Энергетические аспекты утилизации промышленных и бытовых отходов

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

2.2. Масштабы газообразования

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

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

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

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

2.3. Виды негативного влияния СГ

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

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

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

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

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

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

2.4. Технологическая схема экстракции и утилизации СГ

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



рис.2.4.1.

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

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

Скважины

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

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

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

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

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

Газопроводы для транспортировки СГ

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

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

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

механическая прочность;

коррозионная стойкость;

возможность использования в просадочных грунтах.

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

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

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

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

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

По системе трубопроводов СГ поступает на пункт сбора СГ.

Пункт сбора СГ

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

Утилизация СГ

В мировой практике известны следующие способы утилизации СГ:

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

прямое сжигание СГ для производства тепловой энергии;

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

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

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

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

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

2.5. Масштабы мировой экстракции СГ

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

Табл.2.5.1.

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

2.6. Перспективы добычи и утилизации СГ в России

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

Табл.2.6.1.

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

Масса свалочного тела (млн. т)	Мощность объекта (MW)	Инвестиции + экспл. затраты (млн. руб.)	Накопленная прибыль * (млн. руб.)
>= 2,5	>= 2,60	>= 12300	>= 25 000
2,5 -1,0	2,60- 1,04	12300 - 10350	25 000 - 10 000
1,0-0,5	1,04 - 0,52	10350 - 5200	10 000 - 5 000
<=0,5	<= 0,52	<= 5200	< = 5 000

* - прибыль рассчитана без учета налогов и коэффициента дисконтирования

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

Таблица 2.6.2.

Технико-экономические показатели типовых объектов по добыче СГ.

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

* - прибыль рассчитана без учета налогов и коэффициента дисконтирования

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

Таблица 2.6.3. Классификация свалок РФ.

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

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

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

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

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

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

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

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

На них был проведен комплекс подготовительных работ включавший:

полевые газогеохимические исследования с целью определения продуктивности свалочной толщи;

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

топографическая съемка масштаба 1:500.

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

рис.2.7.1. Объём образования и добычи биогаза

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

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

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

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

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

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов энергоснабжения

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 3.1.

Исходные данные к технико-экономическому сопоставлению.

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

Капитальные затраты определяются по формуле:

З = Е_н?К + S, (3.1)

где К и S - капиталовложения и издержки, $;

Е_н - нормативный коэффициент, Е_н = 0,15.

Капиталовложения определяются по формуле:

К = К_пр + К_стр, (3.2)

где К_пр - стоимость основных производственных фондов, $;

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

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

S = S_ээ + kS_т + S_угл. , (3.3)

где S_ээ - расходы на электроэнергию;

S_т - расходы на топливо;

S_угл - расходы на углекислый газ;

k - коэффициент использования топлива, k = 1,21,3.

Расход на электроэнергию определяются по двухставочному тарифу:

, (3.4)

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

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

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

Э_? - расход электроэнергии на предприятии.

, (3.5)

где h_max - число часов использования максимума нагрузки, часы;

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

Топливная составляющая себестоимости:

, (3.6)

где В_год - годовой расход топлива, кг;

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

Расходы на углекислый газ определяются по формуле:

, (3.7)

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

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

Для первого варианта имеем:

млн.кВтч.

S_ээ = 70044+ 510⁶0,034 = 200 тыс. $,

S_т¹ = 1000145 =145 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1000240 =240 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_угл = 2500150 = 375 тыс. $,

S¹ = 200 + 1451,2 + 375 = 749 тыс. $,

S² = 200 + 2401,2 + 375 = 863 тыс. $,

З¹ = 0,1560 + 749 = 758 тыс. $,

З² = 0,1560 + 863 = 872 тыс. $.

Для второго варианта имеем:

S_т¹ = 1000125 =125 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1000145 =145 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_ээ = 70044+ 510⁶0,034 = 200 тыс. $,

S_угл = 2000150 = 300 тыс. $,

S¹ = 200 + 1251,2 = 350 тыс. $,

S² = 200 + 1451,2 +300= 674 тыс. $,

З¹ = 0,15120 + 350 = 368 тыс. $,

З² = 0,15120 + 674 = 692 тыс. $.

