (2.3.32)

 

R_Г =0,293·(1-0,551)+0,287·0,551 = 0,302.

 

Определение среднеарифметической величины теплоемкости:

В первом приближении принимаем: Т_кт = 810,95 К.

Среднеинтегральная теплоемкость для различных компонентов продуктов сгорания и воздуха , кДж/(кг·К):

= 0,8298+377,56·10^-6·(Т-273),

= 1,8334+311,08·10^-6·(Т-273),

= 1,0241+88,55·10^-6·(Т-273),

= 0,9956+92,99·10^-6·(Т-273).

Среднеинтегральная теплоемкость чистых продуктов сгорания с_{ph ЧПС}, кДж/(кг·К):

 

с_{ph ЧПС}= _· + _· + _·                 (2.3.33)

 

с_{ph ЧПС} = 1,24 кДж/(кг·К)

 

Среднеинтегральная теплоемкость газов (с учетом избытка воздуха) с_{ph Г}, кДж/(кг · К),:

 

с_{ph Г} =  с_{ph чпс}·(1-g_в) + ·g_в                                          (2.3.34)

 

с_{ph Г} = 1,117 кДж/(кг·К),

 

с_{ph Г ВХ}  = 1,167 кДж/(кг·К),

 

с_{ph Г ВЫХ} = 1,117 кДж/(кг·К).

 

В интервале температур Т_НТ Т_КТ среднеарифметическая величина теплоемкости газов c_{pm г}, кДж / (кг · К):

 

c_{pm г} = (с_{ph Г ВХ}+ с_{ph Г ВЫХ})/2                                  (2.3.35)

 

c_{pm г} = 1,142 кДж/(кг·К)

 

Температура газов за ГТ без учета влияния охлаждающего воздуха Т_КТ, К:

 

(2.3.36)

 

Для современных ГТУ значения КПД проточной части ГТ находятся в пределах = 0,9 ÷ 0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными: = 0,9083.

Определение теплоемкости смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

В соответствии с рекомендациями, значение температуры охлаждающего воздуха в конце проточной части ГТ принимается в пределах: Т_КВ=(0,80 ÷ 0,82)·Т_КТ. В данном случае принято Т_КВ, К:

 

Т_КВ = 0,80·Т_КТ = 645,08 К,                                 (2.3.37)

 

Среднеинтегральная теплоемкость воздуха при этой температуре:

с_{ph В} = 1,063 кДж / (кг · К).

Теплоемкость смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов с_{р СМ}, кДж / (кг · К):

 

с_{р СМ}=                      (2.3.38)

 

с_{р СМ} 1,137.

 

Определение температуры смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ. Температуру смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газа Т_СМ, К:

 

Т_СМ=                  (2.3.39)

 

Т_СМ =

 

Избыток воздуха в смеси газов за газовой турбиной :

 

                              (2.3.40)

 

 

Содержание окислителя в смеси за ГТ , %:

 

                                              (2.3.41)

 

 

Определение внутренней мощности ГТ.

Внутренняя мощность газовой турбины на основе последовательного газодинамического расчета ступеней ее проточной части с использованием соответствующих методик. Фирмы и организации производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены  конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и пр. В данном расчете внутренняя мощность ГТ определяется , КвТ:

 

 

 

 

(2.3.42)

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.3    Расчет энергетических показателей ГТУ

 

 

Электрическая мощность ГТУ , кВт:

 

     (2.3.43)

 

где механические КПД и ОК:

КПД электрогенератора ГТУ:

КПД ГТУ по производству электроэнергии ,брутто:

        

                                        (2.3.44)

 

 

КПД ГТУ по производству электроэнергии нетто:

 

0,293              (2.3.45)

 

 

- доля расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ , кВт:

        

                     (2.3.46)

 

Э_сн=0,04+0,052=0,092

 

 

2.3.4 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ

 

В принципиальной тепловой схеме ГТУ – ТЭЦ выхлопные газы после ГТУ поступают в котел – утилизатор, в котором и подогревается сетевая вода. В котле – утилизаторе имеются одна группа поверхностей нагрева: первая, где генерируется технологический пар и вторая, по ходу газов, для подогрева сетевой воды. Предусмотрен байпасный газоход регулирования тепловой нагрузки отдельных частей КУ.

 

 

2.3.5 Аэродинамический расчет котла – утилизатора

 

 

Расчет выполняем  с целью определения аэродинамического сопротивления КУ и влияния этого сопротивления на мощность ГТУ в режиме ее работы в схеме ГТУ – ТЭЦ.

Площадь свободного сечения для прохода газов ГТУ через КУ , м²:

 

 (2.3.47)

где b_КУ – ширина газохода КУ в расчетном сечении, = S₁/d_Н, S₁=72 мм, S₂=85 мм.

 Скорость газов W_Г, м/с:

 

W_Г = G_КТ/(F_СВ·ρ_Т),                                          (2.3.48)

 

W_Г = 184/(66,03·1,2) = 2,32

 

 Аэродинамическое сопротивление первого ряда секций , Па:

        

                                        (2.3.49)

 

 

Аэродинамическое сопротивление КУ (z_КУ = 12) , Па:

 

                                     (2.3.50)

 

 

Коэффициент снижения электрической мощности ГТУ :

 

                                             (2.3.51)

 

 

Электрическая мощность ГТУ при ее работе в схеме ГТУ – ТЭЦ N , кВт:

 

N  = К_N·N                                           (2.3.52)

 

N = 0,989·54400 = 53801,6.

 

                                      

2.3.6 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ

 

 

Доля теплоты, отнесенная на внешнего потребителя :

 

(2.3.53)

 

Доля топлива, отнесенная на производство электрической энергии:

• «физический» метод :

 

                               (2.3.54)

 

 

• «пропорциональный» метод :

        

(2.3.55)

 

где  - КПД котельной для отпуска теплоты.

Доля топлива, отнесенная на производство и отпуск тепловой энергии :

 

                                             (2.3.56)

 

 

                                      (2.3.57)

 

 

КПД ГТУ – ТЭЦ  по производству электроэнергии :

 

            (2.3.58)

 

             (2.3.59)

 

где  - соотношение КПД при раздельном производстве электрической и тепловой энергии.

Расход электроэнергии на привод дожимающего компрессора природного газа:

- требуемое давление перед камерами сгорания ГТУ Р_Г, МПа:

                  

Р_Г = Р ·(1,3 ÷ 1,5),                                   (2.3.60)

 

Р_Г = 2,46·1,3 =2,6.

 

         - мощность электропривода дожимающего компрессора , МВт:

                  

 

(2.3.61)

 

Расход электроэнергии на собственные нужды ГТУ – ТЭЦ , МВт:

 

(2.3.62)

 

 

Доля расхода электроэнергии на собственные нужды :

 

(2.3.63)

 

 Коэффициент использования теплоты сгорания топлива (полный КПД ГТУ – ТЭЦ) :

 

(2.3.64)

3 Обоснование принятых  конструкций  установок биогазового комплекса на базе полигона ТБО

 

 

На основе проведенных расчетов выбирается оборудование удовлетворяющее потребностям производства.

Биогазовый комплекс включает в себя следующие основные элементы:

- компрессорные установки;

- котел-утилизатор;

- газгольдеры;

- газотурбинную установку;

- фильтры;

- запорная арматура;

- блок КИП.

