Расчет ТЭЦ на Свалочном и природном газе

2.4.8 Повышение энергетического потенциала свалочного газа

Теплотворная способность  свалочного газа невелика из-за наличия  в его составе балластного  углекислого газа – около 5000 ккал/куб.м (21000 кДж/куб.м) по сравнению с природным  газом – 8500 ккал/куб.м (35700 кДж/куб.м)

В мировой практике как  правило первичный свалочный  газ осушают и очищают от вредных  примесей, а затем используют в  виде топлива. Реже извлекается из свалочного газа СО₂ , т.е. обогащении по метану. Делают это обычно с помощью химических и сорбционных процессов, имеющих значительную энергоёмкость и металлоёмкость.

Но существуют и иные способы. Например, первичный свалочный  газ после его осушки и очистки  от примесей, подвергается физическому  разделению с помощью низкотемпературного охлаждения и вымораживания из свалочного газа углекислоты (СО₂) в виде «сухого» льда (по ГОСТ на пищевую углекислоту), который может быть легко переведён в жидкое или газообразное состояние для дальнейшего использования или транспортировки. Как показывают расчёты из 64,5 тысяч тонн свалочного газа можно получить до 40 тысяч тонн «сухого» льда в год. Важнейшими потребителями углекислоты являются промышленность (сварка, струйная очистка загрязнённых поверхностей), пищевая промышленность (цеха быстрой заморозки), торговля и транспортировка скоропортящихся грузов, тепличные хозяйства, метеорология (организация искусственных осадков) и др. Выход на рынок с таким количеством дешевой и качественной углекислоты может обеспечить годовой доход в десятки миллионов рублей.

Обогащённый свалочный газ будет содержать до 5% СО₂, что вполне соответствует некоторым сортам природного газа. Из 64,5 тысяч тонн первичного свалочного газа можно получить 31 млн. куб.м обогащённого метана. (Электростанция, использующая этот газ, будет производить в год порядка 80-85 млн. кВт-час электроэнергии и до 60 тыс. Гкал тепла).

Предлагаемый вариант  требует меньших капитальных  вложений, чем при строительстве  электростанции, но даёт соизмеримый  объём годовой реализации. Использование низкотемпературного метода разделения свалочного газа позволяет осуществить доочистку обогащённого свалочного газа от СО₂ и подвергнуть метан сжижению с помощью дополнительного стандартного криогенного азотного контура, выпускаемого отечественной промышленностью. При этом в год можно получить до 30 млн. куб. метров жидкого метана.

Жидкий метан пригоден для газоснабжения посёлков удалённых  от газопроводов, для применения в качестве аварийного топлива в газовых котельных и как «чистое» топливо для автотранспорта.

 

 

 

2.5. Расчет горения природного газа в котлоагрегате ТГМП-314

2.5.1 Исходные данные

Паропроизводительность  Д₀= 1000 т/ч   

Давление острого  пара Р₀=25 МПа

Температура перегретого  пара t₀=545 ⁰C

Состав газа по элементам:

Таблица 2.5

,ккал/м3 (кДж/ м3)	CH4,%	C2H6,%	C3H8, %	C4H10, %	C5H12, %	N2, %	CO2, %	, кг/м3
8570 (35719,76)	98,9	0,3	0,1	0,1	0	0,4	0,2	0,712

 

2.5.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

 

Теоретическое количество воздуха для полного  сгорания газообразного топлива (при a=1):

 

V⁰=0,0476×[å(m+n/4)×C_mH_n+0,5×(CO+H₂)+1,5×H₂S-O₂]=

=0,0476×[(1+4/4)×98,9+(2+6/4)×0,3+(3+8/4)×0,1+(4+10/4)×0,1+0,5×(0+0) +1,5×(0+0)]= 9,52 м³/кг

 

Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с a=1:

теоретический объём азота:

=0,79×V⁰+0,01×N₂=0,79×9,52+0,01×0,4= 7,525 м³/кг,

теоретический объём трёхатомных газов:

=0,01(åm×C_mH_n+CO₂+CO+H₂S)=0,01×(1×98,9+2×0,3+3×0,1+4×0,1 +0,2+0+0)= 1,004 м³/м³

теоретический объём водяных паров:

=0,01×(å × C_mH_n+H₂S+H₂+0,124×d_г+1,41×V⁰)=

 =0,01×(2×98,9+3×0,3+4×0,1+5×0,1+0+0+0,124×10+1,61×9,52) = 2,16 м³/м³

При избытке  воздуха a>1 (принимаем a=1,05):

объём водяных  паров:

= +0,0161×(a-1)×V⁰=2,16+0,0161×(1,05-1)×9,52 = 2,168 м³/м³,

объём дымовых  газов:

V_г= + + +(a-1)×V⁰=1,004+7,525+2,16+(1,05-1)×9,52= 11,165 м³/м³,

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

= /V_г             = /V_г

Суммарная объёмная доля: r_п= + .

G_г=1-А^Р/100 + 1,306×a×V⁰, кг/кг – масса дымовых газов.

Результаты  расчётов по пункту 2.5.2 сведём в таблицу 2.5.2

Таблица 2.5.2

Величина	Размерн.	Газоходы
		aт=1,05	aпп=1,08	aвэ=1,1	aрвп=1,3
среднее знач. a в газоходах	–	1,05	1,065	1,095	1,2
(a-1)×V0	м3/м3	0,476	0,6188	0,904	1,904
	м3/м3	2,168	2,17	2,174	2,191
Vг	м3/м3	11,165	11,308	11,593	12,593
	–	0,09	0,0888	0,0866	0,0797
	–	0,194	0,192	0,187	0,174
rп	–	0,284	0,2808	0,274	0,254

 

2.5.3 Тепловой баланс котлоагрегата

Составим общее  уравнение теплового баланса:

=Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆

3.3.3.1. Располагаемое  тепло на 1м³ газообразного топлива:

= +Q_в.вн.+i_{тл ,}

где Q_в.вн. = b'[ '- ] – тепло внесённое в котёл воздухом,

b' – отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому,

', – энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и холодного воздуха.

b'=a_т+Da_т+Da_ВП=1,05+0,05+0,2=1,3

' =С_р×V⁰×t_в=1,28×9,52×30= 365 кДж/м³

= С_р×V⁰×t_хв=1,28×9,52×15= 183 кДж/м³= 43,71 ккал/м³

Q_в.вн.=1,3×[365-183]= 236,6 кДж/м³ = 56,5 ккал/м³

i_тл»0 ккал/м³ (для газа) – физическое тепло топлива.

тогда  =8570+56,5 = 8626,5 ккал/м³

Определяем  потери тепла с уходящими газами:

q₂= ,

где t_ух=120 ⁰С,

I_ух=( × + × + × +(a-1)×V⁰×C_в)×t_ух=

=(1,004×1,708+7,525×1,302+1,39×1,5+1,904×1,304)×120=1929,62кДж/м³= =461 ккал/м³,

  q₄=0 (принято), a_ух=1,28 (см. п.4.2.2.) ,

тогда q₂= =  4,69 %

Потери тепла  от химической неполноты сгорания принимаем q₃=0,5 %, от механической неполноты сгорания q₄=0, потери тепла в окружающую среду q₅=0,4 %, потери тепла с физическим теплом шлама q₆=0.

2.5.4 Определяем полезно используемое тепло:

q₁= = =100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆=100-4,69-0,5-0-0,4-0= 94,41 %

 

2.5.5 Определение часового расхода топлива на котёл

В= ×100, кг/ч,

 

где Q_КА=Д_пе×(i_пе-i_пв)+Д_пр×(i_s-i_пв)=1000/3,6×(838,7-259)*4,187+0,005*1000/3,6× (387-259)*4,187= 674967,7 кВт,

тогда

В = 674967,7 / (8626,5*4,187 * 0,9441) = 19,794 м³/с

 

В_ч = В * 3600 = 19,794 м³/с * 3600 с/ч = 71257,39 м³/ч

 

Из вышеприведенны расчетов видно, чторасход природного газ составляет 71257,39 м³/ч, ментьше чем свалочного газа 114720,94 м³/ч. Котел не может работать полностью на свалочном газе в виду его отсутствия в достаточных количествах, так как со своалки мы получаем всего 1370 м³/ч свалочного газа. Но можно заменить часть природного газа свалочным в количестве bзам= 1370 м³/час · 25 МДж/м³ / 34 МДж/м³ = 1007,353 м³/час, что составляет примерно 2% от общего расхода природного газа.

 

 

ГЛАВА 3. РАСЧЁТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЕ ОТПУСКА ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

3.1 Выбор турбоагрегата

 

Принимаем схему  турбоустановки Т-250-240 номинальной  мощностью 250 МВт, рассчитанной на параметры свежего пара 25 МПа и 550 °С и давление в конденсаторе 4,9 кПа. Частота вращения турбины 50 1/с. Турбина имеет двухступенчатый теплофикационный отбор, обеспечивающий тепловую  нагрузку  1381,4  ГДж/ч.

Важным достоинством турбины является  возможность  работать с максимальным расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это позволяет не только эффективно использовать турбину в начальный период эксплуатации, когда тепловые сети еще готовы не полностью, но и активно привлекать ее к покрытию переменной части графика нагрузки в летний период, когда тепловая нагрузка мала

Свежий пар  проходит ЦВД, промежуточный перегреватель  котла, ЦСД-I и ЦСД-II. За 26/35-ой ступенью ЦСД-II, параллельно осуществляется верхний теплофикационный отбор на II ступень сетевого подогревателя, давление в котором может изменяться в пределах 59—200 кПа.Отбор на I ступень сетевого подогревателя осуществляется параллельно и взят за 28/37 ступенью ЦСД-II.

Из ЦНД пар  поступает в конденсатор, разделенный  по пару вертикальной перегородкой на две половины. Каждая из них присоединяется своим переходным патрубком к соответствующему потоку ЦНД, имеет свой основной и встроенный теплофикационный пучок для подогрева сетевой или подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены последовательно; таким образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим повышение экономичности турбоустановки на 0,15—0,3 % по сравнению с односекционным конденсатором.

Система регенеративного  подогрева питательной воды включает, кроме холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений пять ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.

 

 

Таблица 3.1. Величины отборов турбин.

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО , Гкал/ч	QТХО , Гкал/ч
Т-250-240	3	330	-

Где ТХО –  технологический отбор, ТФО –  теплофикационный.

Количество  теплоты, отдаваемое тепловому потребителю  на теплофикацию из отборов турбин:

Q^ч_тфо=3Q_{тфо т-250}=3^.330=990 Гкал/ч.

Принимаем коэффициент  теплофикации: a_тф=0,6 ./11/

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию:

Q^ТЭЦ_тф=Q^ч_тфо/a_тф=990/0,6= 1650 Гкал/ч;

 

3.2  Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

 

Капиталовложения  в основное оборудование ТЭЦ  приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2. Капиталовложения в основное оборудование

Тип оборудования Т-250/300-240+1000 т/ч	Затраты на 1 ед. оборудования (млн. у.е.)
	головной	последующий
	96	60

 

Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем  среднюю протяжённость тепловых сетей ТС=15км, а ЛЭП – ЛЭП=25км.