Горючі вторинні енергетичні ресурси
Енергетична здатність (вихід) горючих вторинних енергоресурсів визначається добутком кількості енергоносія на його питомий енергетичний потенціал згідно з виразом
Qsop ~ ^ ' Чн ’
де Qsop - енергетична здатність горючого вторинного енергоресурсу, кДж/год, або кДж/т продукції;
^ ^ з з
т - часовий або питомий вихід енергоносія, м /год, або м /т продукції;
з
qH - питома нижча теплота згорання енергоносія, кДж/м.
3.4.2.1 Коксовий газ
Вироблення коксу відбувається в камері печі з вугільної шихти, де вона нагрівається до 1000 °С без доступу кисню протягом 14- 15 год. Разове завантаження камери печі становить близько ЗО т сухої шихти. В результаті утворюється твердий залишок - кокс - при температурі 1000-1050 °С і виділяються леткі речовини, які називаються прямим коксовим газом. У тепловому балансі коксування теплота прямого коксового газу становить близько 15 %. В 1 м3 прямого коксового газу міститься: 250-450 г водяних парів, 80-150 г парів смоли, 30-40 г бензольних вуглеводнів, 8-13 г аміаку, до 10 г нафталіну, 6-40 г сірководню і 0,5-2,5 г ціановодню.
Після охолодження і видалення хімічних продуктів утворюється коксовий газ, склад якого залежить від властивостей вугільної шихти та умов коксування. Об’ємні частки складових коксового газу такі: 56-62 % водню, 23,5-26,5 % метану, 5,5-7,7 % оксиду вуглецю, 2— 6% азоту, 1,9-2,7 % С2Н4, 1,8-2,6% діоксиду вуглецю, 0,3-0,6 %
кисню. Масова частка сірководню не повинна перевищувати 4 г/м, а нафталіну - 0,5 г/м . Витрата повітря на спалювання становить у середньому 4,2 м на один кубометр коксового газу, а вихід продуктів спалювання - 4,8 м3. Теплота згорання газу дорівнює 17-
17,6 МДж/м, а максимальна температура продуктів згорання - 2070 °С.
3.4.2.2 Доменний газ
Доменний газ іноді називають колошниковим газом, тобто газом, який виходить із верхньої частини доменної печі - колошника. Доменний газ утворюється при виплавлянні чавуну в доменних печах. Кількісне значення його виходу, а також хімічний склад залежать від властивостей шихти і палива, режиму роботи печі тощо. В середньому вихід доменного газу коливається від 1500 до 2500 м на 1 т чавуну.
На виході з печі доменний газ має у своєму складі багато колошникового пилу, в ньому також є оксиди заліза, кремнію, алюмінію, марганцю, сірки та інших компонентів, що наявні в шихті. Для зниження запиленості і зменшення металевих домішок використовується система газоочищення, в якій газ послідовно проходить через апарати: інерційні сухі пиловловлювачі, скрубери, труби Вентурі з краплевловлювачами, мокрі електрофільтри.
Очищений доменний газ має у своєму складі: 52-59 % азоту, 26- 34 % оксиду вуглецю, 7,5-15 % діоксиду вуглецю, 1,4-5,2 % водню, 0,2-0,3 % метану. Зі складу компонентів видно, що частка негорючих газів (азот, діоксид вуглецю) в доменному газі становить близько 70 %, у результаті він має низьку теплоту згорання - 3-5 МДж/м. Максимальна температура продуктів згорання доменного газу становить 1487 °С, яка може бути збільшеною за рахунок попереднього підігрівання газу і повітря.
3.4.2.3 Феросплавний газ
Феросплавний газ утворюється при виплавлянні феросплавів у рудновідновлювальних печах, причому його подальше використання як вторинного енергетичного ресурсу можливе тільки в закритих печах, у відкритих при наявності повітря він згорає на колошниках.