 

 

3.1 Подбор ГТУ

 

 

Исходя из расчетов выше принимаем ГТУ  газовая турбина Siemens —  SGT-600 со следующими техническими характеристиками:

• Топливо (природный газ/жидкое топливо/двухтопливная система);
• Выходная мощность 24,77 МВт;
• Частота 50/60 Гц;
• Электрический КПД: 34,2 %;
• Тепловая мощность: 10522 кДж/кВтч
• Скорость вращения турбины: 7700 об/мин.;
• Коэффициент давления компрессора: 14,0:1;
• Поток/температура выхлопных газов: 80,4 кг/сек, 543 ⁰ С;

 

 

Мощная газовая турбина Siemens SGT-600 с большим жизненным циклом идеально подходит для работы в любых, даже самых суровых условия окружающей среды.

 

 

3.2 Подбор компрессорной установки

 

 

В диапазонах давлений от 0,1 Мпа до 1,56 МПа и от 1,56 до 2,6 МПа, расхода 15177,68 м³/ч, поэтому подбираем соответственно компрессоры компании        ООО «Тегас».

Выбираем компрессор 505ГП-220/18, технические данные представлены в таблице 3.2.1

 

 

Рисунок 3.2.1 – Компрессор 505ГП-220/18

 

Таблица 3.2.1 - Технические характеристики поршневой компрессорной установки 302ГП-0,1/1,7-23 С

 

Модель компрессора	Произв. по усл. всас., нм3/мин	Давление нагнет., кг/см2 (а)	Мощность, кВт	Охл. вода, л/мин	Габаритные размеры, мм			Вес, кг
					длина	ширина	высота
505ГП-220/18	220	1.56	164	190	3075	2860	2365	6150

 

Выбираем компрессор 2ГМ4-15/25Н2, технические данные представлены в таблице 3.2.2

 

Рисунок 3.2.2 – Компрессор 2ГМ4-56/25Н2

Таблица 3.2.2 - Технические характеристики поршневой компрессорной установки 2ГМ4-56/25Н2

 

Модель компрессора	Произв. по усл. всас., нм3/мин	Давление нагне., кг/см2 (а)	Мощность, кВт	Охл. вода, л/мин	Габаритные размеры, мм			Вес, кг
					длина	ширина	высота
2ГМ4-56/25Н2	56	2.6	128	62	2975	1 1675	2220	5580

 

 

3.3 Подбор газгольдера

 

 

Подбор газгольдера производиться на основе требуемого объема и давления. А также, газгольдеры высокого давления служат для сглаживания неравномерности потребления.

Объем газгольдера должен составлять от 1/5 до 1/3 от объема выхода биогаза.

 

 , м³,                                        (3.3.1)

 

м³

 

 Примечание: объем, помещаемого в газгольдер биогаза при нормальных условиях (1 атм, 20 ° С).

Подбираем газгольдер высокого давления с рабочим давлением

Р_раб = 1,56 МПа. Тогда необходимый объем газгольдера должен быть V_{газгольдера} = 18,97 м³.

Технические характеристики газгольдера СУГ-20,0-НO приведены в   таблице 3.3.1.

Принимаем следующие газгольдеры СУГ-20,0-НO в кол-ве 4 шт.

Технические характеристики газгольдера

Диапазон рабочих температур резервуара СУГ  — 40…+ 40°С, рабочее давление — 1,56 МПа.

Резервуар комплектуется арматурой производства фирм лидеров в производстве газового оборудования.

В базовой комплектации поставляются: 
- наполнительный клапан;
- механический уровнемер;
- угловой клапан;
- предохранительный клапан;
- мультиклапан с клапаном контроля переполнения;
- защитный кожух.

Таблица 3.3.1 - Характеристики газгольдера СУГ-20,0-НO

 

Тип резервуара	Объем, м3	Размеры, мм
		D	L	H
СУГ-20,0-НO	20,0	1600	11500	500

 

Рисунок 3.3.1 - газгольдер СУГ-20,0-НO

 

 

3.4 Подбор газовых фильтров

 

 

Газовые фильтры ФГ используются для увеличения ресурса газового оборудования за счет удаления из природного газа либо другой неагрессивной газовой смеси абразивных частиц (металлической стружки и окалины, пыли), а также смолистых веществ.

Применение фильтров снижает стоимость эксплуатации регуляторов давления газа, измерительных комплексов, клапанов, горелок и т.д. за счет увеличения надежности оборудования и точности показания измерительных устройств. Очищенный газ уменьшает износ уплотняющих элементов запорно-регулирующей арматуры.

 

Таблица 3.4.1 - Технические характеристики фильтра ФГ-190-500-1,2

 

Параметры изделия	ФГ-190-500-1,2
Рабочая среда	Природный газ по ГОСТ 5542-87
Температура окружающей среды, 0C	От - 40 до +70
Диаметр условного прохода, мм	500
Мак. пропускная способность, м3/ч	19000
Мак. рабочее давление, МПа	1,56
Допустимый перепад на кассете, кПа	10
Высота, мм	1920
Диаметр корпуса, мм	630
Масса, кг., не более	465

 

1 - корпус; 2 - кассета; 3 - крышка; 4, 5 - штуцеры G½-В

 

Рисунок 3.4.1 - фильтр ФГ-190-500-1,2

 

 

3.5 Подбор счетчиков газа

 

 

Газовый счетчик TZFLUXIG6500

Производитель: Aitron, Actaris

 

Рисунок 3.5.1 - Газовый счетчик TZFLUXIG6500

 Примечание: максимальное рабочее давление до 100 кгс/см² (до 10,0 МПа).

Счетчики предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды от - 20 ° C до + 60 ° C (возможно исполнение по специальному заказу для диапазона температур от - 40 ° C до + 60 ° C).

Метрологические характеристики:

Счетчики обеспечивают измерение объемного расхода газа 10000 м³/ч;

• Динамический диапазон 1:10, 1:20 и 1:30 (по спецзаказу);
• Основная относительная погрешность находится в пределах:
• ± 2 % при расходе газа от Q_min до 0,2 Q_max и
• ± 1 % от 0,2 Q_mах до Q_mах
• Межповерочный интервал - 8 лет.

 

Таблица 3.5.1 - Метрологические характеристики газового счетчика

 

Типоразмер счетчика	Dу, мм	Максимальный расход Qmax(1),м3/ч	Диапазон измерений Qmin/Qmax	Количество газа, соответствующее 1 импульсу НЧ датчика, м3/импульс	Потеря давления(2), мбар ( 1 мбар = 10 мм вод. ст)	Масса(3), кг
G6500	500	10000	1:20-30	10,0	7,7	850

 

3.6 Подбор стационарного сигнализатора горючих газов СГГ6М

 

 

Предназначен для непрерывного автоматического контроля содержания топливных газов (природного по ГОСТ 5542-87 и газов углеводородных сжиженных по ГОСТ 20448-90) в воздухе промышленных и коммунально-бытовых помещений и выдачи сигнализации о превышении установленных значений объемной доли горючих газов.

Сертификат об утверждении средств измерений №10818.
Разрешение Госгортехнадзора: РРС 00-14835.

Область применения: в помещениях котельных различной мощности, работающих на сжиженном или природном газах, а также в других производственных, административных и жилых помещениях. Принцип работы - термохимический. 

