И топливной электростанции 1 страница

Рисунок 10.8. Сечение поверхности,

отображающей целевую функцию при ометаемой площади 1,5 м²

Как следует из приведенных графиков, наиболее эффективно применять для дублирования и разгрузки топливной автономной электростанции ветроэнергетическую установку, рассчитанную на рабочую скорость 11 – 12 м/с. Этот результат несколько превышает известные рекомендации по выбору рабочей скорости ветроустановки системной электростанции. Это можно объяснить тем, что при работе ветроустановок параллельно с централизованной системой электроснабжения они располагаются в разных климатических зонах и взаимно компенсируют недостаток энергии ветра.

Размеры ветроэнергетической установки при этом определяются по известным формулам.

10.6. Методы массовых расчетов

автономных ветроэлектростанций

В процессе инженерных расчетов определяются оптимальные параметры автономных ветроэлектростанций, приводящие к их наиболее высокой конкурентоспособности. Для проведения расчетов для массовых заказчиков желательно иметь инженерные методы, позволяющие получать искомые оптимальные параметры более простыми способами без поиска экстремумов целевых функций. В основе таких расчетов могут быть различные эмпирические функции (например, функции уравнений линейной регрессии), графики и таблицы, описывающие зависимости оптимальных параметров от влияющих факторов. Получить такие зависимости можно путем описания движения оптимального параметра в области изменения влияющих на него факторов.

Ранее нами было установлено, что рабочая скорость ветра для ветроэнергетических установок пропеллерного типа на территории Ростовской области должна быть 6 м/с не зависимо от эквивалентной мощности потребителя. При этом для удовлетворения нагрузки N = 1,5 кВт необходима ветроэнергетическая установка с ометаемой площадью 55 м². Такая площадь соответствует ветроколесу диаметром D = 8 м. Такие значительные размеры ветроустановки обусловлены принятыми требованиями высокой надежности электроснабжения, не менее 0,9.

При изменении эквивалентной мощности потребителя, при сохранении требуемой надежности, мощность ветроустановки изменяется пропорционально

(10.40)

где N_ВУ – мощность ветроустановки при исходной нагрузке, кВт; N_ВУ=3кВт;

N – исходная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки, кВт. N = 1,5 кВт.

N_ВУР – расчетная мощность ветроустановки при другой нагрузке, кВт;

N_Р – расчетная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки, кВт.

Из пропорции (10.25) следует:

N_ВУР = 2N_Р (10.41)

Размеры ветроколеса при этом можно определить следующим образом

(10.42)

где D_ВУ – расчетный диаметр ветроустановки для другой эквивалентной мощности потребителя при надежности электроснабжения 0,9, м.

С учетом (10.41), получаем

(10.43)

При изменении требований к надежности электроснабжения в сторону уменьшения, уменьшатся и размеры ветроустановки, так как потребуется аккумулировать меньше энергии. Как следует из расчетов п.10.4, для покрытия эквивалентной мощности 1,5 кВт при надежности 0,9 требуется ветроустановка мощностью 3 кВт. При удовлетворении той же мощности с вероятностью 0,5 потребуется ветроустановка мощностью 2 кВт, то есть, размеры ветроколеса можно уменьшить в 1,5 раза. Однако составить простую пропорцию, аналогичную (10.40) по теории подобия нельзя, так как изменение энергетических и штилевых периодов подчиняются нормальному закону, график которого нелинейный.

В этом случае для массовых расчетов можно пользоваться следующей эмпирической зависимостью:

N_ВУ = 28,5 Х³ – 54,9 Х² + 35,8 Х –5,7 (10.44)

Здесь Х – вероятность энергообеспечения.

Диаметр ветроколеса при этом определяется следующим образом:

(10.45)

Здесь N_ВУ – требуемая мощность ветроустановки, Вт.

При изменении эквивалентной нагрузки потребителя электрической энергии и при сохранении требований к вероятности энергообеспечения 0,9 емкость аккумуляторной батареи рассчитывается по формуле:

(10.46)

Энергетический период при этом принимается 7 суток. При изменении требований к вероятности энергообеспечения, можно пользоваться той же зависимостью, рассчитав гарантированный энергетический период для заданной вероятности энергообеспечения. Однако пользоваться функциями Лапласа при массовых вычислениях затруднительно. В этой связи можно пользоваться эмпирическим уравнением, обеспечивающим расчет гарантированных энергетических периодов в диапазоне вероятности энергообеспечения 0,5 . . . 0,9.

t_Э = 58 Х – 55,7 Х² (10.47)

Емкость аккумуляторных батарей можно рассчитать по выражению

С_А = 1323 – 300 Х₁ –3940х₂ +2814х₁² +650х₁х₂ (10.48)

Здесь Х₁ – эквивалентная среднесуточная мощность потребителя электрической энергии, кВт;

Х₂ – требуемая надежность электроснабжения.

Глава 11. Использование вторичных

Энергоресурсов

11.1. Использование отводимого

тепла на ТЭЦ

В процессе работы тепловых машин неизбежно отводится теплота от теплоносителя, или при совершении им работы, или при конденсации после совершения работы (см. рисунок 5.1). Совершенно естественно стремление использовать эту теплоту вторично.

Вторичное использование отводимой теплоты не имеет принципиальных трудностей. Наиболее просто отводимую теплоту направить к вторичному теплоносителю, который ее перенесет в зону нового (вторичного) использования. Передача теплоты происходит в теплообменниках (см. рисунок 6.3). В качестве вторичного теплоносителя может применяться либо жидкость (например, вода), либо пар. При высокой температуре отводимой теплоты пар является более предпочтительным теплоносителем по следующим причинам:

§ хотя объемная энтальпия воды (Дж/м³) выше объемной энтальпии пара, массовая энтальпия воды (Дж/кг) меньше, чем массовая энтальпия пара;

§ при повышении температуры плотность воды растет незначительно, а плотность пара весьма значительно;

§ при конденсации пара выделяется скрытая теплота в количестве до 2,25 МДж/кг.

В соответствии с изложенными причинами, чем выше температура передаваемой теплоты, тем меньший объем пара требуется. Объем воды при изменении температуры уменьшается незначительно (см. вторую причину).

Наиболее часто пар применяется для отбора и передачи отводимой теплоты в тепловых электростанциях. Тепловая электростанция, в которой отводимая после турбины теплота используется для теплоснабжения, называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ).

Несмотря на кажущуюся очевидность эффективности вторичного использования отводимой теплоты на ТЭЦ, реальная эффективность может быть гораздо ниже ожидаемой, а иногда затраты на вторичное использование теплоты могут даже не окупаться. Рассмотрим более подробно особенности вторичного использования отводимой теплоты.

Предположим, что первичный пар, проходя через турбину электростанции, охлаждается до температуры окружающей среды 20^оС (293К). К.п.д. электростанции обычно составляет 0,30 – 0,35 (примем для конкретности 0,32). Если принять, что к.п.д. реальной турбины меньше к.п.д. цикла Карно примерно в два раза /4, 8, 15/, то максимальная температура нагревателя будет иметь следующее значение:

Однако, для вторичного использования отводимого тепла, температура отработанного пара должна быть выше температуры окружающей среды. Температура пара зависит от дальности передачи теплоты. Так при передаче приблизительно 30км (типичная длина теплотрассы для теплоснабжения близлежащего города) температура пара должна быть 200^оС (473К). В этом случае к.п.д. электростанции уменьшится, и при принятых допущениях составит:

Таким образом, при вторичном использовании отводимого тепла приходится идти на понижение к.п.д. электростанции[25]. Очевидно, что чем длиннее теплотрасса, тем выше должна быть температура отработанного пара и тем меньше к.п.д. чистой электростанции. По этой причине использование отводимого тепла от атомных электростанций проблематично, так как они сооружаются на значительном (безопасном) расстоянии от крупных населенных пунктов.

Второй причиной, снижающей реальную эффективность вторичного использования отводимого на теплоэлектростанциях тепла, является несовпадение во времени потоков потребления электроэнергии и теплоты. Особенно, если теплота используется с целью обогрева. Отметим, что на ТЭЦ, где применяются обычные теплоэлектростанции, причина несовпадения устраняется увеличением к.п.д. собственно электростанции. Там, где применяются АЭС, регулировать к.п.д. паросиловой турбины более сложно, так как атомный реактор должен работать при равномерной отдаче теплоты.

На основании изложенного можно заключить, что эффективность вторичного применение отводимого на крупных электростанциях тепла (то есть, использования их в качестве ТЭЦ), зависит от температуры отработанного пара на входе в теплообменник. Таким образом, использование АЭС в составе ТЭЦ приводит к увеличению стоимости электроэнергии. Это следует учитывать при обосновании мероприятий по энергосбережению,

11.2. Передача теплоты тепловыми

насосами

На основании изложенного можно заключить, что чем ближе требуется передавать вторичную теплоту, тем меньшая температура вторичного теплоносителя нужна, а значит, более эффективна работа первичной энергетической установки. В этой связи отводимое тепло можно применять в автономных системах теплоснабжения или кондиционирования. При этом возможно передача теплоты от источников с весьма низкими температурами. для передачи теплоты от источника с низкой температурой применяются тепловые насосы.

Принцип работы и устройство теплового насоса поясняется рисунком 11.1.

Рисунок 11.1. Схема работы теплового насоса

1 – испаритель, 2 – дроссель, 3 – конденсатор, 4 – компрессор, Q_ОТВ – теплота, отводимая от первичной энергетической машины, Q_ПОЛ – полезная теплота, передаваемая насосом в обогреваемую им зону.

Тепловой насос работает следующим образом.

Рабочее тело, проходя через испаритель, воспринимает теплоту, отводимую от первичной энергетической машины, и испаряется. Для лучшего испарения перед испарителем устанавливается дроссель, который понижает давление рабочего тела в испарителе.

При испарении отбирается теплота из окружающей среды Q_ОТВ и с парами рабочего тела передается в конденсатор. В конденсаторе рабочее тело конденсируется в жидкость, отдавая теплоту Q_ПОЛ. Для повышения температуры отдаваемой теплоты Q_ПОЛ, перед конденсатором пар проходит через компрессор, который повышает его давление, а значит и температуру.

Тепловой насос может отбирать любую теплоту, температура которой выше температуры испарения рабочего тела теплового насоса. При этом надо учитывать, что температура испарения рабочего тела в испарителе понижается, так как рабочее тело теряет давление после дросселирования.

Отметим, что тепловой насос может передавать не только теплоту, отводимую от первичной энергетической машины, но и природную или естественную теплоту, например, теплоту грунтовых вод, или теплоту вытяжного воздуха. Область применения теплового насоса расширяется при использовании в качестве рабочего тела легко кипящих жидкостей (аммиак, метан, фреон и т.п.).

Если используется природная или сбрасываемая теплота, то коэффициент использования энергии теплового насоса определяется следующим образом:

(11.1)

Здесь W_КОМПР – энергия, необходимая для работы компрессора, Дж.

Полезная тепловая энергия может быть больше энергии, преобразуемой в работу компрессора, следовательно, коэффициент использования энергии теплового насоса может быть больше единицы (нельзя путать с к.п.д. теплового насоса). Таким образом, тепловой насос является эффективным средством энергосбережения при обогреве и другом использовании низкотемпературного тепла.

11.3. Использование отходов сельскохозяйственного

производства

Сельскохозяйственные отходы представляют собой различные растительные остатки после уборки и переработки продукции растениеводства, навоз животных, и технологические остатки в животноводстве (так называемая, подстилка), представляющие собой навоз животных и остатки грубого корма. Все эти остатки называются биомассой.

Так как биомасса содержит горючие вещества (углеводороды и их соединения), то наиболее очевидно ее использование в качестве биотоплива для получения тепла. Хотя биомасса уже первоначально способна гореть, все же требуется некоторая ее подготовка. Так биомасса и ее отходы содержат большое количество воды, и перед сжиганием требуется сушка.

Характеристикой любого топлива является его калорийность или теплотворная способность, то есть, удельное количество теплоты, которое можно получить при сжигании единицы массы или объема топлива. Чем выше калорийность топлива, тем меньше его требуется для получения одного и того же количества теплоты. Теплотворная способность биотоплива различна, и зависит от того, в каком виде оно используется.

Наиболее просто получать твердое биотопливо, для чего биомассу высушивают. Таким образом, в качестве твердого биотоплива может использоваться сухая древесина или высушенные экскременты животных. Если используются отходы древесины, то для повышения технологичности биотоплива их брикетируют.

Биогаз получают в процессе брожения, и его производство наоборот требует увлажнения биомассы, а затем подогрева и перемешивания.

Здесь эти примеры приведены для понимания, что использование биомассы в качестве биотоплива требует подвода какого-то количества энергии, которое должно потом компенсироваться получением тепловой энергии.

Так как биомассу можно преобразовывать в твердое, газообразное или жидкое биотопливо, то ее можно использовать практически во всех процесса, требующих тепла, включая и паровые и тепловые машины. На рисунке 11.2 показана схема возможного применения биотоплива.

Возможность получения качественного тепла путем сжигания биотоплива обусловливает и возможность получения электроэнергии в тепловых электростанциях, в которых приводом генератора является тепловая машина.

Рисунок 11.2. Структура использования биотоплива

Q_С – тепло на сушку, подогрев, Е_М – механическая энергия на перемешивание, Q_Т – теплота твердого топлива, Q_Б – теплота биогаза, Q_Ж – теплота жидкого топлива

Достоинствами применения биотоплива для работы в тепловых электростанциях являются:

§ полная управляемость процессом, так как поступление биотоплива абсолютно прогнозируемо;

§ возможность использования существующих тепловых электростанций, особенно автономных, так как теплотворная способность жидкого и газообразного биотоплива эквивалентна теплотворной способности традиционного углеводородного топлива;

§ неисчерпаемость запасов биотоплива при правильном его воспроизводстве.

11.4. Получение газообразного и жидкого

биотоплива

Наиболее ценным является газообразное и жидкое биотопливо. Преобразование энергии биотоплива практически не отличается от преобразования энергии любого углеводородного топлива, поэтому практический интерес представляют только вопросы его получения.

Биотопливо может использоваться для прямого получения тепла (в этом случае сжигают высушенную биомассу или получаемый из нее древесный уголь) или для производства электроэнергии (в этом случае из биотоплива получают метан, который используют в автономных топливных электростанциях в качестве газообразного топлива приводных двигателей).

Процесс получения метана (СН₄) из биомассы называется анаэробной переработкой. Как следует из названия процесса (анаэробная) он протекает в отсутствии кислорода воздуха. На рисунке 11.3 показана функциональная схема анаэробной установки.

В перемешиваемой нагретой биомассе протекают процессы анаэробного брожения и начинает выделяться биогаз, в котором большинство составляет метан СН₄. Метан из промежуточной емкости после очистки компрессором закачивается в резервуар для хранения и последующего использования.

Применение установок для получения биогаза в настоящее время становится все более перспективным.

На рисунке 11.4 приведено схематическое устройство установки для производства биотоплива. Получение биогаза происходит следующим образом. Поршнем 3 выдавливается воздух из биомассы. Затем вентиль закрывается и производится подогрев биомассы без доступа воздуха. Подогретая биомасса интенсивно перемешивается поршнем, имеющим лопатки. В перемешиваемой нагретой биомассе протекают процессы анаэробного брожения и начинает выделяться биогаз, в котором большинство составляет метан СН₄.

