Производство биогаза из отходов сахарного производства

42,0

%

4.

Термический КПД

43,2

%

5.

Общий КПД установки

85,2

%

Характеристики мотора GE Jenbacher Gasmotor J 420 GS A21

6.

Тип

7.

Дизайн

V 70°

8.

Количество цилиндров

20

шт

9.

Диаметр поршня

145

mm

10.

Ход поршня

185

mm

11.

Частота вращения коленвала

1500

rot/min

12.

Скорость поршня

9,25

m/s

13.

Коэффициент сжатия

12,5

14.

Расход масла

0,3

g/kW

15

Расход топлива

612

m³/h

16.

Сухой вес мотора

6,600

kg

Храктеристики генератора PE 734 F2

17.

Модель

18.

КПД при cosц=1,0

97,6

%

19.

КПД при cosц=0,8

96,8

%

20.

Частота

50

Hz

21.

Напряжение

400

V

22.

Масса

3807

kg

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

3.1.2 Расчет процессов наполнения и сжатия в камере сгорания ДВС

Процесс наполнения

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

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

Pa ; (3.1)

где: - давление окружающей среды, в Pa.

Pa.

Температура смеси на входе в камеру сгорания:

K; (3.2)

где: - температура окружающей среды, в K;

n - показатель политропы;

K.

Давление в начале процесса сжатия:

Pa, (3.3)

Pa.

Коэффициент наполнения:

; (3.4)

где: - степень сжатия;

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

- повышение температуры смеси от стенок цилиндра, в K;

.

Температура смеси в начале сжатия:

K; (3.5)

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

K.

Процесс сжатия

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

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

; (3.6)

где: k - показатель адиабаты;

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

- температура смеси в начале сжатия, в K;

-степень сжатия в адиабатном процессе.

.

Давление в конце сжатия:

Pa; (3.7)

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

Pa.

Температура в конце сжатия:

K; (3.8)

K.

3.1.3 Расчет процесса горения

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

m³/m³.

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

m³/m³; (3.9)

где: - коэффициент избытка воздуха;

m³/m³.

Теоретический объем трехатомных газов рассчитаем по формуле (1.2):

m³/m³.

Теоретический объем водяных паров найдем по формуле (1.4):

m³/m³.

Реальный объем водяных паров находится по формуле:

m³/m³. (3.10)

Теоретический объем азота рассчитываем по формуле (1.3):

m³/m³.

Теоретический объем кислорода:

m³/m³; (3.11)

m³/m³.

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

m³/m³; (3.12)

m³/m³.

Теоретический коэффициент молекулярного изменения находим по формуле:

; (3.13)

.

Действительный коэффициент молекулярного изменения расчитываемпо формуле:

; (3.14)

.

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

; (3.15)

где: - температура в конце сжатия, в K;

.

Максимальное давление в верхней мертвой точке:

Pa; (3.16)

где: - давление в конце сжатия, в Pa;

Pa.

3.1.4 Процесс расширения

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

Степень предварительного расширения найдем по следующей формуле:

; (3.17)

.

Степень последующего расширения:

; (3.18)

.

Показатель политропы расширения найдем по формуле:

rot/s; (3.19)

где n₂ - частота вращения, в rot/s;

rot/s.

Температура газов в конце расширения находится по следующей формуле:

K; (3.20)

.

Давление газов в конце процесса расширения:

Pa; (3.21)

Pa.

3.1.5 Тепловой баланс двигателя

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

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

kW, (3.22)

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

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

- потери тепла с уходящими газами, в kW;

- потери тепла с охлаждающей водой, в kW;

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

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

kW; (3.21)

где: - расход топлива, m³/s;

- низшая теплота сгорания топлива, kJ/m³.

kW.

Поток тепла, который произвел полезную механическую работу:

kW. (3.22)

где: - КПД генератора;

- мощность на клеммах генератора.

Потери тепла с уходящими газами:

kJ/m³; (3.23)

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

- энтальпия воздуха, в kJ/m³.

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

kJ/m³.

Энтальпия воздуха рассчитывается по формуле (1.11):

kJ/m³.

Подставляя полученные данные в формулу (3.23), получим:

kW.

Потери тепла с охлаждающей водой расчитывается по формуле:

kW; (3.24)

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

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

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

kW.

Неучтенные потери найдем по следующей формуле:

 kW; (3.26)

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

kW.