Способ забора пробы - диффузионный.
Тип сигнализатора - стационарный.

Рисунок 3.6.1– Стационарный сигнализатор горючих газов СГГ6М

Таблица 3.6.1 - Технические характеристики стационарного сигнализатора горючих газов СГГ6М

 

Технические характеристики
Характеристики	Значения	Примечание
Пороги срабатывания сигнализации (по метану), % НКПР	10	СГГ6М-П10, -П10С, -П10Н, -В10
	20	СГГ6М-П20, -П20С, -П20Н, -В20

Продолжение таблицы 3.6.1

Абсолютная погрешность, % НКПР, не более			± 5
Время срабатывания сигнализации, с не более			15		при превышении сигнальной концентрации в 1,6 раза
Время работы без контроля и регулировки порога срабатывания сигнализации, лет			1
Рабочий температурный диапазон, ° С			0 ... +50
Диапазон относительной влажности %, при температуре 25 °С			30 ... 98
Напряжение питания, В			150 ... 260		50 Гц
Потребляемая мощность, ВА, не более			10		СГГ6М-П10, -П10С, -П10Н
			5		СГГ6М-В10, СГГ6М-В20
Габаритные размеры, мм, не более:
БСП1		132х166х53			СГГ6М-П10, -П10С, -П10Н
БСП2		132х122х53			СГГ6М-В10, СГГ6М-В20
блок датчика		132х70х42
Масса, кг, не более:
БСП1	0,7			СГГ6М-П10, -П10С, -П10Н
БСП2	0,6			СГГ6М-В10, СГГ6М-В20
блок датчика	0,15

 

 

3.7 Подбор котла-утилизатора

 

 

Принимаем на основе расчетных данных  котел-утилизатор КУВ-17.

Котел-утилизатор типа КУВ-17 предназначен для охлаждения выхлопных газов газовых турбин и подогрева сетевой воды.

Параметры котла указаны в технической  характеристике. Котел предназначен для установки вне помещения. Для уменьшения массы и  габаритов котла все поверхности нагрева выполнены из труб со спиральным оребрением. Котел устанавливается на собственном каркасе и снабжен необходимыми лестницами и площадками обслуживания. Газоход котла расположен горизонтально.

В объем поставки котла входят блок поверхностей нагрева, трубопровод в пределах котла, опоры, лестницы и площадки обслуживания, газоходы, необходимая арматура. Обеспечивается шефмонтаж и шефналадка, возможно сервисное обслуживание.

Технические характеристики Котел-утилизатор типа КУВ-17

Номинальная теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч) 19,9 (17,2)

Расчетное давление воды на выходе из котла, МПа (кгс/см²) 2,5 (25)

Температура воды на выходе из котла, ° С 150

Температура воды на входе в котел, ° C 70

Количество охлаждаемых газов, кг/с 57

Температура дымовых газов на входе в котел, ° С 446

Температура дымовых газов на выходе из котла, ° С 117

Габаритные размеры котлоагрегата, м:

длина 5,2

ширина 3,35

высота 4,5

Масса металлической части котла, т 27

 

Рисунок 3.7.1 - Котел-утилизатор КУВ-17

 

 

3.8. Принцип работы биогазового комплекса

 

 

Полигон твердых бытовых отходов (ТБО) занимает 113 га, из которых 45 га отводиться под технологические и хозяйственные нужды. Полигон оснащен газовыми скважинами, находящимися друг от друга в радиусе 30 м. Полученный анаэробным сбраживанием биогаз поступает в трубы.

На выходе из полигона на газопроводе установлены контрольно-измерительные приборы (КИП), а также вентили и задвижки для комплексного регулирования системы. Биогаз нагнетается в фильтр. В фильтре  биогаз очищается и поступает в компрессор, где сжимается до давления 1,0 Мпа. После фильтра биогаз поступает по газопроводу высокого давления поступает в газгольдер жесткого типа. В газгольдерах биогаз накапливается и распределяется в 2 сети: газопровод высокого давления на ГТУ и последующую транспортировку на заправку  автомобилей. Далее газ проходит стадию накопления в газгольдерах, они также оснащены контрольно-измерительными приборами. Далее из газгольдера газ транспортируется в турбину для последующего сжигания.

В газотурбинных установках — ГТУ многоступенчатый компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В камеру сгорания газотурбинных установок — ГТУ подается и определенное количество топлива. При столкновении на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются. Топливовоздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Затем, энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счет вращения струями раскаленного газа лопаток турбины.

Некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передается на электрический генератор. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТУ. Отработавшие газы направляются в утилизатор для получения тепловой энергии.

Температура выхлопных газов турбины примерно 543 ⁰ С препятствует образованию конденсата серной кислоты, и как следствие быстрому износу деталей турбины.

Высокая температура выхлопных газов позволяет вторично использовать их в тепловом контуре. В турбине энергия горячего газа преобразуется в работу. При входе в сопловой аппарат турбины под действием высоких температур горячие газы расширяются и их тепловая энергия преобразуется в кинетическую. Затем, в роторной части турбины, кинетическая энергия газов переходит в механическую энергию вращения ротора турбогенератора.

Часть мощности турбины расходуется на работу воздушного компрессора, а оставшаяся часть является полезной выходной мощностью. Газотурбинный двигатель приводит во вращение находящийся с ним на одном валу высокоскоростной генератор.

Выхлопные газы из микротурбины направляются в котел-утилизатор. В котле-утилизаторе выхлопные газы сжигаются, тем самым образуя тепловую энергию, при помощи которой  вода, пропускаемая через трубы, нагревается до нужной температуры в соответствии с заданными параметрами сети. Выработанная микротурбиной электрическая энергия через электрический контур подается непосредственно к потребителям.

 

3.9 Использование излишков метана на заправку автомобилей

 

 

На производство мусорного газа воздействует много факторов, которые должны контролироваться инженером, и, пока это имеет место, мусорная свалка не может рассматриваться как газометр. 

Производство газа это конечный результат процессов биологического разложения, которые требуют сложного взаимоотношения огромного сообщества бактерий в мусорных отходах, и быстрые изменения скорости экстракции газа будут нарушать биохимическое равновесие, достигнутое среди бактерий и результатом станет ингибирование. Следовательно, система экстракции (выделения) газа разрабатывается, чтобы достичь при возможности стационарной скорости. Это непременно создает дополнительные количества газа, который может быть дополнительно полезно использован. По этой причине технологическая станция оснащается ресивером. Избыточный газ поставляется на заправку автомобилей.

 

 

3.10  Достоинства и недостатки установки

 

 

Достоинствами использования газотурбинных установок в биогазовом комплексе являются:

• Газотурбинные установки — ГТУ отличаются высокой надежностью и неприхотливостью. Имеются подтвержденные заводские данные о безостановочной работе некоторых газотурбинных установок — ГТУ в течение 5–7 лет;
• Некоторые производители современных газовых турбин осуществляют ремонт узлов без транспортировки на завод–изготовитель, а другие производители заранее привозят сменную турбину или камеру сгорания, что существенно снижает сроки выполнения капитального ремонта до 4 – 6 рабочих дней. Эти меры снижают затраты на обслуживание установок;
• Преимуществом газотурбинных установок — ГТУ является длительный ресурс (полный до 200 000 часов, до капитального ремонта 30000–60000 часов). В рабочем цикле газотурбинных установках моторное масло не применяется. Имеется небольшой объем редукторного масла, частота замены которого редка;
• Газотурбинные установки обладают относительно компактными размерами и небольшим удельным весом;
• Допускается монтаж ГТУ на техническом этаже здания или крышное расположение маломощных газотурбинных установок. Это полезное свойство ГТУ является важным финансовым фактором в городской застройке, потому что оно позволяет экономить дорогостоящие дефицитные квадратные метры и во многих ситуациях дает больше технического простора инженерам для решения задачи размещения автономной электростанции;
• Газотурбинные установки подготовлены для эксплуатации в различных климатических условиях. Строительство газотурбинных установок в отдаленных районах позволяет получить экономию финансовых средств за счет исключения дорогостоящего строительства линий электропередач (ЛЭП). В местах с более развитой инфраструктурой газотурбинные установки повышают надежность электрического и теплового снабжения;
• Газотурбинные установки имеют незначительные вибрации и шумы в пределах 65–75 дБ (что соответствует по шкале уровня шума звуку пылесоса на расстоянии 1 метр). Как правило, специальная звуковая изоляция для подобного высокотехнологичного генерационного оборудования не нужна.

Недостатки данной конструкции:

• Без современной установки — станции подготовки газа жизненный цикл электростанции любого типа сокращается в 4 – 5 раз. Последствия эксплуатации ГПЭС или ГТУ без станций подготовки ПНГ зачастую носят просто фатальный характер.

 

 

4 Безопасность труда

 

4.1. Анализ и обеспечение безопасных условий труда

 

 

Материал, используемый в подразделе был собран во время преддипломной практики. Собранный материал предоставлен ООО «Управляющая компания «ский областной центр вторичных ресурсов». Где и был выбран нами объект на примере которого была выполнена дипломная работа. Объектом стал полигон твердых бытовых отходов (ТБО).

Полигон  расположен на 4,5 км от города а, 2450 м от ориентира по направлению на восток от здания АЗС по ул. Загородное шоссе 7 .

Климат в данном районе — резко-континентальный. Лето жаркое и засушливое: пять месяцев в году средняя дневная температура превышает 15 ° С; зима умеренно холодная, максимальный снежный покров наблюдается в феврале (23 см). Количество ясных, облачных и пасмурных дней в году — 157, 176 и 32 соответственно. Температура сильно колеблется в зависимости от времени суток и направления ветра. Летом возможен взлет температуры до 40 ° C, или падение до 5 ° C. Осень наступает рано, и случается это приблизительно во второй половине сентября, а зима наступает приблизительно к началу ноября. Весна наступает к концу марта, но весной погода неустойчивая, и даже в конце мая возможен возврат холодов. Зимой погода колеблется от небольших морозов до сильных холодов, иногда бывают слабые оттепели или суровые холода до −40 ° C.

Источники образования пыли на полигоне ТБО отсутствуют, в  помещениях с установками должна  проводится ежедневная влажная уборка пола, дежурным по смене. Выделения вредных  газов и паров при нормальных условиях работы  так же отсутствует, система перекачивает биогаз.

На предприятии освещение соответствует требованиям СНиП 23-05-95. Помещения с компрессорными и турбинными установками обеспеченно естественным освещением. Источником естественного света в помещении является застекленные оконные проемы. Основной показатель освещенности помещений характеризуется отношением площади застекленной поверхности окон к площади помещений. Фактическая освещенность рабочих поверхностей будет соответствовать нормам СНиП 23-05-95 200 лк.

Для освещения помещений применяют люминесцентные лампы. На предприятии используется закрытая арматура отраженного светораспределения, излучающий световой поток в верхнюю полусферу. Для питания светильников общего освещения применяется напряжение не более 220 В. Светотехнические изделия соответствуют требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.13-88.

В светильниках обеспечены: крепление съемных частей, исключающее возможность выпадения их при эксплуатации;

Безопасный съем или откидывание частей, преграждающих доступ к лампам и подлежащих чистке в процессе эксплуатации; безопасная замена ламп и стартеров.

Очистки светильников должна производится 1 раза в З–6 месяцев.

Аварийное освещение для продолжения работы (в помещениях или местах производства наружных работ) должно быть  устроено согласно СНиП 23-05-95. Для аварийного освещения применяют: люминесцентные лампы — в помещениях с минимальной температурой воздуха не менее 10 ° С и при условии питания ламп во всех режимах переменным током с напряжением на лампах не менее 90 % номинального значения. 

Источниками шума и вибрации на полигоне являются компрессоры, турбины и приводные электродвигатели.

Горючие вещества на объекте используются. В основе используемого на биогазовом комплексе биогаза содержится метан, диоксид углерода и примесей серы.

Таким образом рабочее место персонала биогазового комплекса будет является компрессорная  станция, откуда должно вестись как визуальное наблюдение за агрегатами в машинном зале, так и автоматизированная фиксация рабочих параметров. Наблюдение должно производиться через застекленные оконные проемы.

Обучение безопасным методам труда должно производится на основании ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ.

Должен производятся вводный инструктаж, со всеми вновь прибывшими на производство работниками, инструктаж обязан  проводить инженер по охране труда. Далее первичный инструктаж, производиться на рабочем месте. Затем производят повторные инструктажи один раз в пол года. Так же проводят внеплановые инструктажи и целевые. Целевые проводят при выполнении разовых работ не связанных с специальностью.

 На биогазовом комплексе  должна быть разработана инструкция безопасного проведения газоопасных работ.

В местах проведения газоопасных работ установлены предупреждающие и запрещающие знаки безопасности, при необходимости выставлены посты в целях исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне.

Выполнятся газоопасные работы должны бригадой в составе не менее двух работников. Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами.

Расположение всех включенных в биогазовый комплекс устройств должно регламентироваться СНиП 2.04.08-87* Газоснабжение и ГОСТ 21.610-85 Газоснабжение. Наружные газопроводы.

От полигона ТБО до компрессорной расстояние по нормативным документам не должно быть меньше 50 м. Исходя из данного условия принимаем длину участка от полигона до помещения с компрессорами равное 100 м, учитывая класс опасности А и перепады давления.

Газгольдеры с горючими газами (биогазом) класса А должны находиться на достаточном расстоянии для снижения риска при аварийной ситуации.

От помещения с компрессорными установками до газгольдеров расстояние выдержано 30 м.

Расстояние между секциями должно быть не менее половины длины газгольдера, а между сосудами внутри секции — не менее 2/3 их диаметра. Противопожарные разрывы от газгольдеров всех типов до зданий и сооружений установлены специальными противопожарными нормами.

От турбинных установок до компрессорного оборудования по нормам рекомендуется устанавливать расстояние не менее 50 м. Учитывая класс опасности биогаза устанавливаем длину участка 100 м.

Для защиты работников, работающих на территории биогазового комплекса рекомендовано использование индивидуальных средств защиты.

Согласно ГОСТ 12.4.034–78 средства индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) подразделяют на две группы: фильтрующие (Ф), обеспечивающие защиту в условиях достаточного количества кислорода (не менее 18 % в воздухе) и ограниченного содержания вредных веществ, и изолирующие (И), обеспечивающие защиту в условиях недостаточного количества кислорода и неограниченного содержания вредных веществ в воздухе.