Рисунок 11.3. Функциональная схема анаэробной установки

производства биогаза

Рисунок 11.4. Установка для получения биогаза

1 – вентиль, 2 – корпус, 3 – поршень, 4 – биомасса

Под давлением биогаза поршень приподнимается, и газ выпускается в промежуточную емкость. Метан из промежуточной емкости после очистки компрессором закачивается в резервуар для хранения и последующего использования.

Кроме получения газообразного топлива из биомассы можно получать твердое (брикетированное или гранулированное) топливо и жидкое топливо (метанол).

Функциональная схема установки для получения жидкого топлива приведена на рисунке 11.5. Полученное топливо представляет собой метиловый спирт и может использоваться совместно с бензином в определенных пропорциях.

Обобщающим способом получения твердого (древесный уголь), газообразного (биогаз) и жидкого (смолы и масла) биотоплива является пиролиз. Схема пиролиза приведена на рисунке 11.6.

Рисунок 11.5. Функциональная схема установки

для производства метанола

Рисунок 11.6. Функциональная схема пиролизной установки

К.п.д. пиролиза определяется отношением теплоты сгорания произведенного биотоплива к теплоте сгорания исходной биомассы, и достигает довольно высоких значений. Например, газогенератор на древесине, производящий водород и СО, имеет к.п.д. 90% /9/. Некоторая потеря энергии компенсируется получением биотоплива, пригодного для использования в обычных тепловых двигателях. Это позволяет уменьшить потери энергии по сравнению с простым сжиганием биомассы. Так, используя продукты пиролиза при производстве электроэнергии можно достигать более высоких значений к.п.д., чем при использовании паровых котлов.

Пиролиз протекает в четыре стадии, отличающиеся температурой процесса /7/:

§ 100 – 120^оС – подаваемый в газогенератор материал, опускаясь вниз, освобождается от влаги;

§ 275^оС – отходящие газы состоят из N₂, CO, CO₂; в виде конденсата выделяются смолы и масла, которые могут быть переработаны в метанол или метан;

§ 280 – 350^оС – протекают экзотермические реакции, в процессе которых выделяются летучие вещества.;

§ 350 – 600^оС – образуется водород, метан и СО, часть углерода переходит в форму древесного угля.

Во Всероссийском институте электрификации сельского хозяйства создана промышленная пиролизная установка, производительностью 1 литр метанола за час или 1,5 м³ метана за час, перерабатывающая растительные сельскохозяйственные отходы, например, подсолнечную лузгу. Такие установки могут с успехом применяться в небольших фермерских хозяйствах. Естественно, установка по производству биотоплива не сможет решить всех энергетических проблем фермера, но способна значительно уменьшить его зависимость от рынка традиционного углеводородного топлива. В будущем применение установок по производству жидкого или газообразного топлива станет еще более эффективным.

11.5. Расчет параметров биогазовых

установок

К параметрам биогазовой установки относятся:

§ температура брожения;

§ продолжительность процесса брожения;

§ режим заполнения метантанка (периодический или непрерывный).

Методика расчета состоит в следующем /14/:

1. Определяется суточное поступление биомассы.

m_БМ = SN_Жj m_УДj (11.2)

где m_БМ – суточное поступление биомассы, кг;

N_Ж – количество животных j-того вида, гол.;

m_УДj – суточный выход экскрементов от j-того животного, кг/гол.

2. Определяется доля сухого вещества в биомассе.

(11.3)

где j_БМ – влажность биомассы, %.

3. Определяется доля сухого органического вещества.

m_COB = m_CB r_COB (11.4)

где r_COB – доля органического вещества в сухом веществе, о.е.

4.Определяется выход биогаза

V_БГ = v_БГ m_COB n_t (11.5)

где v_БГ – удельный выход биогаза при полном разложении сухого органического вещества, м³/кг;

n_t – доля выхода биогаза при выбранной продолжительности брожения, о.е.