Склад феросплавного газу, його вихід, температура, питома теплота згорання залежать від марки виплавлюваного сплаву, складу шихти, режиму роботи печі тощо (вказані показники феросплавного газу наведено в таблиці 3.4.1.
|
Таблиця 3.4.1 - Техніко-енергетичні показники феросплавного газу
|
Одержаний після печі газ має значну запиленість, що складає ЗО - 40 г/м. Тому використовується очищення феросплавного газу, подібне до очищення доменного газу; в результаті очищення в заводські мережі газ надходить з вмістом пилу не більше 20 г/м3. Максимальна температура згорання феросплавного газу становить 2080 °С.
3.4.2.4 Конверторний газ
Конверторний газ утворюється при виплавлянні сталі в кисневих конверторах. У вихідному конверторному газі в основному міститься оксид вуглецю, незначна кількість азоту, водню і кисню (по 1 %), пари заліза та його оксидів, а також значна кількість пилу (приблизно 200 г/м3). Температура вихідного газу становить 1400-1800 °С.
Після очищення до складу газу входить 70-80% СО, 15-20% С02, 3-12% N2, 0,5-0,8 % 02. Такий склад робить його
високоякісним технологічним й енергетичним паливом. Технологічна цінність газу визначається значним вмістом СО і можливістю використання газу як відновлювача. Енергетична цінність визначається високою теплотою згорання і малим виходом продуктів згорання на одиницю теплоти, що отримується.
Однак слід значити токсичність газу й те, що суміш газу, в складі якої є більше 12,5 % СО і концентрація кисню більше 5 %, являє собою вибухонебезпечну речовину.
з
Теплота згорання конверторного газу становить 8,4-9,2 МДж/м, максимальна температура згорання - 2000 °С.
3.4.2.5 Горючі гази нафтопереробної і нафтохімічної промисловості
До горючих вторинних енергоресурсів належать відхідні гази сажового виробництва, абгази, рідкі вуглеводи і кубові залишки у виробництві дивінілу, метано-воднева фракція у виробництві етилену, горючі відходи нафтопереробки тощо. Коефіцієнт їх використання не перевищує 60 %.
3.4.2.6 Горючі гази хімічної промисловості
До горючих вторинних енергоресурсів належать відходи азотної, фосфорної та хлорної підгалузей, які становлять майже 98 % загальної кількості горючих вторинних енергоресурсів хімічної промисловості.
Горючі вторинні енергоресурси при виробництві:
- метанолу - танкові і продувні гази;
- ацетилену - сажовий шлам і вищі ацетиленові гомологи;
- аміаку - ретурні, танкові і продувні гази, рідкі вуглеводні;
- капролактаму - продувний газ і водень;
- каустичної соди - водень;
- жовтого фосфору і карбіду кальцію - відхідні гази електропечей.
Сумарний вихід горючих вторинних енергоресурсів галузі еквівалентний декільком мільйонів тонн умовного палива на рік, а коефіцієнт їх використання досягає 75 % [1].
3.4.2 Теплові вторинні енергетичні ресурси
Енергетична здатність теплових вторинних енергоресурсів визначається добутком кількості енергоносія на його ентальпію згідно з виразом
Qmen — ^ * І 5
Де Qmen ~ енергетична здатність теплового вторинного енергоресурсу, кДж/год (кДж/т);
т - часова або питома маса енергоносія, кг/год (м3/год) або кг/т (м3/т);
і - ентальпія енергоносія, кДж/кг (кДж/м ).
До теплових вторинних енергетичних ресурсів належать нагрітий проміжний і готовий продукти виробництва та відходи, вторинні
гази, нагріте технологічне й електричне обладнання та системи їх охолодження, пара, гаряча вода, нагріте повітря тощо.