Для третьего варианта имеем:

S_т¹ = 1050125 = 131 тыс. $ (при работе на основном топливе),

S_т² = 1050145 = 152 тыс. $ (при работе на резервном топливе),

S_угл = 2000150 = 300 тыс. $,

S¹ = 1311,3 = 170 тыс. $,

S² = 1521,3 +300= 498 тыс. $,

З¹ = 0,15160 + 170 = 194 тыс. $,

З² = 0,15160 + 498 = 522 тыс. $.

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

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

, (3.8)

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

К₂ и S₂ - капиталовложения и издержки по варианту 2;

года.

Определим коэффициент экономической эффективности дополнительных капитальных вложений:

. (3.9)

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

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

, (3.8)

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

К₃ и S₃ - капиталовложения и издержки по варианту 3;

года.

Определим коэффициент экономической эффективности дополнительных капитальных вложений:

. (3.9)

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

4. Синтез технологической схемы источника энергоснабжения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

q₁ - подводимая теплота в изобарном процессе 2-3;

q₂ -отводимая теплота в изохорном процессе 4-1.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5. Оптимизация работы установки по обогащению биогаза

5.1. Технологическое описание объекта исследования

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

Очищенный газ

Биогаз

Абсорбер

ЭД Водяная турбина

Электроэнергия

СО2

Десорбер

Рис.5.1.1.

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

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

5.2. Синтез расчётной структуры исследуемого объекта

Рис.5.2.1.

По данному графу составим матрицы:

Структурная матрица

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

Матрица смежности

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

Матрица процесса

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

Матрица контуров

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

Матрица видов связей

№ связи	Биогаз	Вода	СО2	Вода +газ	МЭ	ЭЭ	Параметры связи
1	1						G1, p1, t1, состав
2		1					G2, p2, t2
3				1			G3, p3, t3, состав
4	1						G4, p4, t4, состав
5				1			G5, p5, t5, состав
6				1			G6, p6, t6, состав
7			1				G7, p7, t7
8		1					G8, p8, t8
9					1		N9, КПД
10						1	Q10, КПД
11					1		N11, КПД

5.3. Составление математической модели

Рассмотрим по отдельности все элементы нашей схемы и составим материальные и тепловые балансы:

I Насос:

;

;

II Эжектор:

;

;

III Абсорбер:

;

;

IV Водяная турбина:

;

;

V Десорбер:

;

;

VI Электродвигатель:

.

Таким образом мы получаем систему из 11 уравнений с 19 переменными:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Расчёт будем проводить на 1 м3 поступающего биогаза. Проанализируем количество воды, электроэнергии, а также выход очищенного газа и содержание в нём СО2 при изменении давления воды от 1,6 до 3 МПа с шагом 0,1 МПа и при изменении степени очистки от СО2 от 80% до 95% с шагом 1% от содержания СО2 в исходном газе.

Для этого нам понадобятся ещё несколько дополнительных уравнений.

Количество очищенного газа:

;

где - количество исходного газа;

- содержание СО2 в исходном газе;

- степень очистки газа от СО2;

Содержание СО2 в очищенном газе:

;

Количество воды необходимое для очистки биогаза:

;

где а и b - постоянные, зависящие от температуры;

- парциальное давление СО2;

Электроэнергия, необходимая для того, чтобы дополнять энергию возвращаемую турбиной:

.

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

BEGIN

Ввод

исходных

данных

Расчёт шага по

давлению и

степени очистки

Расчёт объёма

выходящего газа

Расчёт содержания СО2

в выходящем газе

Расчёт необходимого

количества воды

Расчёт необходимой

электроэнергии

I:=I+1;

J:=J+1;

I>NP

J>NZ

Вывод данных

END.