Коэффициенты полезного действия находятся по формулам:

эффективный КПД:

; (3.27)

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

- поток тепла, подведенный с топливом;

.

термический КПД:

; (3.28)

где k - показатель адиабаты;

.

относительный внутренний КПД:

; (3.29)

где - механический КПД двигателя:

.

индикаторный КПД:

; (3.30)

.

электрический КПД:

; (3.31)

где: - КПД генератора;

.

коэффициент использования тепла топлива:

; (3.32)

.

3.2 Расчет ДВС при сжигании природного газа

3.2.1 Расчет процесса горения

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

Теоретический объем воздуха найдем по формуле (1.1):

m³/m³;

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

;

m³/m³.

Теоретический объем трехатомных газов рассчитываем по формуле (1.2):

m³/m³.

Теоретический объем водяных паров находим по формуле (1.4):

m³/m³.

Реальный объем водяных паров находится по формуле (3.10):

 m³/m³.

Теоретический объем азота вычисляем по формуле (1.3):

m³/m³.

Теоретический объем кислорода расчитываем по формуле (3.11):

m³/m³.

Общий объем газов находится по формуле (3.12):

m³/m³.

Теоретический коэффициент молекулярного изменения находим по формуле (3.13):

.

Действительный коэффициент молекулярного изменения расчитываемпо формуле (3.14):

.

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

.

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

Pa.

3.2.2 Тепловой баланс двигателя

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

kW.

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

kJ/m³;

Энтальпия уходящих газов находится по формуле (1.9):

kJ/m³.

Энтальпия воздуха рассчитывается по формуле (1.11):

kJ/m³.

Подставляя полученные данные в формулу (3.23), получим:

kW.

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

kW.

Коэффициенты полезного действия находятся по следующим формулам:

эффективный КПД (3.27):

.

термический КПД (3.28):

.

относительный внутренний КПД (3.29):

.

абсолютный КПД (3.30):

.

электрический КПД (3.31):

.

коэффициент использования тепла топлива (3.32):

.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОЕКТА

4.1 Оценка рентабельности выработки биогаза в период работы завода

4.1.1 Расчет экономии средств после внедрения биогазовой установки

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

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

m³; (4.1)

где: - суточный расход биогаза, в m³/zi;

Рассчитаем эквивалентное количество природного газа:

m³. (4.2)

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

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

$. (4.3)

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

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

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

$/an. (4.4)

4.1.2 Ежегодные инвестиционные затраты

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

$; (4.5)

где: I_? - общаяя стоимость инвистиций, в $;

T_s - время действия проекта, в годах;

C_аморт = = 668 000 $/an.

Ежегодную стоимомсть займа рассчитаем по формуле:

; (4.6)

где: I_? - общаяя стоимость инвистиций, в $;

- приведенное время проекта, в годах;

ani. (4.7)

где: - фактор приведения.

Итак, ежегодная стоимость займа составляет:

$/an.

4.1.3 Ежегодные затраты на эксплуатацию установки

Ежегодные затраты на установку равны:

C_з = C_эл + C_з.п,+С_топл $; (4.8)

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

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

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

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

kWh. (4.9)

где: - потребляемая биогазовой установкой электрическая мощность;

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

lei=144 000 $. (4.10)

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

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

=lei=26 250 $.

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

m³/zi.

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

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

m³/zi. (4.11)

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

- низшая теплота сгорания природного газа, MJ/m³;

Рассчитаем цену природного газа:

$. (4.12)

где: N- количество суток отопления ферменторов;

- стоимость 1 mii m³ природного газа, в $.

Рассчитаем ежегодные затраты на установку:

C_з=144 000+26 250+100986=271236 $/an.

4.1.4 Расчет времени окупаемости проекта

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

CTA = I_? + C_з · $; (4.13)

где: I_? - приведенное значение инвестиций (общая стоимость инвестиций);

C_з -ежегодные затраты;

- приведенное время проекта.

Итак:

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

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

$. (4.14)

Теперь определим чистую приведенную прибыль по формуле:

$.

Определим среднюю годовую прибыль:

$.

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

ani.