При використанні в традиційній енергетиці газотурбінних двигунів температура вихідних газів установки становить близько
о~
440 С. Енергія цих вихідних газів може бути використаною як джерело теплоти для паротурбінної установки вторинного контуру [2] (схему вторинного контуру бінарної енергоустановки наведено на рисунку 3.4.1).
|
Рисунок 3 .4.1 - Схема вторинного контуру бінарної енергоустановки: ГТД - газотурбінний двигун; КУ - котел-утилізатор; Т - турбіна; ЕГ - електрогенератор; К - конденсатор; Н - насос 1 - пара на вході в турбіну; 2 - пара на виході з турбіни; З - сконденсована пара; 4 - вода на вході в котел-утилізатор |
Вихідні гази газотурбінного двигуна прямують до котла - утилізатора, де віддають теплоту робочому тілу (воді) і після охолодження викидаються в атмосферу. Вода у вторинному контурі переходить у котлі-утилізаторі в пароподібний стан і при високій температурі і тиску надходить у турбіну. В результаті перетворення теплової енергії пари в механічну, а потім в електричну отримуємо вторинне джерело електричної енергії. Пара, віддавши енергію турбіні, при низькій температурі і тиску надходить у конденсатор, де віддає теплоту конденсації охолоджуючій воді, конденсується і насосом під високим тиском подається в котел-утилізатор. Таким чином, цикл робочого тіла вторинного контуру замикається.
Окрім вказаного, на теплових електростанціях джерелами вторинних енергетичних ресурсів є нагріта охолоджуюча вода конденсаційних пристроїв турбін, відхідні димові гази котлоагрегатів, нагріта охолоджуюча вода системи охолодження електричних генераторів тощо.
На гідроелектричних станціях джерелами ВЕР є нагріта охолоджуюча вода системи замкненого охолодження електричних генераторів, нагріте повітря системи розімкненого повітряного охолодження.
В системі магістральних газопроводів України через кожні 100- 150 км на газопроводах побудовані газокомпресорні станції (ГКС) з метою підвищення тиску газу, що транспортується, з 5,0 до 7,6 МПа. Усього на території України побудовано 72 газокомпресорні станції, на яких встановлено понад 400 газотурбінних двигунів (ГТД), що є приводом для нагнітачів транспортованого природного газу. При їхній роботі спалюється паливний природний газ, що частково відбирається від транспортованого та становить до 10 % транспортованого природного газу. Продукти згоряння газу мають температуру 400-500 °С і є вторинними енергетичними ресурсами.
В газотранспортних системах СІЛА, Німеччини, Швейцарії та інших країн на ГКС встановлюють утилізаційні теплообмінники, що служать для одержання перегрітої та насиченої пари, випарювання розчинів, підігріву води. В Україні теплота відхідних газів використовується для теплопостачання плодоовочевих комбінатів, промислових площадок і житлових селищ, на що витрачається не більше 10 % від можливого вироблення утилізаційної теплоти [3]. Незрівнянно значно економічним є використання ВЕР ГДТ для отримання електричної енергії, як це описано вище.
До недоліків використання утилізаційних установок ГКС за кордоном і в Україні є те, що навіть при отриманні електричної енергії температура вихідних газів після утилізаційних теплообмінників є близькою до 150 °С. Охолоджувати гази до більш низької температури не рекомендується через ймовірне випадання конденсату водяної пари в економайзері котла-утилізатора з утворенням оксидів вуглецю, азоту, сірки, що пов’язане з корозією труб.
В результаті використання водно-аміачної абсорбційної холодильної машини, розташованої після котла-утилізатора по ходу газового потоку, можна знизити температуру вихідних газів до 100 °С без загрози випадання конденсату на теплообмінних поверхнях кип’ятильника АХМ.
Теплоту конденсації насиченої водяної пари після турбіни паросилової установки в конденсаторі можна використовувати для підігріву нафти, що транспортується магістральними нафтопроводами. Це є можливим, оскільки у технічних коридорах багатьох магістральних газопроводів прокладені нафтопроводи або ж нафтопроводи перетинають газопроводи поблизу ГКС. Традиційно використовується вогневий підігрів нафти в теплових пунктах за рахунок спалювання різного виду палив - для зменшення в’язкості нафти, і як результат - зниження гідродинамічних затрат на перекачування нафти. Розрахунки показують [3], що при заміні вогневого способу на використання теплоти конденсації паросилової установки досягається економія близько 10 млн м природного газу на рік у розрахунку на один ГТД потужністю 16 МВт, а витрати окупаються менше ніж за два роки.
