Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Основная часть
• 1.1 Мировой опыт строительства и эксплуатации станций с газогенераторами
• 1.2 Основные производители
• 1.3 Описание технологии и подготовка топлива
• 1.4 Описание основного и вспомогательного оборудования проектируемой станции
• 1.4.1 Устройство,техническая характеристика газогенератора
• 1.4.2 Устройство, техническая характеристика и принцип работы котла- утилизатора КСТ-80
• 1.4.2.1 Тепловая характеристика котла-утилизатора КСТ-80
• 1.4.3 Технические параметры насоса НКУ-250
• 1.5 Устройство и принцип работы
• 2. Расчетная часть
• 2.1 Термодинамический расчет ГТУ
• 2.2 Расчет котла-утилизатора
• 2.3 Расчет впрыскивающего пароохладителя
• 2.3.1 Тепловой расчет
• 2.3.2 Конструктивный расчет
• 2.4 Гидравлический расчет
• 2.4.1 Гидравлический расчет паропровода
• 2.4.2 Гидравлический расчет водовода технической воды
• 2.5 Тепловой расчет паропровода
• 2.5.1 Тепловой расчет наружного участка паропровода
• 2.5.2 Тепловой расчет внутреннего участка паропровода
• 2.6 Расчет схемы электроснабжения
• 2.6.1 Выбор и обоснование схемы электроснабжения
• 2.6.2 Расчет электрических нагрузок
• 2.6.3 Выбор марки и сечения проводов и кабелей
• 2.6.4 Выбор предохранителей
• 2.6.5 Выбор автоматических выключателей
• 2.6.6 Выбор мощности трансформаторов цеховой подстанции
• 2.6.7 Компенсация реактивной мощности
• 2.6.8 Расчет питающей линии 10 кВ
• 2.6.9 Конструктивное выполнение сети 0,4 кВ
• 2.7 Газо-паротурбинная мини-ТЭС
• 3. Автоматизация и механизация производственных процессов
• 4. Безопасность жизнедеятельности и экологичность
• 4.1 Анализ опасностей и вредностей на проектируемом объекте
• 4.2Обеспечениебезопасноститруда
• 5. Экономическаячасть
• 5.1 Расчет стоимости
• 5.2 Расчет тарифа на электроэнергию
• 5.3 Метод ЮНИДО в оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта
• 5.5 Расчет заработной платы
• 5.6 Расчет объема инвестиций
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложение

• Аннотация
• Пояснительная записка дипломного проекта состоит из 131 страниц, 21 таблиц, 18 рисунков, 46 источников. Основными ключевыми словами упоминающимися в работе являются: газогенератор, котел-утилизатор, пар, пиролиз, скруббер, кипящий слой, паровая турбина, воздух, сепаратор, дрова, циклоны, дизель-электрогенератор, штуцер, форсунка-распылитель, конструктивный расчет, экономический эффект, аксонометрическая схема.
• Данная дипломная работа выполнялась на кафедре ТЭС МЭИ с использованием научных разработок крупнейших машиностроительных заводов нашей страны, а также с использованием учебных пособий СПбГТУ, НГТУ, УрТИСИ.
• В дипломном проекте рассматривается применение газогенератора совместно с дизель-электрогенераторами и создание на базе данной схемы мини-ТЭЦ работающей на дровах из лиственницы.
• В основной части дипломного проекта рассматривается мировой опыт строительства ТЭЦ на газогенераторах, приводится химический расчет топлива для газогенератора, описываются основные узлы и агрегаты для построения мини-ТЭЦ. Даются технические характеристики котла-утилизатора и принцип работы газогенератора.
• В расчетной части проекта производится термодинамический расчет ГТУ, производится расчет котла-утилизатора УТК-80. Подбирается и рассчитывается пароохладитель. Производится тепловой и гидравлический расчет паропровода. Выбирается и обосновывается схема энергоснабжения предприятия, для которого создается мини-ТЭЦ.
• В индивидуальном задание рассмотрены вопросы автоматизации процессов работы газогенератора.
• В части безопасности жизнедеятельности рассмотрены, вопросы, связанные с экологичностью проекта, а также составлена инструкция по технике безопасности при эксплуатации оборудования.
• В экономической части рассчитан экономический эффект.
• В результате изучениях всех аспектов сделаны выводы об эффективности создания дизельной газо-паротурбинной мини-ТЭЦ на основе усовершенствования существующих конструкций газогенераторов: УТГ-600. В ходе опытно-промышленной эксплуатации указанных аппаратов на них были достигнуты следующие технико-экономические показатели: КПД 80-85 %; низшая теплота сгорания генераторного газа Q^r = 4,0-6,0 МДж/м.


Введение

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов - важнейшая задача, значимость которой все возрастает. Основными направлениями экономического развития России предусмотрена программа развития топливно-энергетического комплекса и экономии энергоресурсов. В частности, планируется переход на энергосберегающие технологии производств, сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования энергоресурсов.

Значительная экономия топливно-энергетических ресурсов может быть достигнута при более широком вовлечении в топливно-энергетический баланс страны экологически чистых энергоресурсов. Коэффициент полезного теплоиспользования для многих процессов не превышает 15-35%.

В соответствии с принятыми методическими положениями по выявлению и направлениям использования энергетических ресурсов на промышленных предприятиях под вторичными энергоресурсами подразумевают энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах, который не используется в самом агрегате, но может быть частично или полностью использован для энергоснабжения других агрегатов. Под энергетическим потенциалом понимается наличие в указанных продуктах определенного запаса энергии (химически связанной теплоты, физической теплоты, потенциальной энергии избыточного давления).

Ресурсы можно использовать в качестве топлива либо непосредственно (без изменения вида энергоносителя), либо за счет выработки теплоты, электрической энергии, холода, механической работы в утилизационных установках.

Энергетические ресурсы разделяют на три основные группы:

1) горючие - побочные газы плавильных печей (доменный, колошниковый, газ шахтных печей и вагранок, конверторный и др.);

2) тепловые - физическое тепло отходящих газов технологических агрегатов; физическое тепло основной и побочной продукции; тепло рабочих тел систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и установок; тепло шлаков, золы; тепло горячей воды и пара отработавших технологических силовых установок;

3) избыточного давления - потенциальная энергия газов, жидкостей покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующей ступенью использования этих жидкостей или при выбросе их в атмосферу, водоемы, емкости и другие приемники.

