Диссертация (Научно-техническое обоснование бивалентного теплоснабжения с использованием энергетической утилизации органосодержащих отходов), страница 8

Мурманска были полученыисходныеданныефункционирующего на территории Мурманска.от ОАО «ЗаводОткрытоеТО ТБО»,акционерноеобщество «Завод по термической обработке твердых бытовых отходов» предприятие жилищно-коммунального комплекса. ОАО «Завод ТО ТБО» являетсяединственным, уникальным предприятием Северо-Западного региона России, 26летуспешно работающимв суровыхусловияхКрайнего Севера на рынкеобращения с отходами производства и потребления, для сбережения природныхресурсов Кольского полуострова и выработки дешевой тепловой энергии.Завод в г.

Мурманске предназначен для сжигания несортированных твердыхбытовыхотходов изи оборудованг. Мурманска,двумяКольскогои Североморскогомусоросжигательнымирайоновкотлоагрегатами,53паропроизводительностью 45 т/ч каждый. В процессе термической обработкитвердых бытовых отходов предприятие вырабатывает дешевую тепловую энергию,которую частично использует на собственные нужды, а частично реализует черезпаровойколлектордля отоплениягорода.На предприятииустановлено 2мусоросжигательных котла «CKD DUKLA» (Чехия) пропускной способностьюпо сжигаемому ТКО до 15 т/ч.

Дополнительным топливом для стабильногогорения и растопки котлов служит топочный мазут марки М 100 с теплотойсгорания 9500 ккал/ч.Калорийность ТКО колеблется от 1200 ккал/кг до 2200 ккал/кг, в среднемкалорийность составляет 1600 ккал/кг. Топливно-энергетический баланс заводаприведен в таблице 2.4.Таблица 2.4. Топливно-энергетический баланс завода ТО ТБОНаименование показателяЕд. измер.Расход топливаТвердого (ТКО)твердого топливатусловногот.у.тЖидкого (мазут)жидкоготусловногот.у.тПроизводство тепловойГкалэнергииОтпуск тепловой энергии в сетьГкалТакимобразом,за счеттермической2011201220138579719611900912059289490204551341182010661447474643158417148095146240903539705292090утилизации ТКО можетбытьудовлетворена часть спроса на тепловую энергию. Результаты оценки приведеныв таблице2.5.Для даннойоценки подразумевалосьпрямоесжиганиеТКО на мусоросжигательных заводах.Таблица 2.5.

Тепловой эквивалент ТКО для различных населенныхпунктов54ТепловоЧисленнойстьНорма накоплэквивалДоляНаселенныйнаселениения ТКО,ентв потребности города в тпунктя, тыс.м3/чел годТКО,епловой энергии, %челтыс.ГкалАнгарск1,56226,374107,364,13Арзамас1,8104,54757,218,59Гай1,4335,215,303,02Кировск1,8825,9814,857,88Казань1,941231,878 726,518,59Кашира1,7249,24725,755,47Мурманск1,9298,096172,186,53Новокузнецк1,3552,445218,331,97Назарово1,3250,39720,223,32Озерск1,6779,540,367,13Петрозаводск1,47278,551124,485,42За счет термической утилизации ТКО может быть покрыто от 2 до 8,6 %спроса на тепловую энергию.

Доля покрытия зависит от количества образующихсяотходов, а также от спроса на тепловую энергию, который, в свою очередь,продиктован климатическими условиями местности.2.3.Теплота сгорания и температура горения топлив,получаемых на основе ТКОВышеужеотмечалось,что теплота сгоранияТКО и прочиетеплотехнические свойства ТКО в зависимости от морфологического состававарьируются в широких пределах.

На основе принципа аддитивности можноосновныехарактеристикиТКО(влажность,зольность,теплотворность)рассматривать на основе отдельных компонент: = � ⋅̇=1 100; = �Здесь i – индекс компонента ТКО ⋅̇=1 100; Qнp = �Qнp ⋅̇=1 100.(2.13)В любом случае без данных лабораторного анализа обойтись не удаётся,тогда может быть использована формула Менделеева [31]:55Qнp = 4,18 �81Cр + 246Hρ − 26�Оρ − ρ � − 6�9Hρ + Wρ ��(2.14)где Qнр - низшая теплота сгорания ТКО на рабочую массу, кДж/кг; Cр, Hр, Ор, Nр,Sр – содержание, соответственно, углерода, водорода, кислорода, азота и серына сухую массу, мас.