PROGRAM BIOGAS;

5.5. Программа на Pascal

CONST

P1=0.1; {атмосферное давление}

A=0.425;

B=0.0159;

NP=15;

NZ=16;

VAR

P2:ARRAY[1..NP] OF REAL;

Z:ARRAY[1..NZ] OF REAL;

G2:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL;

G4:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL;

Y4:ARRAY[1..NP,1..NZ] OF REAL;

Q10:ARRAY[1..NP,1..NZ]OF REAL;

G1,P2B,P2E,ZB,ZE,Y1,KPDN,KPDT,KPDED,P6,DP,DZ,G5,P5:REAL;

I,J:INTEGER;

BEGIN

WRITELN('ПРОГРАММА ПОДБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ УСТАНОВКИ');

WRITELN( ОБОГАЩЕНИЯ БИОГАЗА ');

WRITE('Введите объём вводимого в установку газа G1=');

READLN(G1);

WRITE('Введите начальное давление исследуемого промежутка P2B=');

READLN(P2B);

WRITE('Введите конечное давление исследуемого промежутка P2E=');

READLN(P2E);

WRITE('Введите начальный выход газа исследуемого промежутка в долях ZB=');

READLN(ZB);

WRITE('Введите конечный выход газа исследуемого промежутка в долях ZE=');

READLN(ZE);

WRITE('Введите содержание СО2 в исходном биогазе в долях Y1=');

READLN(Y1);

WRITE('Введите КПД насоса в долях KPDN=');

READLN(KPDN);

WRITE('Введите КПД турбины в долях KPDT=');

READLN(KPDT);

WRITE('Введите КПД электродвигателя в долях KPDED=');

READLN(KPDED);

P6:=P1;

DP:=(P2E-P2B)/(NP-1);

P2[1]:=P2B;

FOR I:=2 TO NP DO P2[I]:=P2[I-1]+DP;

DZ:=(ZE-ZB)/(NZ-1);

Z[1]:=ZB;

FOR J:=2 TO NZ DO Z[J]:=Z[J-1]+DZ;

FOR I:=1 TO NP DO

BEGIN

FOR J:=1 TO NZ DO

BEGIN

G2[I,J]:=1.3*124.5*G1*Z[J]/((A-B*P2[I])*P2[I]);

G4[I,J]:=G1-G1*Y1*Z[J];

Y4[I,J]:=(G1*Y1-G1*Y1*Z[J])/(G1-G1*Y1*Z[J]);

G5:=G2[I,J]+G1*Y1*Z[J];

P5:=0.95*P2[I];

Q10[I,J]:=KPDED*((P2[I]-P1)*G2[I,J]*KPDN-(P5-P6)*G5*KPDT);

END;

END;

WRITELN('ТАБЛИЦА ВЫХОДНЫХ ДАННЫХ'); WRITELN; WRITELN;

FOR I:=1 TO NP DO

BEGIN

FOR J:=1 TO NZ DO

BEGIN

WRITE(P2[I]:2:1);WRITE(' ');

WRITE(Z[J]:3:2);WRITE(' ');

WRITE(G2[I,J]:3:2);WRITE(' ');

WRITE(G4[I,J]:3:2);WRITE(' ');

WRITE(Y4[I,J]:3:2);WRITE(' ');

WRITELN(Q10[I,J]:3:2);

END;

READLN;

END;

READLN;

END.

5.6. Таблица идентификаторов

G1	Количество исходного биогаза
P2B	Начала интервала давлений
P2E	Конец интервала давлений
NP	Количество разбиений на данном интервале - константа
DP	Шаг для давлений
P2	Массив значений давлений в абсорбере
ZB	Начало интервала степени очистки
ZE	Конец интервала степени очистки
NZ	Количество разбиений на данном интервале - константа
DZ	Шаг для степени очистки
Z	Массив значений степеней очистки
P1	Атмосферное давление
Y1	Содержание СО2 в исходном биогазе
KPDN	КПД насоса
KPDT	КПД турбины
KPDED	КПД электродвигателя
A	Постоянная для константы фазового равновесия
B	Постоянная для константы фазового равновесия
G2	Массив значений количеств требуемой воды для всех вариантов
G4	Массив значений количества получаемого газа
Y4	Массив значений остаточного содержания СО2
P5	Давление перед водяной турбиной
P6	Давление после водяной турбины, равное атмосферному
G5	Расход смеси воды и растворённого СО2 через турбину
Q10	Массив значений требуемой электроэнергии
I	Переменная цикла
J	Переменная цикла