Использование горючих ресурсов особых затруднений не вызывает, и они используются на промышленных предприятиях с достаточной полнотой (90-95%) и эффективностью. Использование тепловых ресурсов еще недостаточно и составляет в среднем 30-40%. Вторичными энергоресурсами располагают практически все отрасли промышленности, в которых имеются теплотехнические установки.

В данном дипломном проекте рассмотрена возможность увеличения производства электрической энергии за счет использования тепла газов.

Анализ энергетической системы ОАО «АмурЛесХоз» показывает, что древесное топливо используются неэффективно.

Высокий абразивный износ предвключенных испарительных поверхностей приводит к снижению надежности работы агрегатов, а неэффективная работа поверхностного пароохладителя приводит к уменьшению КПД агрегатов.

В данном проекте предлагается создание мини-ТЭЦ, с установкой 1-ого газо-парогенератора суммарной электрической мощностью до 20 МВт.

Для достижения поставленной задачи требуется:

– исследовать мировой опыт строительства и эксплуатации станций с газогенераторами;

– описать технологию работы газогенератора, а также процесс подготовки топлива;

– охарактеризовать производителей основного оборудования;

– произвести тепловой расчет агрегатов;

– разработать пакет инженерно-строительной документации в среде Autodesk AutoCAD.

Кроме того, рассмотрены вопросы автоматизации, защиты окружающей среды, численности рабочих.

Проведена оценка ожидаемых технического и экономического эффектов.

Полученные результаты могут быть использованы для реконструкции существующих и вновь проектируемых мини-ТЭЦ.

Проведенные исследования базировались на сочетании расчетных методов, основанных на фундаментальных термодинамических, физико-химических и технических представлениях о тепловых процессах в промышленных энергетических установках, работающих на растительной биомассе.



1.Основная часть

• 1.1 Мировой опыт строительства и эксплуатации станций с газогенераторами
• Энергетическое производство трансформирует энергетический потенциал твердого, жидкого и газообразного ископаемого топлива в товарный вид - тепло и электричество.
• Объемы энергопотребления в современном обществе огромны. Минимизация энергопотребления и оптимизация производственных процессов в промышленно-развитых странах дополнена организацией отопления зданий за счет автономных, расположенных на чердаках или технических этажах, паровых котельных на газе и электричестве. Децентрализация отопления зданий предоставляет возможность беспрепятственно осуществлять прямые рыночные расчеты поставщиков энергии с ее потребителями (например, жильцами конкретного жилого дома).
• Промышленность же ограничилась созданием узловых электростанций с попутной выработкой генераторного газа в случае применения твердотопливных энергоносителей: дров, торфа, каменного угля или твердых бытовых и производственных отходов. При подобном положении вещей в экономии энергии заинтересованы, прежде всего, конкретные потребители, а не различные посредники.
• Состояние отечественного рынка котельного оборудования определяется в первую очередь жесткой внутрироссийской конкуренцией заводов-изготовителей, обусловленной наличием созданных еще во времена СССР огромных производственных мощностей. Так, мощности одного только Бийского котельного завода превышают производственные возможности всех европейских котлостроительных предприятий вместе взятых.
• Несмотря на относительно низкие тарифы на энергию и недостаток инвестиционных ресурсов электроэнергетической отрасли России, к настоящему времени в стране сложился достаточно развитый и многообразный рынок энергогенерирующего оборудования.
• Рынок паровых энергетических котлов характеризуется отсутствием в последнее десятилетие строительства новых крупных тепловых электростанций, использующих паросиловой цикл. Производственная программа основных изготовителей этого оборудования в целом по стране сокращена практически на порядок. Основные заказы приходятся на программы по ремонту и модернизации эксплуатирующегося оборудования энергоснабжающих организаций РФ и стран ближнего зарубежья. Исключение составляют редкие разовые заказы на вновь изготовляемое оборудование, обусловленные завершением строительства «замороженных» энергетических объектов (например достройкой второго энергоблока 800 МВт Нижневартовской ГРЭС), или еще более редкие заказы энергокомпаний стран «третьего мира» (например, энергоблоки 800 МВт на угольной ТЭС «Суйчжун» в Китае).
• Рынок крупных (50-180 Гкал/ч) водогрейных котлов гораздо более динамичен, так как, по сравнению с энергетическими, они, во-первых, рассчитаны на гораздо меньший срок службы, а во-вторых, новое строительство этих объектов сейчас более востребовано.
• Наиболее динамичным сегментом рынка теплогенерирующего оборудования, уступающим только сегменту бытовых маломощных котлоагрегатов, является рынок блочно-модульных котельных полной заводской готовности. Его бурный расцвет вызван жесткой конкуренцией производителей, формирующей доступные цены, и востребованностью этого оборудования как в промышленной, так и в коммунальной сферах.
• Конкуренция изготовителей котельного оборудования позволяет отечественным компаниям, в отличие от зарубежных поставщиков аналогичного оборудования, сдерживать цены в пределах 30-50% от стоимости готовой установки. Более того, уже сейчас большинство отечественных фирм предоставляют услуги по продаже оборудования, его проектной привязке и монтажу котельных установок в течение одного-двух месяцев при нулевых первоначальных платежах и льготных условиях последующих выплат. Это в свою очередь дополнительно стимулирует рост рынка блочно-модульного котельного оборудования и обострение конкуренции на рынках тепла.
• Стандартный состав оборудования блочно-модульных котельных (БМК) средней и большой мощности (5-30 Гкал/ч), как правило, включает блоки водоподготовки, горячего водоснабжения и дымовую трубу. Для маломощных БМК (до 5 Гкал/ч) изготовители предлагают перечисленные опции в качестве дополнительных, а в стандартной комплектации устанавливают упрощенные блоки водоподготовки и укороченные (транспортабельный вариант) дымовые трубы, повышая тем самым ценовую конкурентоспособность предлагаемых изделий. Установка на маломощных БМК полной номенклатуры оборудования и полноразмерных дымовых труб приводит к их удорожанию на 15-30%.
• Электроэнергия редко используется энергоснабжающими организациями для отопления (независимо от себестоимости и тарифов) в силу невысокой эффективности ее выработки для конечного потребителя (по первичной энергии) за исключением случаев:

– создания систем временного, аварийного или децентрализованного отопления;

– локализованных энергозон с наличием крупных ГЭС или АЭС и со слабыми внешними связями (например, ОАО «Колэнерго»);

– применения возобновляемых источников энергии (тепловых насосов).

Исключение составляют системы резервного горячего водоснабжения, для которых применение других энергоносителей в городских условиях невозможно по экологическим и технологическим причинам.

Рынок автономных электростанций характеризуется широким диапазоном мощности при разных массогабаритных и ресурсных показателях базовых дизель-генераторов. Анализ мировых продаж электростанций на основе поршневых двигателей, выполненный специалистами компании «Diesel & Gas Turbine World-wide», свидетельствует о значительном увеличении их продаж начиная с 1990 г. При этом отмечается тенденция по смещению спроса с аварийных электростанций к электростанциям, работающим в базовом режиме и обладающим большим назначенным ресурсом. Особый интерес для потребителя представляют станции, работающие на газовом топливе.

Наибольшей популярностью и в мире, и в России сегодня пользуются поршневые агрегаты на дизельном и газовом топливе установленной электрической мощности 200-1500 и более кВт, которые применяются, как правило, для энергоснабжения обособленных населенных пунктов и промышленных предприятий, прежде всего с непрерывным технологическим циклом.

Газопоршневые агрегаты (ГПА) и газодизельные агрегаты (ГДА) представляют собой более совершенную модификацию классических дизельных агрегатов, приспособленных работать либо на чистом газе (ГПА), либо на смеси газа с дизельным топливом (ГДА). Основное преимущество газопоршневых агрегатов перед дизельными - более дешевое топливо.

Даже при использовании в качестве резервного топлива сжиженной газовой смеси пропан-бутан стоимость единицы электрической энергии, произведенной на газопоршневой установке, при сложившихся на текущий момент ценах примерно в 1,3 раза ниже, чем на дизельной. Кроме того, ГПА экологически безопасны: уровень выбросов у них в три раза меньше, чем у дизельных энергоагрегатов. Топливом для ГПА может служить как природный газ, так и газы с низкой теплотворной способностью, малым содержанием метана и низкой степенью детонации (пиролизный, древесный, коксовый газ, биогаз и т. д.) или газы с высокой теплотворной способностью (факельный, пропан, бутан). Настройка ГПА на конкретный вид топлива, как правило, незначительно влияет на его стоимость, но производится на заводе-изготовителе.

Все производители газотурбинных установок (ГТУ) предусматривают возможность оснащения своей продукции котлами-утилизаторами тепла выхлопных газов. При этом суммарный коэффициент использования теплоты сгорания топлива может достигать 85-90%. Чем ниже электрический КПД базовой ГТУ, тем больше тепловой энергии может быть выработано на газотурбинной теплоэлектроцентрали (ГТУ-ТЭЦ) при традиционной схеме построения котла-утилизатора. При этом сохраняется взаимосвязь режимов работы станции по электрическому и тепловому графикам, присущая установкам для совместной выработки тепла и электричества. Однако более сложные котлы-утилизаторы могут оснащаться системой дожига топлива, которая играет роль своеобразного пиково-газового котла или газо-газового подогревателя, увеличивая выработку тепловой энергии ГТУ-ТЭЦ при неизменном режиме работы ГТУ по электрическому графику. При этом электрический КПД ГТУ-ТЭЦ снижается.

На сегодняшний день в России эксплуатируются порядка 10 ГТУ-ТЭЦ, и около 30 проектов находятся в той или иной стадии реализации.

Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой ГТУ с котлом-утилизатором, вырабатывающим пар, который, в свою очередь, подается на паросиловую конденсационную турбину. При этом суммарный электрический КПД установки может достигать 50-60%.

Парогазовые теплоэлектроцентрали (ПГУ-ТЭЦ) - модификация ПГУ, где вместо конденсационной стоит теплофикационная паросиловая турбина. При некотором снижении электрического КПД возможна совместная выработка электрической и тепловой энергии. Суммарный коэффициент использования теплоты сгорания топлива может достигать 85-90%, и устанавливается жесткая связь между выработкой тепла и электроэнергии.

В России эксплуатируются всего две установки ПГУ-ТЭЦ, еще шесть - на стадии строительства.

Огромный опыт строительства и эксплуатации энергетических ГТУ в России принадлежит ОАО «Газпром». Уже несколько лет эта компания активно развивает программу технического перевооружения, целью которой является покрытие производственных нужд в энергии за счет собственной генерации. Схожие программы по энергоснабжению отдаленных промыслов за счет собственной генерации имеют все нефтяные компании РФ.

ОАО «Энергомашкорпорация» в 2002 году анонсировало программу строительства тысячи энергоблоков по 9 МВт на основе ГТУ собственной разработки на базе муниципальных энергоснабжающих организаций городов РФ и крупных промышленных предприятий. Сегодня работают восемь таких энергоблоков в Белгороде, Вельске и Реже, на стадии строительства находятся не менее 30 энергоблоков.

К настоящему времени в России сформировался достаточно насыщенный и динамичный рынок энергооборудования малой и средней мощности. Наибольшим спросом у потребителей пользуются блочно-модульные котельные, дизельные станции и небольшие ГТУ-ТЭЦ.

Хотя нам и удалось выявить зависимость удельной стоимости агрегатов от их установленной мощности, на практике разброс цен очень велик: на их уровень оказывают влияние как конструктивные особенности конкретных проектов энергоисточников, так и ряд других факторов, плохо поддающихся учету и оценке.

Большая часть заказов на энергоисточники поступает сегодня от промышленности (как правило, от компаний, работающих на севере России, имеющих свой дешевый природный газ или источники промышленных газов). Все больший интерес к собственным источникам энергоснабжения проявляют коммунальные службы и компании сферы услуг (торгово-развлекательные комплексы, гостиницы и т. п.).