Для защиты от пыли применяют противоаэрозольные (противопылевые) респираторы. Они мт быть бесклапанными или клапанными.

Наиболее простым респиратором бесклапанного типа является «Лепесток» одноразового пользования, изготовленный из специальной фильтрующей ткани, укрепленной на каркасе из пластмассы. На голове «Лепесток» крепится тесемками.

Пневмошлемы и пневмомаски  применяют для защиты органов дыхания в условиях повышенной концентрации пыли и газов при выполнении работ на отдельных рабочих местах (в пескоструйных камерах).

Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха, находящегося в зоне рабочего места, автономные – полностью от окружающего воздуха. Принцип действия шлангового противогаза состоит в том, что чистый воздух для дыхания забирается на некотором расстоянии от работающего и через шланг подается под шлем-маску. В зависимости от способа подачи воздуха в лицевую часть шланговые противогазы подразделяют на самовсасывающие     (ПШ-1) и с принудительной подачей воздуха (ПШ-2, ДПА-5).

Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных

факторов применяют защитные очки (от пыли, твердых частиц, брызг неразъедающих и разъедающих жидкостей, газов, ультрафиолетового излучения, слепящей яркости видимого излучения, инфракрасного излучения и др.).

Для защиты от вредного воздействия на кожные покровы агрессивных веществ помимо рукавиц применяют защитные пасты и мази.

Спецодежда служит для защиты тела работающих от различных производственных вредностей и опасностей: агрессивных жидкостей, искр, брызг металла, вода, низких и высоких температур и т.д. Спецодежда, спецобувь и другие предохранительные приспособления выдают работающими бесплатно в соответствии с действующими нормами  и сроками носки.

Для защиты ног от агрессивных веществ, воздействия температурных факторов и механических повреждений применяют различные виды специальной обуви: сапоги, полусапоги, ботинки, полуботинки, туфли, галоши, боты и бахилы.

Спецодежда, спецобувь и предохранительные приспособления являются собственностью предприятия, выносить их за пределы предприятия не разрешается.

Для защиты рук от механических травм, ожогов, действия растворителей и других вредностей применяют рукавицы и перчатки, изготавливаемые из различных материалов: хлопчатобумажных, льняных, шерстяных, кожи, резины и полимерных материалов.

Средства защиты от шума подразделяют на две группы: антифоны–вкладыши, вкладываемые в устье слухового аппарата, и наружные противошумы – наушники, шлемы, накладываемые на ушную раковину. Наиболее эффективны вкладыши «Беруши», состоящие из смеси волокон органической бактерицидной ваты и ультратонких полимерных волокон и позволяющие снижать уровень звука на различных частотах от 15 до 30 дБ.

Безопасные методы производства работ. Половина травм происходит при строповке, перемещении, установке и укладке грузов. В основном травмируются ноги при падении переносимых грузов. При этом основании группа травм связана с временными устройствами, которые изготавливаются из подручных материалов по индивидуальным проектам.

При монтаже оборудования выполняются следующие правила техники безопасности.

К монтажным работам допускаются лица не моложе 18 лет на основании данных медицинского осмотра, прошедшие вводный инструктаж на рабочем месте и знающие правила техники безопасности, что должно быть записано в специальных журналах.

Монтажный персонал является на рабочее место в исправной спецодежде и с защитными средствами (каска, противогаз). Все колодцы, лотки, траншеи и другие коммуникации, находящиеся на пути грузоподъемных и транспортных машин, должны быть обозначены хорошо видимыми указателями. Запрещается выходить на монтажную площадку без защитной каски и находиться под грузом, перемещаемым краном.

При силе ветра более 6 баллов работа кранов прекращается. На электролебедках работают только лица, знающие их устройство и правила эксплуатации, что должно быть подтверждено удостоверением, выданным квалификационной комиссией.

Грузоподъемные операции проводятся только специально обученным персоналом. Из зоны подъема и спуска груза люди должны быть удалены на безопасное расстояние до начала операции.

Не допускается поднимать грузы, засыпанные землей или примерзшие к земле.

При строповке грузов запрещается поднимать груз без предварительной проверки исправности такелажа, надежности строповки груза, пробного подъема груза на высоту от 0,2 до 0,3 м для проверки равномерности натяжения стропов и положения центра тяжести. Запрещается подтаскивать грузы краном при косом натяжении канатов или поворотов стрелы. Усилие, действующие на рым-болт, направлено по оси рыма. Для этой цели при подъеме агрегата за несколько стропов между стропами  установлена распорка или применена траверса. При обвязке груза нельзя допускать угол между ветвями стропа более 90º. На углах и ребрах оборудования во избежание повреждения стропа ставят деревянные подкладки. Запрещается смазывать, чистить и ремонтировать такелажные механизмы и оснастку, когда они находятся под нагрузкой.

При сматывании каната с барабана лебедки на последнем должно оставаться не менее полутора витка каната.

Устанавливаемые элементы конструкций до их освобождения от крюка крана должны быть надежно закреплены.

При установке деталей следует направлять их не руками, а соответствующим инструментом. Совпадение отверстий во фланцах и других деталях должно проверяться конусными оправками, а не пальцами. При гидроиспытании насоса и арматуры запрещается находится против фланцевых соединений.

Транспортировка и подъем узлов осуществляется только исправными грузоподъемными механизмами. К ручной транспортировке грузов допускаются лица, достигшие 18-ти лет и прошедшие медосмотр. Один человек может поднимать узлы весом не более 500 Н. Подъем более тяжелых грузов одним человеком запрещается. При работе грузоподъемных устройств запрещается: находиться под поднимаемым грузом или на пути его движения; отрывать краном агрегат от бетонной подливки; допускать раскачивание груза; оставлять груз в подвешенном состоянии на длительное время. При работе электролебедки запрещается исправлять неправильное наматывание троса на барабан; осуществлять резкое переключение с прямого хода на обратный, допускать полное разматывание троса (на барабане лебедки должно оставаться не менее полутора витков троса).

Перед ремонтом насоса необходимо отключить электропитание, разъединить зубчатую муфту и на рубильнике повесить плакат «Не включать работают люди». Снятые узлы и детали укладываются на специально отведенных местах так, чтобы оставались свободные участки для безопасного продолжения работ. Запрещается наращивать гаечные ключи трубами для увеличения крутящего момента и использовать ключи большого размера с установкой прокладок между гайкой и ключом. Запрещается также отворачивать и заворачивать гайки зубилом и молотком. При выпрессовке деталей прессом запрещается поддерживать рукой оправки и другие направляющие приспособления. Разборка узла на стендах и верстаках выполняется после надежного его закрепления. Пользоваться неисправными зажимными устройствами запрещается.

При мойке деталей работают в резиновом фартуке и перчатках. При работе с кислотами необходимо пользоваться резиновым фартуком, перчатками и специальными защитными очками. При травлении и обезжиривании для погружения детали в ванну должны применяться щипцы. Количество кислот, хранимых на рабочем месте, не должно превышать потребности одной рабочей смены. Храниться кислоты в стеклянных и фарфоровых сосудах с широким дном и притертой пробкой. При попадании кислоты или щелочи на кожу пораженное место необходимо промывать водой в течение 15-20 мин.

Слесарные верстаки, установленные вблизи проходов или обращенные к другим рабочим местам, должны иметь на задней стороне сетку высотой 600 мм. Перед работой необходимо проверять исправность ручного инструмента и надежность крепления его на рукоятках. Рабочая поверхность молотков и кувалд не должна иметь заусенцев и трещин. Ручки молотков и кувалд должны быть заклинены стальными клиньями.

При рубке надевают предохранительные очки с небьющимися стеклами.

Электроинструмент с помещении без повышенной опасности может применяться на напряжении 127 - 220 В. Провода покрыты защитой из резиновой трубки. Резиновая трубка в месте вывода провода в инструмент заключена в металлическую спираль.

 

 

4.2 Расчет освещенности

 

 

Расчет освещенности рабочего места сводится к выбору системы освещения, определению необходимого числа светильников, их типа и размещения. Исходя из этого, рассчитаем параметры искусственного освещения.

Обычно искусственное освещение выполняется посредством люминесцентных ламп, потому что они имеют ряд существенных преимуществ перед лампами накаливания:

- по спектральному составу света они близки к дневному, естественному свету;

- обладают более высоким КПД (в 1,5 – 2 раза выше, чем КПД ламп накаливания);

- обладают повышенной светоотдачей (в 3 - 4 раза выше, чем у ламп накаливания);

- более длительный срок службы.

Расчет освещения производится для комнаты площадью 25 м², ширина которой 5 м, а длина 5 м. Воспользуемся методом светового потока.

Для определения количества светильников определим световой поток, падающий на поверхность по формуле:

 

                                                             (4.2.1)

 

где F– рассчитываемый световой поток, Лм;

Е – нормированная минимальная освещенность, Лк (определяется по таблице). Работу оператора, в соответствии с этой таблицей, можно отнести к разряду точных работ, следовательно, минимальная освещенность  будет Е=300 Лк;

S – площадь освещаемого помещения (в нашем случае S=25м²),

Z – отношение средней освещенности к минимальной (обычно принимается равным 1,1…1,2, пусть z = 1,1);

К – коэффициент запаса, учитывающий уменьшение светового потока лампы в результате загрязнения светильников в процессе эксплуатации (его значение зависит от типа помещения и характера проводимых в нем работ и в нашем случае К=1,5);

n– коэффициент использования, (выражается отношением светового потока, падающего на расчетную поверхность, к суммарному потоку всех ламп и исчисляется в долях единицы; зависит от характеристик светильника, размеров помещения, окраски стен и потолка, характеризуемых коэффициентами отражения от стен (Р_с) и потолка (Р_п)), значение коэффициентов Р_с=40 %  и Р_п=60 %. Значение nопределим по таблице коэффициентов использования различных светильников. Для этого вычислим индекс помещения по формуле:

 

                                                         (4.2.2)

 

где  S – площадь помещения, S=6 м²,

h – расчетная высота подвеса,h=2 м,

А – ширина помещения,A =5 м,

В – длина помещения, В= 5 м,

Подставив значения, получим:

 

 

Зная индекс помещения I, находим n=0,75

Подставим все значения в формулу для определения светового потока F,Лм

 

 

Для освещения выбираем люминесцентные лампы типа ЛБ40-2, световой поток кoторых F=2800 Лк.

Рассчитаем необходимое количество ламп по формуле, шт:

 

                                                          (4.2.3)

 

где N – определяемое число ламп,

F – световой поток, F=11000 Лм,

 – световой поток лампы,  = 2800 Лм

 

 

При выборе осветительных приборов используем светильники типа ОД. Каждый светильник комплектуется двумя лампами.

 

 

4.3 Возможные чрезвычайные ситуации на объекте

 

 

Один из опасных факторов, который может воздействовать на человека является пожар. Под пожаром понимают неконтролируемый процесс горения, сопровождающийся уничтожением материальных ценностей и создающий опасность для жизни людей. Причиной возникновения пожаров на промышленных объектах можно разделить на две группы. Первая - это нарушение противопожарного режима или неосторожное обращение с огнем, вторая - нарушение пожарной безопасности при проектировании и строительстве зданий. Пожары мт возникнуть при взрыве в помещениях или производственных аппаратах при утечках и аварийных выбросах пожаровзрывоопасных сред в объемы производственных помещений.

Пожар является химической реакцией между горючими веществами и кислородом воздуха (или иным видом окислительной среды).

При пожарах существует несколько различных опасных факторов. Первый из них - это повышенные температуры в зоне горения. Они мт привести к тепловым ожогам поверхности кожи и внутренних органов людей, а также вызвать потерю несущей способности строительных конструкций зданий и сооружений. Вторым фактором является поступление в воздух рабочей зоны значительного количества вредных продуктов сгорания, в большинстве случаев приводящее к острым отравлениям людей.

 

4.4 Расчет возможных последствий утечки биогаза с полигона ТБО

 

 

На полигоне ТБО возможна утечка биогаза. Биогаз содержит большую долю метана, который относится к классу опасности А.

Рассмотрим возможный случай утечки биогаза, произошедший утром, в ясную погоду, скорость ветра 2 м/с. Полигон ТБО находится 4,5 км от города а. Местность в окрестностях города открытая, необвалованная.

 

 

• Определение размеров и площади химического заражения

 

 

Определяем степень вертикальной устойчивости воздуха. Находим, что при указанных метеоусловиях степень вертикальной устойчивости воздуха – инверсия.

Находим по таблице глубину распространения заражения воздуха при скорости ветра 1 м/с, инверсия составляет 6,5. Для скорости 2 м/с используем поправочный коэффициент равный 0,6. Получаем глубину распространения зараженного воздуха с  поражающей концентрацией:

Г = 6,5×0,6 = 3,9 км

Ширина (Ш) зоны химического заражения зависит от степени вертикальной устойчивости воздуха и определяется по следующим соотношениям:

Ш = 0,03×Г = 3,9×0,03 = 0,117 км

Определяем площадь зоны химического заражения

S = ½×Г×Ш = 3,9×0,117/2 = 0,228 км²

По условию скорость ветра 2 м/с, следовательно зона поражения будет иметь вид сектора. Точка О соответствует источнику заражения = 45 ^о. Радиус сектора равен Г.

 

 

• Определение времени подхода зараженного воздуха к городу у

 

 

Время подхода облака зараженного воздуха к определенному объекту t определяется делением расстояния R от места утечки биогаза до данного объекта, M, на среднюю скорость W переноса облака воздушным потоком.

Время подхода к г. :

R = 4,5 км; W = 4 м/с;

 

T = R/W                                                      (4.2.4)

 

Т= 4500 / (4×60)= 19 мин

 

• Определение времени поражающего действия биогаза

 

 

Время поражающего действия биогаза t_пор в очаге химического поражения определяется временем испарения биогаза с поверхности его выброса.

Определяем время поражающего действия биогаза при скорости ветра 1 м/с равно 1,2 ч.

Находим поправочный коэффициент для 2 м/с: он равен 0,7.

Время поражающего действия биогаза, составит:

t_пор = 1,2 × 0,7 = 0,84 = 50 мин

5 Расчет технико-экономических показателей

 

5.1 Капитальные вложения

 

 

В данном разделе производится экономическое обоснование использования когенерационной установки на базе полигона ТБО. Производится расчет себестоимости на биогазовую  установку, расчет годовых затрат на эксплуатацию и расчет экономической эффективности.