5.7. Численное исследование и анализ полученных результатов

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Количество исходного газа G1=1м3;

Интервал давлений 1,6 .. 3,0 МПа;

Интервал степеней очистки 80 .. 95 %;

Содержание СО2 в исходном газе 55 %;

КПД насоса 75 %;

КПД турбины 65 %;

КПД электродвигателя 88 %;

КОНСТАНТЫ

Атмосферное давление 0,1 МПа;

Постоянные для константы равновесия:

А=0,425; В=0,0159;

Число разбиений интервала давлений NP=15;

Число разбиений интервала степеней очистки NZ=16;

5.8. Выводные данные

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,6 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,7 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,8 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 1,9 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,0 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,1 МПА:

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

ПРИ ДАВЛЕНИИ ПОСЛЕ НАСОСА 2,2 МПА:

Доля извлечения СО2	Количество необходимой воды, м3

Подобные документы

• Сырьевая проблема

  Проблемы утилизации промышленных, сельскохозяйственных и бытовых отходов. Переход от эры "ресурсной расточительности" к эпохе рационального потребления ресурсов: вторичные материальные ресурсы. Истощение земных недр, альтернативные источники энергии.
  
  презентация [291,2 K], добавлен 19.01.2011
  

• Организационно-экономическое обоснование схемы энергоснабжения потребителя

  Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района. Сравнение схем энергоснабжения – комбинированной и раздельной. Особенности технико-экономического выбора турбин и котлоагрегатов для различных схем энергоснабжения. Эксплуатационные затраты.
  
  курсовая работа [337,9 K], добавлен 16.03.2011
  

• Организационно-экономическое обоснование схем энергоснабжения промышленного предприятия (района)

  Тепловая нагрузка промышленного района. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения. Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения.
  
  курсовая работа [168,7 K], добавлен 12.01.2015
  

• Исследование процесса плазменной утилизации горючих отходов переработки отработавшего ядерного топлива

  Обзор и анализ способов утилизации горючих отходов переработки отработавшего ядерного топлива. Исследование и оптимизация процесса плазменного горения модельных горючих водно-органических композиций. Оценка энергозатрат на процесс плазменной утилизации.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 10.01.2015
  

• Энергия биомассы

  Преимущества технологии термоудара. Пиролизная установка по переработке угля. Системы очистки воды. Переработка твердых бытовых отходов (биогаз). Проблема ограничения эмиссии метана в атмосферу из свалок бытовых отходов. Установка по уничтожению мусора.
  
  реферат [949,6 K], добавлен 01.07.2011
  

• Характеристика энергетической отрасли России

  Технико-экономические характеристики конденсационной, тепловой и атомной электростанций. Классификация резервных мощностей системы энергоснабжения по назначению и маневренности. Сравнение вариантов комбинированного и раздельного энергоснабжения.
  
  дипломная работа [544,7 K], добавлен 22.02.2012
  

• Выбор оптимального варианта энергоснабжения района

  Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.
  
  курсовая работа [139,5 K], добавлен 09.03.2012
  

• Производство биогаза из отходов сахарного производства

  Информация о предприятии сахарного производства и описание ТЭЦ. Поверочный расчет и тепловой баланс котла. Технология выработки биогаза из жома. Определение процентного содержания природного газа, биогаза и смеси. Использование биогаза для когенерации.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 27.10.2011
  

• Разработка системы автономного энергоснабжения и управления энергоресурсами спортивного комплекса

  Автономное энергоснабжение жилых, общественных и промышленных объектов. Использование теплоэлектроцентралей малой мощности в системах автономного энергоснабжения. Энергоэффективность в зданиях: мировой опыт. Энергетическое обследование спорткомплекса.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 23.03.2017
  

• Исследования возможностей создания имитационной модели системы энергоснабжения наноспутника

  Анализ принципов построения энергоснабжения космических аппаратов. Типовые функции верхнего уровня иерархии подсистемы энергоснабжения. Этапы проектирования солнечной батареи. Подсистема распределения электрической энергии космического аппарата.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 08.06.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам