Full Text

Развитие цивилизации сопровождается ростом среднестатистического потребления энергии, приходящегося на жителя Земли. По ориентировочным оценкам со времен первой промышленной революции среднедушевое энергопотребление (в единицах условной мощности) к концу XX столетия возросло примерно в 25 раз при крайне неравномерном энергопотреблении по регионам мира [1]. Так, в 28 % стран мира среднедушевое энергопотребление в 20 раз ниже, чем в промышленно развитых странах в целом, и в 40 раз ниже по сравнению со странами-лидерами. За столетний период с 1850 по 1950 г. численность населения возросла с 1,2 до 2,25 млрд человек. Примерно настолько же она возросла за пятнадцатилетний период 1985 до 2000 г. и на январь 2001 г. составила 6,0706 млрд человек. По данным статистики в 2013 г. численность населения возросла до 7,162 млрд человек. При условии эффективных мер по планированию семьи и существующих на начало XXI столетия темпах потребления энергии к 2050 г. установленная в мире мощность энергоустановок должна возрасти примерно вдвое. Соответственно должно адекватно этому увеличиться потребление энергоресурсов, основу которых составляет углеводородное ископаемое топливо. Но запасы ископаемого топлива не бесконечны. По оценкам экспертов, первыми будут исчерпаны запасы нефти, затем природного газа. В недрах находится на порядок больше запасов угля и горючих сланцев, которые при ныне действующих технологиях сжигания являются «экологически» грязными видами топлива. Сжигание углеводородного топлива при ныне действующих технологиях сжигания в существующих и перспективных масштабах может привести к ежегодному выбросу в атмосферу с продуктами сгорания примерно 57 Гт СО2 [2], а это грозит нарушением экологического баланса атмосферных процессов и непредсказуемыми экологическими последствиями. Перед жителями Земли XXI столетия стоят три глобальные проблемы, от решения которых зависит будущее человечества: 1) энергетические потребности; 2) располагаемые энергоресурсы; 3) сохранение экологического равновесия планеты. Особую топливную нишу занимают постоянно образуемые твердые бытовые отходы жизнедеятельности человека (ТБО), а также твердые промышленные отходы (ТПО) лесообрабатывающей, целлюлозно-бумажной и других отраслей промышленности. Независимо от состояния топливного баланса эти источники ТБО и ТПО являются постоянно действующими (образно говоря, возобновляемыми). Так, в течение года житель города образует около 360 кг ТБО. Для города с миллионным населением это составляет 1 000 000 кг ТБО, образуемых ежедневно, которые необходимо регулярно удалять из жилой зоны города. Аналогичная ситуация имеет место с ТПО, которые также требуется регулярно удалять из промышленной зоны. Используются два способа обращения с ТБО (ТПО) - это захоронение на специальных полигонах методом санитарной засыпки или сжигание. Естественный процесс гниения биомассы (медленное окисление) на полигоне или ее открытое сжигание (быстрый процесс окисления) являют собой одно и то же звено цепи круговорота веществ в природе. Захоронение на полигоне и последующее содержание полигона являются дорогим мероприятием, выводящим к тому же земли, занятые под полигон, из землепользования на 15...20 лет. Так, для окупаемости полигона стоимость размещения 1 т ТБО в США доходит до 80 долл/т. Примерно такая же стоимость размещения ТБО в Европе [3]. Но ТБО (ТПО) являются энергоемким продуктом, при сжигании которых выделяется значительная тепловая энергия. Кроме того, при управляемом процессе сжигания возможно полностью исключить или свести к минимуму выброс загрязняющих веществ в атмосферу. Характерный состав ТБО крупного города (на примере ТБО в г. Москве) приведен в табл. 1. Таблица 1 Характеристика ТБО в г. Москве (по данным весеннего сезона 1995 г.) № п/п Компоненты ТБО Содержание (по массе) Элементный состав, % на рабочую массу C H O N S A W 1 Бумага, картон 35,1 9,71 1,30 9,93 0,06 0,05 5,26 8,78 3335,1 2 Пищевые отходы 28,1 3,54 0,51 2,25 0,27 0,04 1,26 20,23 977,08 3 Текстиль 5,4 2,18 0,27 1,25 0,18 0,06 0,43 1,08 860,76 4 Дерево, листья 3,7 1,5 0,18 1,25 - - 0,02 0,74 539,45 5 Отсев, кости 13,3 1,85 0,25 1,88 - 0,01 6,65 2,66 614,53 6 Полимерные материалы 5,2 2,87 0,39 0,90 0,05 0,01 0,55 0,41 1267,87 7 Кожа, резина 1,4 0,91 0,07 0,18 - 0,01 0,15 0,07 360,46 8 Стекло 2,9 - - - - - 2,90 - - Металл: черный, цветной 3,0 - - - - - 3,00 - - Камни 0,7 - - - - - 0,70 - - Керамика 1,2 - - - - - 1,20 - - Всего 100 22,56 2,97 17,64 0,56 0,18 22,1 33,97 - Элементный состав топлива 4,98 0,68 4,53 0,11 0,03 3,33 9,23 - Средние данные (за год) элементного состава 20,41 2,63 15,57 0,49 0,15 18,77 41,8 1665 По теплоте сгорания ТБО сопоставимы с торфом, высокозольным углем, а также с другими низкокалорийными местными видами топлива. Энергетически и экологически целесообразно выстроенный процесс термической переработки ТБО является практически единственным способом одновременного решения энергетической и экологической проблем XXI столетия. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. ориентирована на максимальное вовлечение в энергетику страны, кроме прочих, и местных топливных ресурсов, каковыми являются ТБО. Мусороперерабатывающие предприятия (мусоросжигающие заводы) используются в разных странах более 60…100 лет, сначала как мусоросжигающие предприятия, а позднее как мусоросжигающие паротурбинные ТЭС большой мощности, производящие электричество и тепло. Так, во Франции действуют 134 мусоросжигающих завода (МСЗ), их которых 60 МСЗ большой производительности, размещенных в пригороде Парижа, покрывают более 80 % энергопотребления города [4]. Наряду с этим целесообразны экологически «чистые», автоматизированные МСЗ меньшей мощности, размещенные в пределах обслуживаемой территории. Особенно такие установки целесообразны для сравнительно небольших градообразований с населением 200-400 тыс. человек. Такие мусороперерабатывающие энергокомплексы могут быть созданы на базе газотурбинных установок. Примером может служить энерготехнологический комплекс CPU-400 (рис. 1), разработанный по контракту с Национальным исследовательским центром США по охране окружающей среды. Комплекс предназначен для утилизации ТБО на муниципальной территории с населением 400 тыс. человек. При этом комплекс должен размещаться в пределах обслуживаемой территории [5, 6]. Пилотный вариант производительностью 100 т/сут для территории с населением 150 тыс. человек был введен в опытную эксплуатацию в Калифорнии. Технологический процесс обращения с ТБО включает три основных цикла: - прием и первичная обработка ТБО с выделением горючей фракции и «отсеиванием» негорючих субстанций; - полное сжигание горючей фракции с выработкой электроэнергии; - разделение негорючей субстанции методом флотации на группы материалов, реализуемых как вторичное сырье. 1 4 2 3 5 6 7 8 9 10 11 12 Рис. 1. Принципиальная схема утилизирующего комплекса CPU-400: 1 - двор доставки мусора; 2 - мельница; 3 - отсортированный негорючий материал; 4 - воздушный сепаратор; 5 - контейнер размолотого горючего мусора; 6 - топка с псевдокипящем слоем; 7 - сепаратор инерционного типа, сепарирующий золу и песок (1 ступень очистки); 8 - сепаратор инерционного типа, сепарирующий золу (2 ступень очистки); 9 - генератор; 10 - газовая турбина; 11 - песок; 12 - зола Комплекс автоматизирован и может обслуживаться одним оператором. Энергетическая часть установки состоит из топки с кипящим слоем, двух последовательно включенных в газовый тракт стационарных циклонов и ГТУ с электрогенератором. Воздух для наддува топки с кипящим слоем отбирается от последней ступени компрессора ГТУ. Топливо (горючие фракции ТБО) в топку по пневмотрассе подается из контейнера горючих фракций. Относительно низкая температура процесса сжигания не приводит к образованию оксидов азота термическим путем, а оксиды серы введением присадки выводятся в шлак. Чистота выхлопа допускает размещение PGU-400 в жилой зоне. В перспективе такой проект может быть оборудован системой дистанционного сбора ТБО: «домовой мусоросборник»-«упаковка ТБО в капсулы», «пневматическая транспортировка от дома до комплекса первичной обработки ТБО». Товарной продукцией PGU-400 являются электроэнергия и вторичное сырье. Вырабатываемая энергия покрывает около 15 % электропотребления обслуживаемой территории. Основные экономические показатели установки приведены в табл. 2. Таблица 2 Основные экономические показатели CPU-400 (долл/т ТБО) Статьи расхода Статьи дохода Капитальные затраты на весь комплекс без сортировального устройства 4,03 Стоимость выработанной электроэнергии 4,8 Стоимость сортировального устройства 0,25 Шлам 0,71 Стоимость эксплуатации и обслуживания комплекса 4,3 Железо 2,5 Стоимость эксплуатации и обслуживания сортировального устройства 0,14 Алюминий 1,5 Всего 8,72 Песок, стекло, керамика 0,45 Другие отходы 0,75 Всего 10,71 Энерготехнологический комплекс CPU-400 является полностью самоокупаемой установкой в пределах рабочей площадки и даже приносящей прибыль порядка 20 % (без учета налогообложения). А косвенно, с учетом исключения затрат на дальнее транспортирование и за размещение ТБО на полигоне (80 долл/т) энерготехнологический комплекс CPU-400 является экономически прибыльным предприятием. Надежность, работоспособность и экономичность установки в значительной степени зависят от газотурбинного энергопреобразователя, газовая турбина которого работает на дымовых газах, генерированных в топке с кипящим слоем. После топки высоконагретые дымовые газы направляются в циклоны, где подвергаются инерционной очистке от выноса материалов кипящего слоя, зольных частиц и других твердых взвесей. Для предотвращения эрозионного повреждения лопаток турбины пылесодержание дымовых газов понижается до 5 мг/м3 при размере частиц не более 15 мКм. При высокой температуре работоспособность и надежность циклонов снижаются. Это не позволяет увеличить температуру газа на выходе из топки до температуры современной эффективной ГТУ. Кроме того, в циклонах и на протяженной трассе от топки до турбины происходят потери давления и расхолаживание продуктов сгорания. Опыт создания и эксплуатации CPU-400 продемонстрировал эффективность использования газотурбинных установок при утилизации ТБО. Однако вследствие отмеченных выше и ряда других недостатков газотурбинные установки такого типа с прямым сжиганием ТБО дальнейшего развития не получили. Работы сосредоточились на двухстадийном процессе термической переработке ТБО: сначала газификация с последующим улучшением потребительских свойств генераторного газа (фильтрация твердых взвесей, экстракция дегтя, смолы, масел, химическая обработка с подавлением окислов серы и подобных соединений), а затем сжигание в типовой камере сгорания ГТУ. Товарной продукцией является электроэнергия, тепло и (при наличии сортировальных устройств) вторичное сырье. Возможно также разделение функций. На обслуживаемой территории производится только газификация ТБО с покрытием энергии на собственные нужды, а электоро- и теплофикционная нагрузки покрываются отдельной ГТУ, работающей на генераторном газе производства данной установки [7]. К началу XXI столетия в Европе эксплуатировалось более 15 различных типов газогенераторов коммерческого уровня, работающих на параотурбинную установку. Большинство из них используется в сфере утилизации ТБО и ТПО. Отечественная разработка газотурбинного комплекса утилизации ТБО (совместная работа Института проблем химической физики Российской академии наук (ИПХФ), г. Черноголовка, ФГУП ММПП «Салют» и МГТУ им. Н.Э. Баумана) базировалась на использовании газогенератора разработки ИПХФ, позволяющего газифицировать любое твердое горючее, в том числе высокозольное и высоковлажное. Это газогенератор шахтного типа (рис. 2) противоточной схемы с газификацией в плотном слое при атмосферном давлении с паровоздушным дутьем и твердым золоудалением. Особенность технологии - это использование высокотеплоемкостного инерта. Инерт загружается вместе с ТБО и, проходя последовательно через зоны осушения, пиролиза, восстановления, газификации, охлаждения золы, выполняет функцию аккумулятора, переносящего из зоны в зону аккумулированную теплоту. Это позволяет реализовать оптимальное по высоте реактора поле температур (рис. 3) и довести КПД газификации до 95…96 %. Температура в зоне газификации превышает 1500 К, что позволяет газифицировать с обезвреживанием отходы медицинских учреждении. Генераторный газ от зоны реакции поднимается вверх. Рис. 2. Газификатор в комплекте со сжигающим устройством на экспериментальной площадке ФГУП ММПП «Салют» Загрузка топлива и инерта Вывод продукт газа Температура продукт газа 100-300 °С Температура материала в характерных зонах: 200-20 °С нагрев и сушка топлива, остывание продукт газа 400-200 °С пиролиз, выход летучих 800-400 °С пиролиз, образование полукокса и кокса 600-1200 °С окисление кокса 70-100 °С выгрузка инерта и золы Выгрузка инерта и золы Подача газифицирующего агента (паро-воздушной смеси) Восстановительная зона Окислительная зона 1200-800 °С восстановление СО2 и Н2О до СО и Н2 100-600 °С охлаждение инерта, нагрев газифицирующего агента Рис. 3. Принципиальная схема газификатора Проходя через плотные слои свежезагруженного сырья, высушивая его, генераторный газ охлаждается до 330…370 К. За счет эффекта фильтрации происходит первичная сепарация крупных пылевых фракций. Шлак, зола и инерт выводятся через нижний шлюз. Газогенератор разрабатывался специально для газификации твердых бытовых отходов, но с успехом газифицирует другие виды твердого топлива, в том числе высокозольные с большим влагосодержанием, что является проблематичным для газификаторов с иной технологией газификации. Газификатор прошел экологическую экспертизу. Аналогичный газификатор (первый образец) с 1998 г. эксплуатируется в г. Лаппеенранта (Финляндия) на производственной территории ОАО «Экогазтек». Опытная эксплуатация газификатора показала, что при отсутствии специальных фильтров на выхлопе сжигательного устройства экологические показатели газификатора существенно лучше аналогичных показателей мусоросжигательных предприятий, оборудованных фильтрами на выхлопной трубе. Термический режим газификации с использованием высокотеплоемкостного инерта, восстановительной среды и отсутствие золы уноса в генераторном газе практически полностью изменяют условия первичного образования фуранов и диоксинов. Вследствие низкой температуры выхода генераторного газа в значительной степени исключается возможность попадания в генераторный газ возгонов тяжелых металлов. Газотурбинный энергопреобразователь к газификатору ИПХФ(ч). На основании предварительного анализа [8] к рассмотрению были приняты ГТУ двух принципиально разных схем. Первая - регенеративная ГТУ традиционной схемы, работающая на генераторном газе, который предварительно прошел стадию подготовки (сухая или мокрая очистка от эрозионно-опасных твердозольных фракций, способных нанести повреждения лопаткам турбины [9]) и компремирован до давления впрыска в камеру сгорания ГТУ (на выходе из газификатора давление газа близко к атмосферному). Для повышения удельной мощности и КПД ГТУ регенеративного цикла введен двухкаскадный компрессор с промежуточным охлаждением воздуха между каскадами компрессора. Генераторный газ - продукт газификации ТБО характеризуется в 6…10 раз меньшей величиной низшей теплоты сгорания, что требует значительного увеличения расхода топливного газа. В результате массовый расход продуктов сгорания через турбину значительно превысит массовый расход воздуха через компрессор. Требуется увеличение пропускной способности газового тракта турбины или уменьшение массовой производительности компрессора. Ухудшатся условия работы регенератора (рекуперативного типа), поскольку водяной эквивалент продуктов сгорания значительно превысит водяной эквивалент воздуха. При формально предельно высокой степени регенерации фактическая степень утилизации теплосодержания продуктов сгорания (в пределах газотурбинного цикла) оказывается низкой; соответственно реализуется низкий КПД регенеративной ГТУ. Вторая - ГТУ нетрадиционной схемы с камерой сгорания в газо-воздушном тракте за турбиной и работой турбины на высокотемпературном чистом воздухе. Воздух после компрессора поступает в высокотемпературный воздухонагреватель, нагревается до проектной температуры входа в турбину, расширяется в турбине и с температурой выхода из турбины подается в камеру сгорания, где участвует в процесссе сжигании генераторного газа произвольной запыленности. Это известная схема, использованная при разработке экспериментальной ГТУ на пылеугольном топливе [6]. При такой схеме полностью исключается проблема эрозионного повреждения лопаток турбины, но вводится проблемный элемент - высокотемпературный воздухонагреватель. Высокотемпературный воздухонагреватель выполняет функцию регенератора со степенью 1,0 (нагрев воздуха от температуры после компрессора до температуры воздуха на выходе из турбины) и функцию камеры сгорания (нагрев воздуха от температуры входа в камеру сгорания до температуры на входе в турбину). Для реализации температурного напора между греющим газом (продуктами сгорания на выходе из камеры сгорания) и высокотемпературным воздухом на входе в турбину температура продуктов сгорания за камерой сгорания должна превышать температуру перед турбиной. Величина превышения температуры определяется работоспособностью высокотемпературного теплообменника. Чем выше температура газа, тем больше температурный напор и меньше поверхность теплообмена высокотемпературного воздухонагревателя. Современные материалы типа ВЖ98, SIRIUS 314, допускающие длительную работу в окислительной атмосфере при 1430 К, подвергающиеся глубокой вытяжке в холодном и горячем состоянии, позволяют создать требуемый высокотемпературный теплообменник. По проектным оценкам для реализации эффективного газотурбинного энергопреобразователя рассматриваемой схемы возможно ограничиться температурой газа за камерой сгорания 1270…1370 К [3]. Для повышения степени использования теплосодержания продуктов сгорания большей массы и большей удельной теплоемкости нежели нагреваемый воздух, в МВТУ им. Баумана разработана модифицированная схема ГТУ с камерой сгорания за турбиной и перераспределением газовоздушных потоков по тракту ГТУ [3], [8], [9]. Принципиальная схема и термодинамический цикл ГТУ приведены на рис. 4. а б Рис. 4. Принципиальная схема и цикл газотурбинной установки: а - схема, б - цикл, I - компрессор низкого давления, II - компрессор высокого давления, III - воздушный теплообменник, IV - турбина, V - камера сгорания (пунктиром обозначена трасса дополнительного воздуха) Для невилирования величин абсолютного теплосодержания воздуха и продуктов сгорания по воздушному тракту воздухонагревателя в дополнение к основному (соответствующему расчетным условиям полного сгорания генераторного газа при заданных температуре входа воздуха в камеру сгорания и температуре выхода продуктов сгорания из камеры сгорания) пропускается дополнительный расход воздуха, который утилизирует недоиспользованное теплосодержание основного воздуха и за счет этого описывает полноценный термодинамический цикл. Фактически реализуется как бы бинарный цикл ГТУосн + ГТУдополн, совмещенных в одном агрегате. Место ввода дополнительного расхода воздуха (отбирается из воздушного тракта за турбиной) в газовый тракт теплообменника тракта соответствует сечению, до которого температура продуктов сгорания понизится и станет равной температуре воздуха за турбиной. Особой является проблема расчета процесса сгорания генераторного газа произвольного состава. При стандартных топливах стабильного состава (природный газ, керосин, бензин, мазут, др.) составлены различные номограммы, детальные табулированные данные, различный вспомогательный графический материал, упрощающий и ускоряющий инженерные расчеты процесса. Для расчета процесса сгорания нужно знать состав генераторного газа, его характеристики, теплоемкость продуктов сгорания в зависимости от состава и температуры топливного газа, температуры процесса, стехиометрический коэффициент и коэффициент избытка воздуха. В связи с этим разработана компьютерная программа расчета [10], в основу которой положено уравнение сгорания в форме, предложенной В.