1.2 Основные производители

Крупнейшие моторостроительные предприятия России, занимающиеся производством теплостанций, работающих на газопаровых агрегатах, расположены в Барнауле, Волгограде, Екатеринбурге, Коломне, Нижнем Новгороде, Санкт-Петербурге, Тутаеве, Чебоксарах, Ярославле.

Среди отечественных производителей ГПА наиболее известны следующие:

– ОАО «Барнаултрансмаш» (Барнаул) - агрегаты электрической мощностью 16-200 кВт на напряжение 0,4 кВ;

– АО «РУМО» (завод «Двигатель революции», Нижний Новгород) - агрегаты мощностью 224-1000 кВт, работающие на природном и попутном газах параллельно с другими электростанциями в общей сети напряжением 6-10 кВ;

– ОАО «Турбомоторный завод» (Екатеринбург) - дизель-генераторы и электростанции мощностью 100-1000 кВт;

– ПО «Русский дизель» (Санкт-Петербург) - газодизельные установки на природном газе мощностью 1500, 2700, 3500 и 5000 кВт;

– ЗАО «Энергобалт» - газодизельные установки на природном газе электрической мощностью 349 кВт;

– АО «Дизельпром» (Чебоксары) - газодизельные установки на природном газе электрической мощностью до 380 кВт, в том числе по лицензии концерна «Даймлер-Бенц»;

– ОАО «Звезда» (Санкт-Петербург) - дизель-генераторы, газодизельные и газо-поршневые установки на природном и попутном газах мощностью до 1,05 МВт, в том числе по лицензии ведущих мировых производителей по выбору заказчика.

Среди зарубежных фирм-производителей и российских компаний, специализирующихся на ДС и ГПА на базе импортного оборудования, можно выделить следующие:

– энергетическая компания «Прогресс» (Санкт-Петербург);

– компания «Звезда-Энергетика» (Санкт-Петербург);

– Deutz Energy (Германия) - один из крупнейших производителей когенерационных установок: его мощностной ряд покрывает диапазоны 180-4000 кВт электрической и 265-4230 кВт тепловой мощности;

– Tedom Energo - чешский производитель когенерационных установок электрической мощностью 22-3891 кВт и тепловой мощностью 388-3047 кВт;

– Jenbacher AG (Австрия) - электрическая мощность 330-3047 кВт, тепловая - 388-3047 кВт.

Резкое падение спроса на традиционные паросиловые турбины большой мощности (60-800 МВт) привело к обострению конкуренции двух основных российских производителей этого оборудования: Ленинградского металлического завода (ЛМЗ, Санкт-Петербург) и Турбомоторного завода (ТМЗ, Екатеринбург). К настоящему моменту позиции первого оказались более прочными: на ТМЗ введена процедура банкротства. Основные заказы, выполняемые ЛМЗ, - модернизация отработавших свой ресурс турбин, находившихся в эксплуатации в РФ, СНГ и странах бывшего соцлагеря. Большая часть нового строительства - паросиловые конденсационные турбины АЭС и теплофикационные турбины для ПГУ-ТЭЦ большой мощности (450 МВт), в том числе по экспортным поставкам для немецкого концерна Siemens.

Основной производитель паросиловых турбин малой мощности (0,5-12 МВт) - Калужский турбинный завод (КТЗ), большую часть продукции которого составляют утилизационные турбины для промышленных предприятий и паросиловые для ПГУ средней мощности (до 60 МВт).



1.3 Описание технологии и подготовка топлива

Под термической газификацией понимается пиролиз, приспособленный для максимально эффективного получения производного газообразного топлива, т.е. сжигание твердого топлива при температуре 800-1500 °С в присутствии минимального количества кислорода воздуха и водяного пара. В процессе газификации образуется генераторный газ (синтез-газ) с теплотой сгорания 4,5-6,0 МДж/м³. КПД термической газификации определяется, как отношение теплоты сгорания производного топлива к теплоте сгорания используемой в процессе пиролиза биомассы, и достигает 80-90%.

Основная цель термической газификации - обеспечение выработки в процессе конверсии биомассы более ценного в энергетическом отношении и удобного в эксплуатации вида газообразного топлива за счет резкого снижения содержания смолы или полного удаления не окислившейся смолы из газа путем крекинга. Это позволяет использовать генераторный газ в дизельных двигателях, транспортировать его по трубопроводам и в присутствии пропана хранить в баллонах высокого давления в сжатом виде. Более-менее производительный пиролизер - это пиролизер с внутренним обогревом реактора и поярусно перемешиваемыми циркуляционным образом слоями биомассы.

При пиролизе часть летучих веществ конденсируется в воду и в органические соединения в виде пиролигенных кислот, альдегидов, спиртов. Смоляная фракция содержит высокомолекулярные сахара, производные фурана и фенольные соединения. Из смолы выделяют синтетические масла, деготь, ацетон и другие продукты.

Газообразные продукты при пиролизе - это синтез-газ, состоящий из смеси водорода Н₂ и монооксида углерода СО, которые используются в качестве топлива для пиролизера либо для тепловых двигателей. В присутствии катализатора при температуре реакции 250-380 °С и давлении 5-15 МПа эти газы являются основой для получения метилового спирта (метанола). Метанол используют как моторное топливо, а также в качестве хладагента в холодильных установках. Наиболее распространены газификаторы биомассы в кипящем слое. Кроме газификации в кипящем слое, имеется и немало иных методов термической газификации: атмосферная газификация и газификация под давлением, газификация при паровоздушном или кислородном дутье и т.д.

Вырабатываемое газообразное топливо удобнее в эксплуатации, экологически чище и транспортабельнее, чем исходная биомасса. Химические продукты пиролиза пользуются спросом и как ингредиенты процессов последующей переработки, и как непосредственно товарная продукция.

Устройства для частичного сжигания биомассы, проектируемые в расчете на получение максимального выхода именно газов, а не других продуктов сгорания, принято называть газогенераторами. Существуют газогенераторы послойной газификации в прямом процессе и послойной газификации в обращенном процессе.