4.2 Оценка рентабельности выработки биогаза круглый год

4.2.1 Расчет годовой выработки тепловой и электрической энергии

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

Таблица 4.1 - Экономические показатели когенерационной установки

Nr.	Наименование показателя	Единицы	Значения	Обозначения
1	2	3	4	5
1.	Номинальная мощность установки	kW	1416	Pном.
2.	Тепловая мощность	kW	1425	Qмах
3.	Коэффициент использования максимальной электрической мощности	%	90	Gэл.
4.	Коэффициент использования тепловой мощности	%	80	GТ.
5.	Стоимость 1 kW установленной мощности	$/kW	690	i0
6.	Дополнительные затраты на установку	$/kW	170	Iдоп.
7.	Стоимость капитального ремонта	$/kW	172,5	Iкап.рем.
8.	Расход газа	m3/h	284,4	B
9.	Расход масла	g/kWh	0,3	Vмасло
10.	Время работы установки	h/an	8760	Tгод
11.	Ресурс двигателя до капитального ремонта	h	60 000	Tv
12.	Время действия проекта	ani	14	Ts
13.	Тариф закупки природного газа	$/mii m3	433,1	Tн.г.
14.	Тариф на тепло	lei/Gcal	400	cQ,REF
15.	Тариф на электроэнергию	lei/kW·h	1,2	TEE
16.	Цена закупки моторного масла	lei/litru	45	Cмасл
17.	Процент от инвестиций на текущий ремонт и обслуживание	%	6	kт.о
18.	Значение остаточных фондов в конце проекта	%	1	WT
19.	Обменный курс	$	12,0	Rsv
20.	Фактор приведения	%	10	i

Объем электроэнергии, произведенной установкой, находится по следующей формуле:

W_год = N·P_ном T_м,эл kW; (4.15)

где : N- количество когенерационных установок;

P_ном - номинальная мощность установки, в kW;

T_м,эл - время работы установки в номинальном режиме, в h/an;

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

T_м,эл = T_год · G_эл = 8760 · 0,90 = 7 884 h/an. (4.16)

Итак, годовой объем произведенной электрической энергии составляет:

W_год = N·P_ном · T_м,эл = 2·1416 · 7 884 = 22 327 (MW·h)/an.

Годовой объем тепловой энергии, произведенной когенерационными установками:

Q_год =Q_мах · T_м,т (kW·h)/an (4.17)

где: Q_мах - представляет максимальную тепловую мощность источника энергии, в kW;

T_м,т - время использования максимальной тепловой энергии, в h/an.

Время использования максимальной тепловой энергии определяется исходя из выражения:

T_т= T_год · G_эл · G_Т = 8760 · 0,9 · 0,8 = 6307,2 h/an. (4.19)

где: G_Т - коэффициент использования тепловой мощности.

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

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

4.2.2 Общая стоимость капиталовложений

Стоимость когенерационной установки рассчитывается по формуле:

I₀=N·i₀ · P_эл,ном $; (4.20)

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

P_эл,нoм - номинальная электрическая мощность агрегата, в kW;

I₀=2·690 · 1416= 1 954 080 $.

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

I_доп =i_доп· P_эл,ном·N $; (4.21)

где i_доп - дополнительные затраты, в $/kW;

P_эл,нoм - номинальная мощность установи, в kW;

I_доп =50·1416·2 = 141 600 $.

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

I_{ког.уст.}=I₀+I_доп=1 954 080 + 141 600 = 2 095 680 $. (4.22)

Стоимость капитального ремонта установки Jenbacher 420 GS-B.LC появится после 60 тыс. часов работы. Это значение рассчитывается по формуле:

I_{кап.рем}=i_{кап.рем}· P_эл.ном·N $; (4.23)

где: i_{кап.рем} - стоимость ремонта 1 kW установленной мощности, в $/kW;

P_эл.ном - номинальная мощность установки, в kW;

I_{кап.рем} =172,5· 1416·2 = 488 520 $.

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

I_?=I_БГУ+I_ям+I_H2S+Iког_.уст+I_{кап.рем}(1+i)^-Т $; (4.24)

где: I_БГУ - инвестиции в биогазовуюустановку, в $;

I - инвестиции в когенерационную установку, в $;

I_ям - инвестиции в строительство силосных ям, в $;

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

I_{кап.рем} - стоимость капитального ремонта когенерационной установки, в $;

T - время работы когенерационной установки до капитального ремонта.