Коефіцієнт корисної дії ГКС із комбінованою утилізаційною установкою використання теплоти газів ГТД для одержання електроенергії, холоду й підігріву нафти, структурну схему якої наведено на рисунку 3.4.2, оцінюється на 70 % [3].
В металургійному виробництві частка теплових вторинних ресурсів від усіх енергетичних ресурсів, що задіяні у виробництві, становить близько ЗО %. В першу чергу це стосується теплоти чавуна, сталі та їх шлаків, що не використовується в послі дуючих технологічних процесах.
Рідкий чавун отримують при температурі 1400-1500 °С, ентальпія чавуну становить 1280-1360 кДж/кг. У сталі при температурі плавлення 1500-1700 °С ентальпія дорівнює 1320— 1500 кДж/кг. Температура шлаків при плавленні чавуну становить 1400-1500 °С, при цьому вихід шлаків становить 0,4-0,6 т/т, для сталі маємо відповідні значення - 1500-1600 °С і 0,2-0,3 т/т. Ентальпія рідких шлаків залежно від технологічного процесу дорівнює: доменних - 1675-2090, мартенівських і конверторних - 1885-2200, електросталеплавильних - 2200-2345 кДж/кг шлаку.
Температуру та ентальпію деяких видів продукції металургійного виробництва наведено в таблиці 3.4.2.
Рисунок 3 .4.2 - Структурна схема ГКС з використанням ВЕР за рахунок
одержання холоду та підігріву нафти:
1 - ГТД; 2 - нагнітач; 3 - котел-утилізатор; 4 - АХМ;
5 - паросилова установка; 6 - тепловий пункт підігріву нафти
|
Таблиця 3.4.2 - Температура та ентальпія деяких продуктів _________________ металургійного виробництва_____________________
|
Чавун - це основний продукт доменної плавки, виходить він із печі при температурі 1400 °С. В доменному виробництві фізична теплота чавуну не використовується, однак вона широко використовується в послідуючій переробці в сталеплавильних печах. У середньому рівень використання теплоти чавуну на різних підприємствах становить 60-85 % [4].
При мартенівському виробництві фізична теплота рідкої сталі найбільш повно використовується при її розливанні в машинах
безперервного лиття заготовок, де можливо використовувати до 580 кДж теплоти на кожний кілограм розливної сталі та отримувати, таким чином, на 1 т сталі 220 кг пари.
Фізична теплота сталі електросталеплавильного виробництва становить 54-64 % теплоти розхідного балансу. Цю теплоту можна використати для підігріву скрапу, підігріву кисню і палива, що вдувається в піч, отримання пари та гарячої води.
Рідкий доменний шлак є цінністю як енергоносій, його вихід коливається від 0,4 до 0,65 т/т чавуну; 1 т рідкого шлаку має близько 1,7 ГДж теплової енергії. Один із шляхів використання теплової енергії доменного шлаку зображено на рисунку 3.4.3.
|
Рисунок 3.4.3 - Схема установки використання теплоти шлаків: 1 - бак-сепаратор; 2 - пароперегрівачі; 3 - конвективні поверхні; 4 - сопла; 5 - валки прокатні; 6 - труби системи випарного охолодження; 7 - накопичувач; 8 - пальник |
Рідкий шлак надходить у накопичувач, де його температура за рахунок пальника підтримується на рівні 1350-1370 °С. В труби системи випарного охолодження насосом подається хімічно чиста вода, яка в накопичувачі нагрівається, і пароводяна суміш подається в бак-сепаратор. Шлак через валки прокатується в стрічку товщиною 10-20 мм. Стрічка шлаку на валках охолоджується до 1000-1200 °С за рахунок водяної системи охолодження валків, пароводяна суміш системи охолодження також подається в бак-сепаратор. У подальшому стрічка шлаку охолоджується до 200-300 °С вологим повітрям із сопел і подається на подрібнення та сортування. Нагріта пароповітряна суміш омиває конвективні поверхні, в яких нагрівається вода, і видаляється з установки. Третім каналом пароводяної суміші до бака-сепаратора є суміш з конвективних поверхонь. Пара з бака-сепаратора направляється в перегрів ач, звідки із температурою 350-400 °С і тиском 3,5-4,0 МПа подається споживачу.