При обращенном процессе газификации образующийся газ выходит снизу газогенератора через нижнюю часть шахты с высокими температурами. В этом случае происходит термолиз образующихся вредных веществ и резко уменьшается содержание смол, фенолов и других веществ в полученном газе. Поэтому, с целью достижения наивысшей эффективности использования топлива и снижения объема вредных выбросов, целесообразно древесное топливо первоначально переводить в генераторный газ, а затем сжигать в котлах или в двигателях внутреннего сгорания. Генераторный газ из древесины чище подобного газа, полученного из угля и мазута.

Комплекс газогенераторной установки для производства генераторного газа, предназначенного к последующему использованию, состоит из узла подготовки древесного сырья, его хранения и подачи в газогенератор, собственно газогенератора или блока газогенераторов, газгольдерной станции для сбора и хранения газа, системы подготовки, распределения и подачи газа потребителям, узла подготовки сжатого газа и поставки его потребителям в газовых баллонах.

Твердое, жидкое и газообразное биотопливо, произведенное из древесного сырья, может быть использовано в различных энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в двигателях внутреннего сгорания лесохозяйственных машин. При этом весь процесс может происходить либо вообще без потребления органического топлива, либо при его незначительном расходе.

Следует критически относиться к устоявшимся воззрениям о том, что только ископаемые виды топлива и в первую очередь природный газ - пропан без проблем обеспечат все сферы нашей жизни. В высокоразвитых странах давно определили, что самые ценные топливные продукты следует пускать на производство промышленной товарной массы. В других же случаях там стараются обходиться технологиями переработки вторичных топливных ресурсов (стружки, опилки, солома, мусор и проч.) и малоценного топлива (бурый уголь, торф и проч.) в генераторный газ. Используют его, например, жители городов через системы централизованной газификации.

Основную долю энергетического топлива растительного производства составляют отходы древесины (рис.1.1), которые складываются из отходов лесозаготовительных и деревообрабатывающих предприятий.

Рис. 1.1 Основные виды отходов растительной биомассы



Для указанной группы отходов характерно, что они концентрируются в пределах одного предприятия и не требуют расходов на транспортировку (в том случае, если используются непосредственно для энергообеспечения предприятия).

Довольно значительную группу составляют сельскохозяйственные отходы. Сюда следует отнести отходы пищевой промышленности, а также других технологий, связанных с переработкой сельскохозяйственной продукции.

Существующие технологии переработки растительной биомассы систематизированы на рисунке 1.2.

Рис.1.2 Основные технологии переработки растительной биомассы

Анализ топливных свойств древесной биомассы показывает их большое сходство и мало зависит от породного состава и места произрастания. Более разнообразны теплотехнические характеристики сельскохозяйственных отходов, изменяющиеся, в основном, за счет значительных колебаний зольности и содержания минеральной части.

Однако следует отметить, что на топливные характеристики растительной биомассы значительное влияние оказывают такие факторы, как условия транспортировки и хранения. Так, например, отходы переработки древесины, имеющие в момент образования влажность Ж_р порядка 40 %, через год хранения могут увеличить свою влажность до 68-70 %.

Выбор технологии при решении поставленных задач связан как со свойствами биомассы, так и с технологическими возможностями ее переработки в различных конкретных условиях. Для решения задачи обеспечения автономного энергоснабжения удаленных потребителей с тепловой нагрузкой до 5 МВт и утилизации отходов растительной биомассы наиболее целесообразным, наряду с прямым сжиганием, представляется использование технологии термохимической газификации в аппаратах слоевого типа с воздушно-атмосферным дутьем. Данные установки наиболее просты в конструктивном оформлении и при эксплуатации. Получаемый газ имеет относительно низкую теплоту сгорания (Q^r = 3,5-5,0 МДж/м³), но пригоден для использования в ДВС и топочных устройствах. Получение генераторного газа средней (Q^r = 10-20 МДж/м³) и высокой (Q ^r более 20 МДж/м³) калорийности технически возможно при использовании парокислородного дутья или аллотермического процесса газификации. Техническая реализация подобных процессов в условиях установок малой и средней мощности, предназначенных для автономного электроснабжения, существенно увеличила бы капитальные затраты на сооружение и требования к квалификации эксплуатационного персонала.

Рассмотрим существующие результаты лабораторных, стендовых и опытно-промышленных исследований, проведем анализ погрешностей и дадим описание вспомогательных устройств для проведения опытов.

Растительная биомасса довольно существенно различается по своим физико-техническим характеристикам. Исследования проводились с группой основных видов растительной биомассы, а именно: древесная щепа, лесосечные отходы, кородревесные отходы, сельскохозяйственные отходы (лузга подсолнечника, костра канатная, шелуха овса), отходы деревообрабатывающих комбинатов, лигнин. В ходе эксперимента для названных выше сред варьировались дисперсность, фракционный состав, влажность и минеральные составляющие. Определялись физико-технические характеристики растительной биомассы: влажность, зольность, газовая проницаемость и т. д.

При этом использовались как стандартные методики, так и специально разработанные измерительные средства: пробоотборники, термометрические зонды.

Газовая проницаемость засыпок из растительных материалов определялась по формуле (1.1):

(1.1)

где м - динамическая вязкость фильтрующегося газа, Н•с/м;

q - объемный расход газа, м³ /с;

S - площадь поперечного сечения слоя, м² ;

Др - перепад давления на длине ДL, Па.

Определение перепада давления в зернистом слое производилось на экспериментальной установке (рис. 1.3), которая включала в себя бункер 7 круглого сечения диаметром 0,1 м, оснащенный шестью U-образными манометрами (1-6), воздушную камеру 8 с пористой засыпкой, газовый счетчик 9, воздуходувку 10 и решетку для грузов 11. Воздух поступал в воздушную камеру, проходил сначала через слой пористой засыпки и далее через слой растительных частиц, пористость которой регулировалась путем установки грузов на решетку 11, располагаемую на верхней границе слоя. Перепад давления Др измерялся в шести точках по высоте слоя при различных значениях расхода фильтруемого газа.

Рис. 1.3. Схема установки для определения газовой проницаемости

Далее строилась зависимость Дp = f(q), пример которой приведен на рис. 1.4.