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

4.2.3 Ежегодные инвестиционные затраты на когенерационные установки

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

C_аморт = $; (4.25)

где: I_{ког.уст} - общаяя стоимость инвистиций в когенерационную установку, в $;

T_s - время (durata de studiu al proiectului, в ani;

C_аморт = $/an.

Ежегодная стоимость займа:

$ (4.26)

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

ani.

Итак, ежегодная стоимость займа для когенерационной установки составляет составляет:

 $/an.

Ежегодные затраты на установку равны:

C_{з.ког.уст.} = С_топл+C_т.о + C_масло $; (4.27)

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

C_т.о- ежегодные затраты на текущий ремонт и обслуживание, в $/an;

C_масло - ежегодные затраты на моторное масло, в $/an.

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

С_топл = $; (4.28)

где: B_н.г - ежегодный расход природного газа на когенерационную установку,

в m³/an;

T_н.г. - стоимость закупки натурального газа, в $/mii m³;

N - количество установок.

m³/an. (4.29)

где:- расход газа на ДВС, в m³ /s;

- время работы завода, в zi.

C_топл ==748 224 $/an.

Ежегодные затраты на текущий ремонт и обслуживание рассчитываем по формуле:

C_т.о= k_т.о· I $/an; (4.30)

где: k_т.о - процент от инвестиций на текущий ремонт и обслуживание;

I_{ког.уст} - стоимость изначальных капиталовложений в когенерационную установку, в $.

C_т.о = 0,06 2 095 680 = 125 740 $/an.

Ежегодные затраты на моторное масло:

C_масл = V_масл · c_масл $; (4.31)

где: V_масл - объем масла, израсходанного за год, в l/an;

c_масл - стоимость одного литра масла, в lei/l.

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

V_масл = W_год · v_масл/ с_масл l; (4.32)

где: W_год - объем электроэнергии, произведенной за год, в (kW·h)/an;

v_масл -расход масла в час, в g/(kW·h);

с_масл - плотность масла, в kg/m³; с_масл=0,9 kg/m³;

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

Рассчитываем ежегодные затраты на масло:

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

Теперь можно рассчитать ежегодные инвестиционные затраты на когенерационную установку:

C_{з.ког.уст.} =748 224 +125 740 + 27 907 =901 871 $/an.

4.2.4 Ежегодные инвестиционные затраты на биогазовую установку

Ежегодные затраты на установку равны:

C_з.БГУ = C_з.п+С_жом $/an; (4.33)

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

С_жом - затраты на перевозку и силосование жома, в $/an.

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

=lei=35 000 $/an.

Затраты на перевозку и силосование жома определим по формуле:

С_жом=с_жом·M $/an; (4.34)

где: с_жом - стоимость перевозки и силосования одной тонны жома, в $;

M-масса перевезенного жома, в тоннах.

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

Определим стоимость транспортировки и силосования всего жома:

С_жом =10·60 000=600 000 $/an. (4.36)

Теперь определим ежегодные затраты на биогазовую установку:

C_з.БГУ=35 000 +600 000 =635 000 $/an.

4.2.5 Расчет времени окупаемости проекта

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

CTA = I_? + (C_{з.ког.уст} + C_з.БГУ ) · $; (4.37)

где: I_? -общая стоимость инвистиций, в $;

C_{з.ког.уст} -ежегодные затраты на когенерационную установку, в $;

C_з.БГУ - ежегодные затраты на биогазовую установку, в $;

- приведенное время проекта, в годах.

Итак:

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

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

$; (4.38)

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

Ежегодная прибыль рассчитываем следующим образом:

$/an; (4.39)

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

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

- прибыль от продажи электроэнергии, в $/an;

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

Найдем прибыль от продажи электроэнергии:

$/an; (4.40)

где: N - количество когенерационных установок;

- мощность когенерационных установок, в kW;

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

- электрическая мощность биогазовой установки, kW;

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

$/an.

Прибыль от продажи тепловой энергии рассчитаем по формуле:

$/an; (4.41)

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

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

Биогазовая установка потребляет около 6 %, производимой когенерационными установками:

Q_БГУ= N·Q_мах ·T_т·0,06 Gсal/an. (4.42)

где: Q_мах - представляет максимальную тепловую мощность когенерационной установки, в kW;

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

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

Теперь можем найти прибыль от продажи тепловой энергии:

$/an.

Найдем ежегодную прибыль:

$/an.