Мартенівські сталеплавильні шлаки мають 100-200 МДж фізичної теплоти на 1 т сталі, що становить близько 4 % балансу печей. У більшості випадків ця теплота не використовується, оскільки має місце періодичність випуску шлаку і його корозійна дія на обладнання.
Шлаки дугових сталеплавильних печей виносять 8-12 % теплоти, що вноситься в піч.
Нагріті вторинні гази поділяються на горючі й негорючі (димові). Горючі гази утворюються безпосередньо в технологічному процесі, їх використання як вторинних теплових енергетичних ресурсів пов’язане зі зменшенням їхньої температури в процесі очищення газів перед використанням їх як горючих вторинних енергетичних ресурсів.
Фізична теплота доменного газу приблизно в 10 разів менша його хімічної енергії і становить близько 4 % витратної частини теплового балансу плавки. При використанні мокрого способу очищення доменного газу його фізична теплота втрачається повністю.
Фізична теплота негорючих газів доменної печі дорівнює близько 420 МДж/т чавуну.
Втрати з відхідними газами сталеплавильного виробництва становлять більше 40 % теплового балансу мартенівської печі. Найбільш ефективним способом використання теплоти цих газів є встановлення регенераторів для підігріву повітря і послідуюче використання котлів-утилізаторів для вироблення пари.
Відхідні гази електросталеплавильного виробництва становлять більше 20 % теплоти, що вноситься в піч. В основному вони використовуються в технологічних процесах для підігріву лому, палива та дуттєвого кисню, а також для виробництва пари.
Втрати теплоти відхідними газами методичних печей прокатного виробництва дорівнюють 47 % теплового балансу печей при тепловій потужності печі 250-300 МВт. Ця теплота в більшості випадків використовується у рекуператорах, в рекуперативних нагрівальних колодязях, регенеративних пальниках попереднього нагрівання металу, в котлах-утилізаторах тощо.
Інтерес становить відбір фізичної теплоти охолоджувального трансформаторного масла в силових трансформаторах і автотрансформаторах. На рисунку 3.4.4 зображено принципові схеми використання теплоти трансформаторного масла за допомогою теплообмінника і теплового насоса.
|
1 3 4 5 6 5 |
|
Рисунок 3.4.4 - Принципові схеми використання теплоти трансформаторного масла за допомогою теплообмінника (а) і теплового насоса (б): 1 - трансформатор; 2 - охолоджувач трансформатора; 3 - масляний насос; 4 - теплообмінник “масло-вода”; 5 - водяний насос; 6 - засувка; 7 - споживач теплоти; 8 - тепловий насос |
Нагріте масло з верхньої частини бака трансформатора за допомогою масляного насоса подається в теплообмінник “масло - вода”, встановлений поряд із трансформатором. У теплообміннику масло віддає теплоту воді, яка надходить до споживача по ізольованому трубопроводу з використанням водяного насоса. При допустимій температурі масла 60-65 °С температура вихідної води досягає 52-58 °С. Для виключення потрапляння води в масло необхідно забезпечити постійне перевищення тиску масла над тиском води.
При використанні теплового насоса у випарнику насоса вода віддає теплоту проміжному теплоносію (фреону, хладону тощо). Після стискання компресором і конденсації в конденсаторі теплового
насоса температура проміжного теплоносія підвищується, і його теплота передається воді, що подається споживачам. При температурі масла 20-30 °С температура води в мережі споживача досягає значень 60-70 °С.
Схеми з відбором теплоти трансформаторного масла використовуються в Німеччині, Чехії та інших країнах. При цьому споживачу може подаватися як гаряча вода, так і нагріте повітря.