Капитальные вложения в проект определяется суммированием сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих затрат.

 

Таблица 5.1.1 – Сметная стоимость вводимого оборудования

 

№	Наименование оборудования	Количество	Цена за единицу руб.	Стоимость,  руб.
1	ГТУ	1	150000000	150000000
2	Котел	1	2177	2177
3	Газопровод	1	5880800	5880800
4	Арматура	1	1527321	1527321
5	Компрессор	2	7775	15550
6	Газгольдер	4	1200000	4800000
7	Фильтр	1	28000	28000
8	Котел утилизатор	1	78722341,5	78722341,5
9	КИП	1	2589451	2589451
Итого				243565640,5

 

КапиталовложенияК, рублей:

 

,                               (5.1.1)

 

где К_об – стоимость оборудования, руб.; К_смр – стоимость строительно-монтажных работ (примем 30 % от стоимости оборудования), руб.; К_пр – прочие затраты (примем 10 % от основных), руб.

 

  руб.

 

 

5.2 Амортизационные отчисления на основные фонды

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию А_рен, руб.:

 

,                                             (5.2.1)

 

         где α_ам – норма амортизационных отчислений, %.

Амортизационные отчисления на реновацию ГТУ А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию котла А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию газопровода А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию арматуры А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию компрессора А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию газгольдера А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию фильтра А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию котла утилизатора А_рен, руб:

 

 

Амортизационные отчисления на реновацию КИП А_рен, руб:

 

 

 

Рассчитанные показатели представлены в таблице 5.2.1.

 

Таблица 5.2.1 – Амортизационные отчисления

 

Элемент		αам,%	Арен, тыс.руб.
ГТУ		4	60000
Котел		6	1,3062
Газопровод		5	2940,4
Арматура		4	610,9284
Компрессор		6	9,33
Газгольдер		4	1920
Фильтр		12,5	35
Котел утилизатор		4	31488,9366
КИП		6,6	1709,03766
Итого	-		98714,94

 

 

5.3 Затраты на электрическую энергию

 

 

При введении в эксплуатацию биогазового комплекса, будет тратится электроэнергия на пуск оборудования.

Потребленное за 480 часов в год количество электричества составит Э = 144000 кВт∙ч, по цене Р = 1,36 руб/кВт∙ч. Получим:

 

руб.                                        (5.3.1)

 

 

5.4 Затраты на текущий и капитальный ремонт

 

 

На основании того, что биогазовый комплекс не требуют текущих и капитальных ремонтов, производить расчет затрат на ремонт не требуется.

 

 

5.5 Затраты на заработную плату

 

 

При учете количества оборудования получим, N_рп = 8 человека, из них три оператора.

Эксплуатационный персонал в виду круглосуточного надсмотра N_э = 3 человека.

Основная заработная плата работников определяется по формуле 5.5.1:

 

               (5.5.1)

 

где К_пр- коэффициент премии, К_пр = 0.3;

К_р - районный (уральский)  коэффициент, К_р = 0.15

К_вр – коэффициент за вредность на производстве, К_вр= 0,07.

n –число категорий работников;

t_i - трудоемкость работ для каждой i-той категории работников, час;

ЧТС_i – часовая тарифная ставка работника i-той категории, руб./час.

Основная заработная плата работников составит:

 

руб.

 

К дополнительной заработной плате относятся выплаты, предусмотренные законодательством о труде и коллективными договорами за непроработанное время: очередные и дополнительные отпуска, оплата льготных часов и т.д. 5.5.2:

 

,                                             (5.5.2)

 

где К_доп – коэффициент дополнительной заработной платы, %, К_доп = 10 % или    К_доп =  0,1.

Таким образом дополнительная зарплата составит:

 

 руб.

 

Таблица 5.5.1– Трудоемкость работы и часовая тарифная ставка работников по категориям

 

Категория работника	Трудоемкость работы, час	Часовая тарифная ставка, руб./час
Оператор газового оборудования	16	140
Сменный мастер	16	135
Слесарь КИП	16	130

5.6 Социальные отчисления

 

 

Отчисления на социальные нужды (в пенсионный фонд, в фонд социального страхования, в фонд медицинского страхования, на социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний) рассчитываем согласно 5.6.1:

 

                                             (5.6.1)

 

Таким образом, отчисления на социальные нужды составят:

 

 руб.

 

Таблица 5.6.1 – Натуральные показатели годовых эксплуатационных затрат

 

Наименование показателя	Значение
Ставка амортизационных отчислений, Са, %.	4 – 12,5
Коэффициент премии, Кпр	0,3
Районный (уральский)  коэффициент, Кр	0,15
Коэффициент за вредность на производстве, Квр	0,07
Коэффициент дополнительной заработной платы, Кдоп	0,1
Процентная ставка отчислений на социальные нужды, , %.	34,2

 

 

5.7 Годовые эксплуатационные затраты

 

 

Годовые эксплуатационные затраты, руб, определяются по формуле:

 

,                                     (5.7.1)

 

где С_а – амортизационные отчисления;

С_э – затраты на электроэнергию;

 – основная заработная плата;

 – дополнительная заработная плата;

– отчисления на социальные нужды.

 

 руб.

 

 

5.8 Расчет срока окупаемости

 

 

Срок окупаемости Т_ок, лет:

 

                                                           (5.8.1)

 

где К – капитальные вложения на осуществление проекта, тыс. руб.;

       А_рен – амортизационные отчисления на реновацию, тыс.руб.

 

 года.

 

При существующих изменениях цены на оборудование биогазового комплекса, срок окупаемости может меняться в меньшую сторону.

 

Таблица 5.8.1 - Технико-экономические показатели проекта

 

Наименование показателя	Значение
Капитальные вложения, руб	340991896,7
Амортизационные затраты, руб	98714940
Затраты на электрическую энергию, руб	195840
Основная заработная плата, руб	8212,8492
Дополнительная заработная плата, руб	821,28492
Отчисления на социальные нужды, руб	97840
Эксплуатационные затраты, руб	98922903,808
Срок окупаемости	4 года

 

 

Заключение

 

В ходе выполнения дипломного проекта мною была рассчитана и спроектирована когенерационная установка, работающая на биогазе (свалочном газе).

Рассчитана сеть газопроводов низкого и высокого давлений, подобран в соответствии с ГОСТ  по заданным параметрам биогаза.

Определена экономическая целесообразность и эффективность введения в эксплуатацию спроектированного биогазового комплекса. Предложена в качестве когенерационной установки турбина, также подобрано дополнительное оборудование. Был  рассмотрен раздел безопасность труда.

Основным выводом всей работы является то, что спроектированная нами установка, является актуальной в настоящее время, в связи с постоянным истощением энергоресурсов и ростом на них цен.

Все данные технические решения по зданиям и сооружениям и технологической части приняты и разработаны в соответствии с государственным стандартом.