Суммарная приведенная прибыль равна:

 $/an.

Теперь определим чистую приведенную прибыль по формуле:

$/an.

Определим среднюю годовую прибыль:

$/an.

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

ani.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Анализ и оценка факторов профессиональных рисков на проектируемом объекте

5.1.1 Анализ рисков

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

1) избыточное давление;

2) повышенный уровень пожаро- и взрывоопасности;

3) повышенная температура.

5.1.2 Избыточное давление

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

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

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

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

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

5.1.3 Повышенный уровень пожаро- и взрывоопасности

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

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

5.1.4 Повышенная температура

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

5.2 Меры по защите рабочего места и предупреждения профессиональных рисков

5.2.1 Шум

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

- использование звукоизоляции путем приложения звукоизолирующего материала;

- применение шумопоглощающих экранов оборудования;

- использование наушников - глушителей шума при обслуживании оборудования;

5.2.2 Вибрация

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

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

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

5.2.3 Производственное освещение

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

Таблица 5.1 - Рекомендуемая освещенность рабочих мест в котельной

Помещение и оборудование	Номинальная освещенность
	Лампы накаливания	Люминисц. Лампы
измерительные приборы, указатели уровня, тепловые щиты, пульты управления	50	150
фронт котлов, бункерное, вентиляционное и компрессорные отделения, приборы управления	20	75
помещение баков, подогревателей, площадки обслуживания котлов	10	75
коридоры и лестницы	5	75

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

5.2.4 Противопожарная безопасность

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

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

- огнетушители химические пенные ОХП-10;

- огнетушители воздушнопенные ОВП-10;

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

- огнетушители порошковые ОПС-6, ОПС-10;

- ящики с песком;

- пожарные щиты с инвентарем;

- пожарные водопроводы.

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

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

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

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

5.3 Безопасная эксплуатация водогрейного и паровых котлов

5.3.1 Основные требования к конструкции котлов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3.2 Помещения для котлов

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

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

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

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

5.3.3 Организация безопасной эксплуатации котлов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10) проводить освидетельствование и диагностику котлов в назначенные сроки;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.4 Оценка снижения выбросов в окружающую среду

5.4.1 Воздействие энергетики на окружающую среду

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

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

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

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

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

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

5.4.2 Расчет выбросов

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

t/an; (5.1)

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

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

 kg/mii m³; (5.2)

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

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

- низшая теплота природного газа, в МJ/m³;

kg /mii m³.

t/an.

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

t/an; (5.3)

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

t/an.

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

Количество вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу	Единицы измерения
CO	NO2
221,8	36,9	t/an
7,03	1,17	g/s

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

Таблица 5.3 - Нормативная плата и коэффициент опасности вредных веществ

Наименование	Коэффициент опасности	Норматив платы, lei/t.
Оксид углерода	1	18
Диоксид азота	25

Расчет платы за загрязнение атмосферного воздуха:

lei, (5.4)

где: N - нормативная плата за выброс вредных веществ;

A_i - коэффициент опасности вредных веществ;

F_ri - количество выбрасываемых вредных веществ, в t.

Расчет годовой платы за выбросы сведен в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Расчет годовой платы за загрязнение

Название	Fri	N•Ai	Pi , lei
Оксид азота	36,9	18•25=450	16650
Оксид углерода	221,8	18•1=18	3992
Итого	20642

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

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

ВЫВОДЫ

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

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

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

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

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

ЛИТЕРАТУРА

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

2. Лепешкин И.П, Справочник сахарника Часть Первая, 1963. 700 с.

3. Лепешкин И.П, Справочник сахарника Часть Вторая, 1965. 779 с.

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

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

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

7. RTDSE1.01-2005 Основные правила пожарной безопасности в Республике Молдова

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

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

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

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

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

13. http://www.qwertyweb.ru/2009/04/06/energiya-biomassyi/

14. http://www.agro-t.de/Bio/biogas.html

15. http://bio.bmpa.ru/

16. http://www.teplosoyuz.com/ru/company/articles/statya5.html

17. http://ohrana-bgd.narod.ru/bgd3.html

18. http://www.suedzucker.md/ru/pages/factory1

19. http://www.ge-energy.com

20. http://zorgbiogas.ru/

21. http://forum.zorgbiogas.ru/viewtopic.php?f=15&t=806&p=1848#p1848

Размещено на Allbest