В Литві на одній з підстанцій здійснений відбір теплоти від автотрансформатора 125 MBA із первинною напругою 330 кВ. У результаті забезпечується теплопостачання будинків із тепловим навантаженням 120 кВт, в тому числі 105 кВт на опалення і 15 кВт на гаряче водопостачання. Річна економія електроенергії становить близько 300 тис. кВт-год.
Фізична теплота системи охолоджуючої води доменної печі становить близько 340 МДж/(т чавуну), охолоджуючої води клапанів повітронагрівача - 140 МДж/(т чавуну).
Теплові вторинні енергетичні ресурси нафтопереробної і нафтохімічної промисловості становлять мільйони тонн умовного палива на рік, а їх використання - близько 50 %; для промисловості будівельних матеріалів відповідно - 100-150 тис. ту. п./рік і 15-17 % [1].
3.4.3 Вторинні енергоресурси надлишкового тиску
Вихід вторинних енергетичних ресурсів надлишкового тиску характеризується роботою ізоентропного розширення газів згідно з виразом
Qi =т-1,
де Qj - вихід вторинного енергоресурсу за рахунок розширення газів, кДж/год (кДж/т продукції);
З З
т - питома або часова кількість енергоносія, м /т, м /год;
/ - питома робота ізоентропного розширення газів, кДж/м3.
Одним із шляхів підвищення ефективності роботи доменних печей є підвищення тиску газу в робочому просторі печі. Оптимальна величина тиску під колошником становить 0,16-0,18 МПа, при цьому продуктивність печі збільшується на 5-10 %, витрата коксу зменшується на 2-5 %, а винос пилу скорочується на 35-50 %. Тиск доменного газу в системі споживання становить близько 0,01 МПа, втрати тиску газу в системі газоочищення і в газопроводах - 0,02 МПа. Таким чином, решту надлишкового тиску доменного газу можна використати в газовій турбіні.
Газова безкомпресорна турбіна працює на очищеному доменному газі, принципову схему такої установки подано на рисунку 3.4.5.
|
Рисунок 3.4.5 - Принципова схема газової безкомпресорної турбіни зі змішувальним газопідігрівачем: 1 - повітродувка; 2 - доменна піч; 3 - грубе очищення газів; 4 - дросельна група (тонке очищення); 5 - підігрівач газу; 6 - газова безкомпресорна турбіна; 7 - магістраль доменного газу промислового підприємства |
Повітродувка подає холодне повітря в доменну піч і в підігрівач газу. Доменний газ високого тиску проходить попереднє очищення і подається в підігрівач, конструкцію якого зображено на рисунку 3.4.6.
|
Рисунок 3.4.6 - Схема змішувального газопідігрівача: 1 - змішувач; 2 - пальник; 3 - подача холодного дуття; 4 - підведення природного газу; 5 - відведення доменного газу після грубого очищення |
У підігрівай поряд із доменним газом подаються продукти горіння з пальника, в якому спалюється природний газ або невелика частина (2-3 %) доменного газу. Для згорання газу в підігрівач подається холодне повітря повітродувкою. В результаті на газову турбіну подається очищений газ із тиском 0,25 МПа при температурі 120-150 °С, температура газу за турбіною становить 40-50 °С. Тонке очищення газу, який не проходить через турбіну, для мережі відбувається в дросельній групі.
Одна з газових безкомпресорних турбін для використання надлишкового тиску доменного газу має такі показники: витрати газу через турбіну за нормальних умов - 460 тис. м /год; тиск газу перед турбіною - 0,35 МПа; температура газу перед турбіною - 160 °С; номінальна електрична потужність - 16 МВт; термін окупності - 2-3 роки. Собівартість електричної енергії в такій установці в 1,5-2 рази менша, ніж на ТЕЦ.
Економічно доцільні обсяги виробництва електроенергії за рахунок надлишкового тиску доменного газу на найближчу перспективу можуть становити 241,7 млн кВт-год на рік (0,09 млн т у. п.).