%: Wр – общая влажность, мас. % или её модификации.В отличие от традиционных топлив, состав и, соответственно, топливныесвойства ТКО и продуктов их газификации не относятся к числу табличныхданных. На их значения оказывают влияние конструктивные характеристикиаппаратов, режимные параметры процесса газификации, состав ТКО и ряд другихфакторов.Поэтомув каждомконкретномслучаепроектированиятеплотехнические характеристики горючих газов подлежат уточнению с учётомданных испытания натурных объектов, и соответствующие горелочные устройствадолжныпредусматриватьвозможностьработыпри отклоненияхсвойствсжигаемых газов.

Даже если ориентироваться на одну из упомянутых в главе 1систем получения из ТКО композитного топлива (см. параграф 1.3), составгенераторного газа из такого топлива всё равно будет определяться конструкциейи режимом работы газогенератора.рДля определения высшей Qв и низшей Qн теплотворности генераторного газасогласно рекомендации была принята методика, в основу которой положенамодифицированная формула Д. И. Менделеева.

Её модификация базироваласьна данных о составе газовой смеси, предполагающих наличие газоанализатора,передающегона работающегомасштабированныйсигнал на компьютерноеустройство, то все характеристики могут быть получены в реальном масштабевремени.В полномобъёменеобходимыедля расчётов формулыданыв [17]и приложении Г, остановимся на анализе полученных результатов.Сводные результаты расчётов теплофизических свойств биогаза в указанномвыше диапазоне параметров представлены в таблице 2.6.Таблица 2.6. Теплофизические свойства биогаза56Теплофизические параметрыСоставгазовойсмесиСН4 – 40 %,Q нрρсрсvТгорениякДж/м3кг/м314 3441,4761,0730,82571,3222525 1021,0981,43130,09541,3256011 8341,481,0670,82031,3170222 5921,101,42451,08911,31968kкДж/(кг·К) кДж/(кг·К)СО-СО2 – 60 %СН4 – 70 %,СО2 – 30 %СН4 – 33 %,СО2 – 60 %,Н2О – 7 %СН4 – 63 %,СО2 – 30 %,Н2О – 7 %Обращаетнесколькона себярасходятсявниманието обстоятельство,с литературнымичто нашиданными [33],результатыуказывающими,что при сжигании в воздухе смеси 2CH4 + CO2 температура пламени составляет1752 °С (процент горючего – 13.8).При использовании газификации в качестве метода переработки отходовсостав получаемого газа будет отличаться от газа, получаемого при анаэробномсбраживании.

Состав газа зависит от вида топлива и организации процессагазификациии, следовательно,можетизменяться.Поэтому,для каждогоконкретного случая проводится свой расчет.Например, средний состав генераторного газа, получаемого в обращенномпроцессе газификации при воздушном дутье, %: Н2 – 13,6 %; СО – 18,3 %;СН4 – 1,2; СО2 – 7,7; О2 – 0,1; N2 – 34,1; Н2О – 25; смола – менее 0,5; Н2S – менее0,5; концентрация пыли – 1,5.57Следовательно, по сухой массе после очистки от смолы, Н2S и пыли состав газбудет, %: Н2 – 18,1 %; СО – 24,4 %; СН4 – 1,6; СО2 – 10,3; О2 – 0,2; N2 – 45,4.При другой конечной влажности состав генераторного газа рассчитываетсяпо формуле:а = ас ⋅гдеa – концентрацияас – концентрацияданногоданного100 − W100компонентакомпонентав сухом(2.15)в генераторномгазе, %;генераторномгазе, %;W – влажность генераторного газа, %.Теоретический расход кислорода для полного сгорания 1 м3 генераторногогаза составит – V0,O = 0,24 м3/м3, воздуха при содержании 21 % кислорода – V0,в =21,14 м3/м3.При изменении состава газа и состава дутья, теоретический расход дутьядля полного сжигания 1 м3 газа рассчитывается по формуле:V0,д =100K⋅ V0,O2(2.16)где K – содержание кислорода в дутье, %.