Рис. 1.4. График зависимости перепада давления по высоте засыпки от объемного расхода газа

Тангенс угла наклона получаемых прямых относительно оси абсцисс составлял:



(1.2)

Тогда, в соответствии с законом Дарси(1.3), газовая проницаемость засыпки равна:

(1.3)

Эксперименты проводились на щепе и коре при различной высоте засыпки и влажности. Для определения теплопроводности засыпок был изготовлен зонд (рис.1.5).

Рис. 1.5. Зонд для определения теплопроводности

Зонд представлял из себя корпус 1 со встроенными нагревателем и термопарами, оснащенный рукояткой 2. Также в комплект зонда вошли удлинительный кабель 3 с термопарными электродами, токоподводами нагревателя и механическим арматурным стальным проводом и разделительная коробка 4 с разъемами термопарных компенсационных проводов и токопроводов блока питания нагревателя.

Корпус зонда представлял из себя двойной цилиндр. Наружный был сделан из нержавеющей стали с наконечником конической формы 5, облегчающим введение зонда в исследуемый материал и изготовленным из алюминиевого сплава Д16Т.

Теплопроводность в режиме равномерного разогрева зонда определялась по формуле(1.4):

(1.4)

где Q_лин - линейная мощность (тепловыделение на единицу длины зонда);

t _i - значение текущего времени;

t ₀ = t _нач > 0 - «постоянная зонда» - время, после которого регистрируются соответствующие значения температуры T₁ (t₁), T₂ (t₂).

Анализ проб по определению горючих компонентов H₂, СО, СН₄ производился на хроматографе «Газохром-3101». Представительность пробы и полнота осреднения по сечению контролировались сравнением ее со средним значением состава газа, полученным по пробам, отобранным из разных точек сечения.

Для отбора проб газа был разработан специальный пробоотборник, обеспечивающий представительность пробы запыленного потока (рис. 1.6).

Перед каждым опытом производилась калибровка хроматографа эталонным газом. Химический недожог по результатам анализа определялся по формуле (1.5):



(1.5)

Относительная погрешность измерения на хроматографе +5%. Порог чувствительности, % об.: Н₂ - 5•10^-4; СО - 1•10^-3; СН₄ - 1•10^-3.

Рис. 1.6. Схема отбора проб для проведения анализа состава генераторного газа

Рассмотрим существующие математические модели процесса пиролиза растительной биомассы. В основе большинства таких моделей лежат уравнения тепло- и массопереноса, учитывающие кинетику процесса термического разложения. Баланс энергии для топлива (1.6):

(1.6)

где Q^r_iT - низшая теплота сгорания топлива, Дж/м³;

w_t - скорость движения топлива, м/с;

Е_т - удельная теплопроизводительность топлива, Вт/м³;

Г_i - интенсивность массообмена i-ой компоненты, кг/(с•м³);

h_пi - энтальпия пиролиза i-ой компоненты, Дж/кг;

л^р - коэффициент радиационной теплопроводности топлива, (Вт/м•К);

Т_т - температура топлива, К.

Баланс энергии для газовой смеси (1.7):

(1.7)

где Q _{i Г} - низшая теплота сгорания газа, Дж/м³;

w _Г - скорость газа, м/с;

Е_г -удельная теплопроизводительность газа, Вт/м ;

S_вхi - удельный массовый расход i-ой компоненты на входе в зону пиролиза, кг/(м -с);

h_вхi - энтальпия i-ой компоненты на входе в зону пиролиза, Дж/кг.

Скорость газовой смеси (по закону Дарси) (1.8):

(1.8)

где К - проницаемость топлива, м²

м_г - динамическая вязкость газа,

кг/(м - с); р - давление газа, Па;

И - угол между направлением движения и вертикалью, град;

с_г - плотность газа, кг/м³;

w _т - скорость движения топлива, м/с.

Основные проблемы связаны с тем, что термодинамические расчеты позволяют судить лишь об общих закономерностях изменения равновесного состава системы в зависимости от ее исходных параметров. Теоретические представления не учитывают в полной мере реальные факторы эксплуатации газогенераторов в промышленных условиях. Сюда можно отнести: изменение порозности и фракционного состава по мере продвижения топлива по аппарату, спекаемость частиц топлива, зависание слоя и т.д.

Таким образом, возникают проблемы, что для создания математической модели необходимы многочисленные предположения. Это приводит к тому, что не удается получить совпадение расчетных и экспериментальных данных во всем диапазоне режимных параметров и необходимо создавать опытно-промышленные образцы, на которых можно получить экспериментальные данные по процессам газификации.

Рассмотрим технические характеристики газогенераторов Г-50 и УТГ-600.

Таблица 1.1 Технические характеристики газогенераторов Г-50 и УТГ-600

№	Наименование параметров и характеристики	Г-50	УТГ-600
1	Номинальная тепловая мощность, кВт	100	600
2	Относительная влажность сырья, %	до 30	до 40
6	Зольность топлива, %(вес.)	до 5,0	до 5,0
7	Рабочее давление в газогенераторе, кПа	102	102-105
8	Температура в камере газификации, °С	500-100	500-1100
9	Низшая теплота сгорания генераторного газа, МДж/м3	4,0-5,0	4,0-6,0
10	Состав сухого генераторного газа
	СО	14-22	14-30
	СО2	8-15	10-12
	Н2	10-17	4-18
	СnНm	1-4	1-3
	N2	50-60	50-55
11	Термический КПД, %	82	85
12	Потребляемая электрическая мощность, кВт	до 1,0	до 15
13	Габаритные размеры газогенератора, мм	1880х550х550	5240х3100х304
14	Содержание влаги в газе, %(вес.)	до 10	до 25
15	Расход сухого газа, м3/ч	80	500
16	Содержание смол, г/м3	до 0,5	до 0,5
17	Содержание частиц, г/м3	до 0,1	до 0,1



Газогенератор Г-50 обратного типа предназначен для получения генераторного газа путем переработки углеродсодержащих материалов (древесина, торф, уголь, сельскохозяйственные отходы и т.п.). Получаемый газ может быть использован в качестве топлива в любых энергетических установках (топки котлов, сушилок и т. д.), двигателях внутреннего сгорания, а также в качестве энергоносителя систем технологического и бытового теплоснабжения предприятий (приложение 1).