Згідно з перспективними планами використання енергії надлишкового тиску доменного газу, передбачено за рахунок вироблення електричної енергії зекономити в 2010 р. 54,0 тис. ту. п., а в 2020 р. довести економію до 86,9 тис. ту. п. [5].
За рахунок заміни дросельних установок для зниження тиску природного газу на безкомпресорні турбіни та турбодетандерні установки можливо забезпечити зменшення тиску газів до необхідного рівня з виробництвом електроенергії. За базовими розрахунками використання надлишкової енергії тиску газів може забезпечити отримання в 2010 р. близько 322 млн кВт-год електричної енергії.
Згідно з перспективними планами використання енергії надлишкового тиску природного газу, передбачено за рахунок вироблення електричної енергії зекономити в 2010 р.
255.0 тис. т у. п., а в 2020 р. ця економія повинна становити
394.1 тис. ту. п./рік [5].
По існуючих магістральних газопроводах природний газ транспортується з тиском 55-80 кгс/см, по відводах від газопроводів газ направляється до газорозподільних станцій, де тиск зменшується до 12-15 кгс/см. В подальшому на газорозподільних пунктах тиск газу знижується до тиску споживача - 0,5 кгс/см2 і нижче. Зниження тиску практично на всіх етапах відбувається дроселюванням, тобто відкриттям засувки.
Ідею використання надлишкового тиску природного газу запропонував академік М. Міліонщиков в 1948 p., але досі вона не знайшла застосування в Україні, хоча в західних країнах вже широко використовується.
Суть ідеї полягає в такому: якщо замість дроселя встановити детандер-генераторний агрегат, який складається з газорозширювальної турбіни, електрогенератора і підігрівача газу, то енергія газу, що раніше виходила “в пустоту”, буде перетворюватися в електричну енергію. Газ під високим тиском, проходячи через турбіну, обертає її лопатки і водночас сам втрачає тиск, а механічна енергія вала турбіни перетворюється генератором в електричну енергію. Іноді цей спосіб називають “безпаливною технологією”, оскільки детандер-генераторний агрегат не споживає газ, а лише пропускає його через себе. Однак невелика кількість палива все-таки потребується для підігрівання газу перед турбіною, інакше при розширенні в турбіні газ охолодиться до низької температури, і його подальше використання стане неможливим. Температура нагрівання газу перед турбіною становить до 300 °С залежно від типу агрегата і тиску газу.
Схему підключення детандер-генераторного агрегата до газового трубопроводу подано на рисунку 3.4.7.
|
Рисунок 3.4.7 - Схема підключення детандер-генераторного агрегата до газового трубопроводу 1 - вхідний газопровід; 2 - засувка на вхідному газопроводі; З - підігрівай газу; 4 - газова турбіна; 5 - засувка обхідна; 6 - електрогенератор; 7 - вихідний газопровід; |
Залежність деяких параметрів детандер-генераторних агрегатів від потужності і тиску газу наведено в таблиці 3.4.3.
|
Таблиця 3.4.3 - Основні параметри детандер-генераторних агрегатів
|
Розрахунки показують, що вироблена електрична енергія детандер-генераторних агрегатів у 5-6 разів дешевша, ніж на теплових електростанціях. Щодо капіталовкладень, то й тут перевага на боці детандерних установок. Так, для будівництва державної районної електричної станції (ДРЕС) потужністю 5000 МВт треба витратити 2,5-4 млрд дол. США, а на таку ж потужність детандерних агрегатів - 1,5 млрд дол. США. До того ж використання останніх дасть змогу економити в рік ще 6 млрд м3 природного газу, які на ДРЕС були б спалені, і продукти згоряння викинуті в атмосферу.
За кордоном переваги детандер-генераторних установок оцінені давно, в Західній Європі перші детандерні установки з’явилися в середині 80-х років минулого століття, а нині їх уже декілька сотень, найбільше в Італії і Німеччині. В Білорусії детандерна установка працює на одній з ДРЕС, держава підтримує використання таких установок, купляючи енергію з них за подвійним тарифом.
Майстерня своєї справи