 

 

 

Список использованных источников

 

 

• Свод правил по проектированию и строительству СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» (утв. постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 г. N 112).
• Строительные нормы и правила расчет на прочность стальных трубопроводов СНиП 2.04.12-86.
• Свод правил СП 52.13330.2011 Естественное и искусственное освещение Актуализированная редакция СНиП 23-05-95*.
• Каталог продукции Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические группа предприятий «ЭНЕРГОМАШ».
• Биогазовые установки. Практическое пособие Барбара Эдер, Хайнц Шульц.
• Справочный документ по наилучшим доступным технологиям обеспечения энергоэффективности. Русская версия справочного документа подготовлена и опубликована при поддержке Фонда стратегических программ (SPF)Министерства иностранных дел Великобритании. - ISBN 978-5-902194-37-8. 2009 год.
• СНиП-3.05.02-8 Газоснабжение. С изменением №1 от 1994г.
• Свод правил по применению запорной арматуры для строительства систем газоснабжения СП-42-104-97.
• Г.П. Комина, А.О. Прошутинский. Гидравлический расчет и проектирование газопроводов. Санкт-Петербург 2010 г.
• ГОСТ 20295-85Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.
• А.А. Данилов, А.И. Петров. Газораспределительные станции Санкт-Петербург ОАО «Издательство «Недра» 1997 год.
• «Технологический регламент получения биогаза с полигонов твердых бытовых отходов» АКХ им. К.Д. Памфилова.
• Кожевникова, Н. Н. Экономика и управление энергетическими предприятиями: учеб. для вузов / под ред. Н. Н. Кожевникова. - М. : Академия, 2009. - 432 с. - ISBN 5-7695-1663-1.
• Василов, Р. Г. Перспективы развития биотоплива в России / Р. Г. Василов // Экологический вестник России,2009. - N 4. - С. 20-25.
• Василов, Р. Г. Перспективы развития биотоплива в России / Р.Г. Василов // Экологический вестник России, 2009. - N 5. - С. 34-36.
• Миндубаев, А. Разработка новой технологии производства биогаза из отходов сельского хозяйства и пищевой промышленности / А. Миндубаев // Инженер,2009. - N 11. - С. 18-19.
• Биогаз: забытые возможности // Экология и жизнь,2008. - N 12. - С. 26-27.
• Белов, С. В. Безопасность жизнедеятельности: учебник / С. В. Белова .- 4-е изд., испр. и доп. - М.: Высш. шк., 2004. - 360 с. - ISBN 5-06-004294-4.
• Васильчук, М. П.Некоторые аспекты промышленной безопасности / М. П. Васильчук, В. С. Зимич // Безопасность труда в промышленности, 2005. - N 2.. - С. 53.
• Лесенко, Г. В.Организация безопасности труда на проезводстве / Г. В. Лесенко.- 2-е изд., перераб. и доп. - Киев : Техника, 1989. - 232 с.
• Латышевская, Н. И.Научная аргументация схемы эколого-гигиенической оценки функционирующих полигонов ТБО / Н. И. Латышевская, Г. А. Бобунова // Здоровье населения и среда обитания,2009. - N 4. - С. 37-41.
• Кысыыдак, А. С.Технология устройства изоляционной системы полигонов твердых бытовых отходов / А. С. Кысыыдак // Строительные материалы,2007. - N 3. - С. 32-33.
• Краснянский, М. Е.Проблемы биодеградации и самовозгорания свалок ТБО / М. Е. Краснянский, А. Бельгасем // Безопасность жизнедеятельности,2006. - N 4. - С. 24-29.
• Никоноров, И. Н. Биогазовые установки / Никоноров И. Н., Соколов В. Ю., Садчиков А. В. // Труды всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: состояние, проблемы, перспективы», 8-12 октября 2007 г. - : ГОУ , 2007. - С. 41-45.
• Фасхутдинов, Т. В. Повышение эффективности биогазовой установки / Т. В. Фасхутдинов, В. З. Фасхутдинов // Механизация и электрификация сельского хозяйства, 2010. - N 3. - С. 32.

 

 

Приложение А

(справочное)

 

 

Таблица А.1 – Освещение рабочих мест

 

№	Вид помещений, род деятельности	Еэкс, лк	Rа	Примечания
1	Гардеробы, проходы, зоны движения	300	80
2	Письмо, машинопись, чтение, обработка данных	500	80	Работа с дисплеями: см. 4.11.
3	Техническое черчение	750	80	Работа с дисплеями: см. 4.11.
4	Рабочие места для компьютерного проектирования	500	80
5	Конференц-залы и комнаты для переговоров	500	80	Освещение должно быть регулируемым
6	Приемные	300	80

        

        

   

 

 

Приложение Б

(справочное)

 

 

Таблица Б.1 - Значения коэффициентов эквивалентной шероховатости ∆ для труб из различных материалов

 

Группа	Материалы, вид и состояние трубы	∆*10-2, мм
1. Давленые или тянутые трубы	Давленые или тянутые трубы (стеклянные, свинцовые, латунные, медные, цинковые, оловянные, алюминиевые, никелированные и пр.)	0,10
2. Стальные трубы	Бесшовные стальные трубы высшего качества изготовления	1,0
	Новые и чистые стальные трубы	6,0
	Стальные трубы, не подверженные коррозии	15,0
	Стальные трубы, подверженные коррозии	20,0
	Стальные трубы сильно заржавевшие	200
	Очищенные стальные трубы	17
3. Чугунные трубы	Новые черные чугунные трубы	25
	Обыкновенные водопроводные чугунные трубы, бывшие в употреблении	100
	Старые заржавленные чугунные трубы	150
	Очень старые, шероховатые, заржавленные чугунные трубы с отложениями	250
4. Бетонные, каменные и асбоцементные трубы	Новые асбоцементные трубы	4
	Очень тщательно изготовленные трубы из чистого цемента	15
	Обыкновенные чистые бетонные трубы	50

 

 

 

Приложение В

(справочное)

 

 

Таблица В.1 - Значения коэффициента естественной освещенности для производственных помещений

 

Разряд работ	Характеристика зрительной работы Виды работы по степени точности	Значение КЕО
		наименьший размер объекта различения, мм	при верхнем или комбинированном освещении	При боковом освещении в зоне с устойчивым снежным покровом на остальной территории РФ
I	Наивысшей точности	менее 0,15	10	2,8/3,5
II	Очень высокой точности	0,15 -0,3	7	2,0/2,5
III	Высокой точности	0,3-0,5	5	1,6/2,0
IV	Средней точности	0,5-1,0	4	1.2/1,5
V	Малой точности	1,0-5,0	3	0,8/1,0
VI	Грубая	более 5,0	2	0,4/0,5
VII	Работы со светящимися материалами и изделиями в горячих цехах	более 0,5	3	0,8/1,0
VIII	Общее постоянное наблюдение за ходом производственного процесса	-	1	0,2/0,3

 

 

 

 

Приложение Г

(справочное)

 

 

Таблица Г. 1 - Таблица выхода продукции с 100 тонн ТБО

 

Виды продукции	Единица измерения	Количество
Биогаз очищенный, приведенный к природному	м3	4 060
Органические удобрения, сухие	кг	1 720
Органические удобрения, жидкие	кг	22 000
Металл	кг	3 960
Топливные брикеты	кг	25 850
Строительные материалы	кг	18 750
Дизельная фракция	л	3 350
Бензиновая фракция	л	5 625
Стеклобой	кг	2 800
Смесь газов, калорийность 20,5 Мкал/м3	кг	3 430

 

 ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Скачать:  biogaz.rar