K = 21 % при воздушном дутье;V0,O = 0,5⋅(Н2О + СО) + 1,5⋅Н2S + Σ(( n + m)⋅CnHm –O2)⋅0,01 , (2.17)2где Н2О, СО, Н2S, CnHm, O2 – процентное содержание индивидуальныхгазов в составе генераторного газа, об. %;Плотность генераторного газа принятого среднего состава при нормальныхусловиях ρ0 = 1,09 кг/м3.Низшая и высшая теплота сгорания генераторного газа определяласьпо формуле:Qн( в) = 0,01 ⋅ (Qн( в) Н ⋅ Н 2 + Qн( в) СО ⋅ СО + Qн( в) Н S ⋅ H 2 S + ∑ Qн( в) Сn Hm ⋅ Cn H m )22(2.18)где Qн(в) – низшая (высшая) теплота сгорания компонент, составляющихгенераторный газ, (МДж/м3); Н2, СО, Н2S, СnHm – содержание компонентгенераторного газа, % [65].58Следует ожидать, что продукты сгорания генераторного газа и биогазав экологическом отношении чище, чем продукты сгорания природного газа,благодаря следующим обстоятельствам:• при относительно более низкой температуре сгорания генераторногогазаи биогазабудетобразовыватьсяменьшевредныхокислов азота NOх, дополнительное количество которых возникаетпри температурах выше 1500 0С,• углекислый газ СО2 в продуктах сгорания биомассы согласноМеждународной конвенции не участвует в изменении баланса углеродав земной атмосфере,• образованиеокисловпредварительнойсерыочисткиSOXможно исключитьгенераторногогазапутеми биогазаот сероводорода H2S.Наличие SOX в продуктах сгорания нежелательно также в теплотехническомотношении, так как препятствует глубокой утилизации теплоты продуктовсгорания.

При охлаждении продуктов сгорания ниже точки росы из окислов серыобразуется серная кислота H2SO4, обуславливающая интенсивную коррозиюконвективных поверхностей (скорость которой может достигать 1 мм в год).Поэтому в случае энергетического использования биогаза, его целесообразноочиститьот H2S.Методыочисткиот сероводородаприродногогаза,нефтепромысловых и доменных газов широко практикуются. Наибольшеераспространение получил комбинированный способ, основанный на применениижидких и твердых поглотителей (метанола, аминов, активированных углей,окиси алюминия и др.).

Если содержание H2S в газе велико, то улавливающиеего установки дополняют секциями получения элементарной серы и сернойкислоты. Однако при малых количествах H2S такое производство оказываетсянерентабельным. В отличие от прямого сжигания ТКО, с помощью процессагазификации снижается объем вредных выбросов в атмосферу. За счет уменьшенияразмера санитарно-защитной зоны установки термохимической конверсии ТКО59могут быть расположены ближе к селитебным территориям – непосредственноисточнику образования ТКО и потребителю тепловой энергии.

Таким образом,очевидна экономия на транспорте ТКО и тепловой энергии. Потребление тепловойэнергии зависит от температуры наружного воздуха, соответственно, для работыисточника тепловойэнергии на ТКО на выделеннуюобособленнуюзону,необходимо создавать запас ТКО, хранящийся на территории источника. Такжевозможен вариант организации работы на единую тепловую сеть с источникомвыработки тепловой энергии, работающим на традиционном топливе [55]. Такоесхемноерешениепозволитзагружатьисточник термохимическойконверсии ТКО по мере образования отходов. Пики потребления компенсироватьза счет «традиционной» генерации.В таблице2.7приведено сопоставлениесоставаи теплотехническиххарактеристик биометана, генераторного газа и биогаза с рядом наиболеераспространенных газов, применяемых в качестве топлива.

При этом для биогазаданымаксимальнаяи минимальнаякалорийностисогласнозначениям,приведенным в таблице 2.7.Таблица 2.7. Сравнительные теплотехническиехарактеристики топливных газовСостав газа, объёмный, %ГазИнертныеГорючие газыH2газыCO CH4 CnHmБиометан [48]CO2ρ,O2 кг/м3N21,5Q нр ,МДж/м395336высококалорийный70-30--1,098 25,10низкокалорийный33-60--1,48Биогаз: [70]211,834Полукоксовый [70] 23,56,551,54,57,05,5Коксовый [70]6,024,03,03,07,0571,5 0,764 24,65-0,32417,660Сланцевый [70]24,7 10,0 16,25,016,426,80,7 1,040 13,85Генераторный газ* 18,1 24,41,6-10,345,40,21,094,5Генераторный13,0 27,60,6-6,053,20,2 1,1415,15газ**37,6 39,2--3,0219,9-0,528,253,030--9,058,0-1,2834,10--81,514,8-3,20,5 0,901 41,45--95,72.8-1.30,2 0,741 36,47Генераторныйгаз***Доменный [70]Природный[70](Коробовский)Природный [70](Игримский)*- обращённый процесс газификации при воздушном дутье [65];**- прямой процесс газификации при паровоздушном дутье [65];***- аллотермический процесс газификации [90].Приведенные данные показывают, что биогаз достаточно хорошо вписываетсяв группу средне калорийных газов, таких как полукоксовый, коксовый, сланцевый,находящих в промышленной энергетике широкое применение.