В опытах на данном газогенераторе, в основном, использовалось топливо хвойных пород (сосна, ель) влажностью 10-30 %. Размер кусков топлива колебался в пределах 50-150 мм. Растопка генератора осуществлялась с помощью эжектора при заполненном бункере. Вместимость бункера газогенератора составляла порядка 40 кг при влажности топлива около 20 %. Длительность растопки существенно зависела от температуры наружного воздуха (рис. 1.7).

Рис. 1.7. График зависимости длительности растопки от температуры наружного воздуха W₁ - 20 - 25 %; W₂ - 28 - 32 % ; W₃ - 35 - 45 % - относительная влажность исходного топлива

Одна загрузка бункера обеспечивала работу газогенератора на номинальном режиме в течение 1-1,5 часа (тепловая мощность 100 кВт). Разброс времени вызван тем, что дозагрузка может производиться при разной высоте слоя оставшегося в газогенераторе топлива (рис. 1.8).

Загрузка через 1,5 часа работы связана с опасностью выброса пламени при открытой верхней крышке газогенератора. Хотя при осуществлении дозагрузки топлива подача воздуха на дутье прекращалась.

Максимальная тепловая мощность, достигнутая при работе газогенератора, составила 150 кВт при работе на древесине с влажностью 17 % и 170 кВт при работе на древесном угле. Соотношение газ/воздух при работе на древесине равнялось 1,4-1,6 м³ газа/м³ воздуха, что согласуется с литературными данными.

Рис. 1.8. График зависимости теплотворной способности генераторного газа от периодичности загрузки топлива. W_; - 20 - 25 %; W₂ - 28 - 32 %; W₃ - 35 - 45 % - относительная влажность исходного топлива.

Газогенератор УТГ-600 обратного типа предназначен для термохимической переработки растительного сырья, торфа, бурых углей, сельскохозяйственных и бытовых отходов в горючий газ (приложение 2).

Получаемый газ может быть использован в качестве топлива в топках любых энергетических установок (котлов, сушилок и т. д.), двигателях внутреннего сгорания, а также в качестве энергоносителя в технологических схемах.

В ходе испытаний определялись температурные параметры процесса, расход генераторного газа, режим работы основного оборудования. Результаты подтвердили работоспособность установки УТГ-600.

Учитывая такие факторы, как возможность забивания решетки при использовании высокозольного топлива, падение калорийности получаемого газа при увеличении влажности топлива, ухудшение сходимости топлива в шахте газогенератора при большом количестве мелкофракционного топлива, были разработаны требования, предъявляемые к исходному топливу: влажность топлива менее 30-35 % (вес.) (рис. 1.9); температура размягчения золы не ниже 1100°С; количество мелкофракционного сырья не должно превышать 25 %; зольность топлива не более 5 %.

Рис. 1.9. График зависимости низшей теплоты сгорания генераторного газа от влажности исходного топлива

Газогенератор Г-3 был спроектирован по заказу Пологовского масло-экстракционного завода (Украина). Он предназначен для газификации лузги семян подсолнечника, отходов маслоэкстракционных заводов (приложение 3). Основным топливом является подсолнечная лузга, что позволило получить экспериментальные данные по газификации мелкодисперсного сырья. Газогенератор Г-3 работает по прямому процессу. При испытании газогенератора были достигнуты режимные параметры, представленные в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Основные технические показатели газогенератора Г-3.

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Номера замеров	Средние значения
			1	2	3
1.	Зольность	%	2,01	2,01	1,9	2,0
2.	Выход летучих	%	75,5	76,0	76,5	76,0
3.	Расход топлива	кг/ч	1250	1250	1250	1250
4.	Производительность установки по газу	кг/ч	2340	2340	2340	2340
5.	Производительность установки по теплоте	кВт	2300	2300	2300	2300
6.	Температура генераторного газа в зоне газификации	°С	1000	1100	1300	1100

Проведенный анализ позволяет сделать ряд выводов:

- газогенераторы обеспечивают достаточную надежность и стабильность характеристик в ходе длительной эксплуатации;

состав генераторного газа обеспечивает теплоту сгорания не ниже 4 МДж/м³;

термический КПД российских газогенераторов составляет 80-85%, что находится на уровне показателей лучших зарубежных образцов;

действующие методики инженерных расчетов газогенераторов дают удовлетворительную сходимость с результатами промышленной эксплуатации.

Рабочие процессы и характеристики режимов эксплуатации двигателей на генераторном газе исследуются на установке, схема которой представлена на рис. 1.10.

Газ из газогенератора поступает в циклон 2 для очистки от крупных зольных составляющих, после чего он попадает в охладитель 3, где происходит охлаждение газа. Далее газ пропускается через скруббер 4, который представляет собой двухслойный фильтр, на поверхности которого конденсируются смолистые составляющие газа и частично водяные пары.

1 - газогенератор; 2 - циклон; 3 - газоводяной охладитель; 4 - скруббер;	5 - дроссельная шайба; 6 - заслонка; 7 - смеситель; 8 - дизель;	9 - горелка; 10 - слив конденсата; 11 - влагоотделитель; 12 - воздушный ресивер.

Рис.1.10. Стенд для испытания газодизеля с газогенератором Г-50:

После скруббера располагается влагоотделитель 11, в котором происходит отделение водяных паров, входящих в состав газа. Слив конденсата производится через патрубки 10. Далее очищенный и охлажденный до температуры порядка 40 °С газ поступает через заслонку 6 в смеситель 7, где происходит его смешение с воздухом. Подготовленная смесь поступает во всасывающий коллектор дизеля 8. Избыточное количество газа сжигается в горелке 9.

В табл. 1.3 приводятся сравнительные данные для ряда характерных режимов, снятых при работе одного и того же двигателя в режимах дизеля и газодизеля.