Е. Михальцевым [3]: , где - средняя удельная теплоемкость продуктов сгорания при температуре , - температура газа за камерой сгорания, - средняя удельная теплоемкость воздуха на входе в камеру сгорания при температуре , - температура воздуха на входе в камеру сгорания, - средняя удельная теплоемкость продуктов сгорания при температуре , - средняя удельная теплоемкость воздуха на входе в камеру сгорания при температуре , - средняя удельная теплоемкость топлива при температуре , - стандартная температура для определения низшей теплоты сгорания, - температура, при которой топливо поступает в камеру сгорания. Данная зависимость является абсолютно точной для определения относительного расхода топлива. Входящая в её состав средняя удельная теплоемкость воздуха принимается по справочным данным, а средняя удельная теплоемкость топливного газа рассчитывается по известному фракционному составу газа [11, 12]. Средняя удельная теплоемкость продуктов сгорания зависит от фракционного состава продуктов сгорания, который представляет собой смесь чистых продуктов сгорания и чистого воздуха. Расчетная программа составлена в среде программирования «Делфи». Блок-схема программы представлена на рис. 5. Начало Ввод величин: массовый состав компонентов топлива, температура продуктов сгорания после камеры сгорания, температура воздуха на входе в камеру сгорания, температура топлива на входе в камеру сгорания, теплоемкость топлива Расчет расчет L0 расчет объемов и объемных долей чистых продуктов сгорания Расчет массовых долей чистых продуктов сгорания Определение теплоемкости чистых продуктов сгорания Конец Таблица теплофизических свойств веществ Определение относительного расхода топлива, определение aР Ввод коэффициента избытка воздуха a Определение теплоемкости полных продуктов сгорания Вывод результатов: Расчетное значение относительного расхода топлива Расчетное значение коэффициента избытка воздуха aР = a Нет Да Рис. 5. Блок-схема расчета показателей процесса сгорания углеводородного топлива произвольного элементного состава Влияние дополнительной массы воздуха на мощность и КПД ГТУ. (Пример расчета). Исходные данные: Схема установка представлена на рис. 4. Температура в характерных сечениях ГТУ: , , , . Состав генераторного газа (% по массе) . Низшая теплота сгорания: . Стехиометрический коэффициент: . Удельная теплоемкость: . Плотность генераторного газа: . Газовая постоянная: . Коэффициент избытка воздуха при и , (по результатам решения уравнения сгорания). Массовый расход топлива: . Номинальный расход воздуха через компрессор . Номинальная мощность ГТУ: . Номинальный КПД: . Влияние дополнительной массы воздуха на основные показатели ГТУ 0 0,1 0,2 0,4 0,5 279,9 230,3 187,3 116,3 86,7 976,2 1073,8 1171,4 1366,7 1464,3 0,257 0,282 0,308 0,359 0,385 18,97 23,788 30,28 54,31 82,03 Ввод дополнительного расхода воздуха в компрессор с последующей работой в турбине, байпассированием камеры сгорания и вводом его после турбины в газовый тракт воздухонагревателя приводит к увеличению мощности и КПД ГТУ за счет более глубокой утилизации теплоты уходящих газов - продуктов сгорания низкокалорийного генераторного газа при газификации ТБО.

About the authors

V. L Ivanov

Moscow State Technical University named after Bauman

D. A Skibin

Moscow State Technical University named after Bauman

References

Statistics

Views

Abstract - 15

PDF (Russian) - 59

Refbacks

• There are currently no refbacks.