5. Определяется объем метантанка

V_MT = (0,7 . . . 0,9) m_БМ t_Б r_БМ^{– 1} (11.6)

где t_Б – продолжительность брожения, сут.;

r_БМ – плотность сбраживаемой биомассы, кг/м³.

6. Определяется количество теплоты для подогрева биомассы.

(11.7)

где с_БМ – средняя теплоемкость биомассы, Дж/кг. К;

t_ПР – температура процесса брожения, К;

t_БМ – температура загружаемой биомассы, К;

q_ПОТ – суммарные потери тепла через стенки и крышку метантанка, Дж;

q_БМ – мощность теплового потока от биомассы во время брожения, Вт/кг;

t_БР – время брожения, сут.

В приложении 7 приводятся необходимые для расчетов данные.

Глава 12. Метрологическое обеспечение энергетических

Обследований

12.1. Измерительные приборы в системах

теплофикации

В системах теплофикации измерениям подлежат температура, давление, массовый или объемный расход, тепловая энергия.

Температура характеризует тепловое состояние вещества и пропорциональна средней кинетической энергии молекул. Температура не подчиняется закону аддитивности /15/ (additivus – придаточный, получаемый путем сложения (лат)). В соответствии с этим для измерения необходимо иметь не только единицу измерения, но и шкалу, в которой температура определяется через аддитивные характеристики. В Международной температурной шкале единицей измерения является градус Кельвина, равный градусу Цельсия. Оба этих градуса равны 1/100 интервала между точкой таяния льда и температурой кипения воды при нормальном атмосферном давлении. Шкала Кельвина не имеет отрицательных значений, ее абсолютным нулем является температура, приблизительно равная – 273^оС. Таким образом, температурные шкалы Кельвина и Цельсия связаны между собой отношением

Т = t + 273, (12.1)

где Т – температура в градусах Кельвина, К;

t – температура в градусах Цельсия, ^оС.

Наиболее простыми устройствами для измерения температуры являются стеклянные жидкостные термометры. Принцип действия стеклянных термометров основан на объемном расширении жидкостей при нагревании. Некоторые жидкости (например, спирты) имеют достаточно большой коэффициент температурного расширения. Такие жидкости называются термометрическими. Термометрическую жидкость выбирают исходя из необходимых пределов измерения температуры по температуре их замерзания и кипения. Жидкость помещают в колбочку, имеющую тонкий капилляр. При нагревании термометрической жидкости в колбе она увеличивает свой объем и поступает в капилляр. По высоте подъема жидкости в капилляре судят о температуре нагрева колбочки. Шкалу наносят либо непосредственно на капилляр, либо на специальной планке, размещенной за капилляром. Для устранения влияния теплоты непосредственно на жидкость в капилляре, он помещается в стеклянный цилиндр, воздушная или вакуумная прослойка между капилляром и окружающим пространством является хорошей теплоизоляцией. Бесцветные жидкости (спирты) окрашивают специальными красителями.

Нашли распространение также ртутные термометры. Ртуть не прилипает к стенкам капилляра и не смачивает их, кроме того, весьма доступно получение чистой ртути. В этой связи ртутные термометры обычно имею высокий класс точности. Технические данные некоторых стеклянных термометров приведены в таблице 12.1.

Таблица 12.1

Технические данные стеклянных термометров

Недостатком стеклянных термометров является ограничение шкалы измерений (от – 35^оС до + 450^оС), причем с увеличение температуры погрешность измерений увеличивается. Манометрические термометры могут использоваться для измерения температуры от – 200^оС до +600^оС, и подразделяются на газовые, конденсационные и жидкостные манометрические термометры. Принцип действия манометрических термометров основан на изменении давления при нагревании манометрического тела. Таким образом, манометрические термометры в принципе реагируют на изменение давления газа или жидкости, помещенной внутри них. При нагревании манометрического тела его давление на мембрану повышается пропорционально температуре, следовательно, шкала может быть проградуирована в градусах Цельсия или Кельвина. Схема манометрического термометра приведена на рисунке 12.1.