Таблица 1.3 Результаты сравнительных испытаний дизельного двигателя на генераторном газе и дизельном топливе

Эффективная мощность, кВт	Расход дизельного топлива, кг/ч	Температура отработавших газов, °C	Максимальное давление сгорания, МПа
	на диз. топливе	на газе и диз. топливе	на диз. топливе	на газе и диз. топливе	на диз. топливе	на газе и диз. топливе
15	4,18	2,50	340	330	5,3	5,0
20	4,90	2,50	395	390	5,6	5,5
22,5	5,92	2,48	475	455	5,8	5,6
25	6,93	2,59	530	510	6,0	6,3

Эти данные наглядно показывают, что с увеличением мощности относительная доля дизельного топлива снижается. На номинальной мощности относительный расход дизельного топлива снижается на 80 % (по теплоте). При этом абсолютный расход дизельного топлива в диапазоне мощностей от 50 до 100 % меняется мало (от 2,48 до 2,59 кг/ч).

Рис. 1.11. Изменение экологических параметров дизеля 1Ч18/20 на дизельном топливе и по газодизельному циклу на генераторном газе на оборотах n = 1000 мин^-1 по нагрузочной характеристике ф_оп = 30° пкв

Из табл. 3 также видно, что с переходом на генераторный газ снижается температура отработавших газов. Причем наибольшее снижение (с 530°С до 510°С) происходит при номинальной мощности. Одновременно несколько снижается и давление сгорания топлива. Сопоставление экологических параметров дизеля и газодизеля (рис. 1.11) показывает существенное снижение дымности отработавших газов с 3,6 до 1,2 FSN на номинальном режиме; содержание окислов азота в выхлопных газах снижается с 0,092 до 0,065 %.

На рис. 1.12 представлен пример совмещенной индикаторной диаграммы рабочего процесса в цилиндре при работе дизеля на генераторном газе, получаемом из древесины с относительной влажностью W_p = 25%.

Рис. 1.12. Совмещенная индикаторная диаграмма при работе дизеля на генераторном газе и жидком топливе.

Приведенные фрагменты относятся к окрестностям «верхней мертвой точки поршня» (ВМТ), для которой угол поворота коленчатого вала двигателя ц = 0. Приведенные на рис. 12 данные получены при мощности 25 кВт и частоте вращения вала двигателя 1200 мин^-1 и показывают некоторое смещение рабочего процесса при переводе двигателя на генераторный газ в область больших значений ц. Диаграмма подтверждает, что качественно характеристики рабочего процесса при переходе с дизельного режима на газодизельный практически не меняются.

Проведенный анализ технологии по совокупности экспериментальных данных подтвердил возможность эффективной работы двигателя на генераторном газе. При этом получены следующие результаты:

- максимальной мощности газодизеля соответствует оптимальный расход газа. Дальнейшее увеличение расхода газа не приводит к росту мощности, а характеризуется значительным ростом содержания СО в выхлопных газах, что указывает на нарушение процесса сгорания. Дальнейшее увеличение расхода газа может привести к прекращению воспламенения запального топлива из-за низкого содержания кислорода в газо-воздушной смеси и, как следствие, к остановке двигателя. Сравнение параметров рабочих процессов дизеля и газодизеля показывает, что максимальные давления сгорания при сгорании топлива для них примерно одинаковы во всем диапазоне режимов. При этом протекание рабочего процесса газодизеля характеризуется переносом сгорания в область расширения, т. е. в область ц > 0. Проведенный анализ показывает, что чем больше доля генераторного газа в топливной смеси, тем при больших значениях ц происходит сгорание;

-для газодизельного режима характерна более высокая средняя скорость сгорания топлива, чем для чисто дизельного;

-использование в качестве сырья древесины повышенной влажности обуславливает повышение содержания влаги в газе (в паровой и капельной фазах). Существует пороговая влажность, при достижении которой мощность двигателя начинает падать;

сравнение экологических параметров дизеля и газодизеля показывает ряд преимуществ газодизеля. В частности, дымность отработавших газов газодизеля в 3-5 раз ниже, содержание окислов азота до 30 % ниже на всех режимах. Отмеченный характер изменения экологических параметров объясняется наличием паров воды в газе, обуславливающим снижение максимальной температуры сгорания.

Анализ расчетных характеристик генераторного газа, а также литературных источников по использованию газового топлива в различных отраслях народного хозяйства показал, что в настоящее время нет разработанных и испытанных, а тем более выпускаемых отечественной промышленностью оборудования и приборов по рациональному использованию генераторного газа в промышленных условиях. Поэтому в данном дипломном проекте предлагается проектировать и внедрить в промышленное производство энергетическую установку на растительной биомассе.

1.4 Описание основного и вспомогательного оборудования проектируемой станции

На основе анализа существующих и перспективных тепловых газогенераторных электростанций нами проанализирован ряд новых и усовершенствованных технических решений.

Предлагаемый нами вариант технологической схемы газогенераторной дизельной электростанции представлен на рис. 1.13 и включает в себя:

Рис.1.13 Схема газогенераторной дизельной электростанции

1. Камера с кипящим слоем под давлением

2. пароперегреватель

3. парообразователь с экономайзером

4. паровая турбина

5. конденсатор

6. бак для конденсата

7. циклоны

8. газовая турбина ГТУ

9. осевой компрессор ГТУ

10. воздухоочиститель

11. дрова

12. доломит

13. воздух

14. дизель-электрогенератор

15. , 16. насосы

17.сепаратор

18.дополнительная камера сгорания

Представленная на рисунке схема позволяет осуществить бинарный цикл, когда генерируемый в котле пар используется в паровой турбине, а продукты сгорания, имеющие высокое давление, используются в газовой турбине, что позволяет существенно повысить термический КПД установки, позволяет уменьшить габариты топочных устройств и вредные выбросы в атмосферу, появляется возможность сжигания дров.

Котлы с кипящим слоем под давлением по габаритам, по сравнению с котлами обычного типа, получаются на 60% меньше, поэтому при перевооружении устаревших ТЭС можно увеличить мощность энергоблока без использования дополнительной территории, повысить экономичность энергоблока, обеспечить соблюдение экологических требований. Установка может быть выполнена в модульном исполнении полностью в заводских условиях. Модули к месту установки можно транспортировать железнодорожным и воздушным транспортом, что позволяет свести до минимума объем монтажных работ на месте сооружения ТЭС, сократить срок строительства на 25%, сократить капитальные затраты на 10%.

Основные параметры электростанции мощностью 5000 кВт (рис. 13) представлены в табл.1.4.