Методические рекомендации по применению передовой практики Часть A: Сжигание биомассы

Производство и комбинированное производство тепловой и электрической энергии

жүктеу/скачать 2.61 Mb.

бет	5/11
Дата	14.06.2016
өлшемі	2.61 Mb.
	#134894
түрі	Методические рекомендации

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

4 Производство и комбинированное производство тепловой и электрической энергии

4.1 Введение

Производство энергии посредством сжигания биомассы можно подразделить на процессы с замкнутым тепловым циклом и разомкнутым тепловым циклом.

Разомкнутые циклы используются при сжигании газообразного и жидкого топлива для приведения в действие двигателей внутреннего сгорания и газовых турбин. В этом случае топливо сжигается либо непосредственно внутри двигателя внутреннего сгорания, либо в камере сгорания с последующим расширением газов, пропускаемых через открытую газовую турбину. В системах с замкнутым тепловым циклом процессы сжигания топлива и производства энергии разделяются посредством передачи тепла от горячего дымового газа на теплоноситель, используемый во вторичном цикле. При таком разделении между топливом и двигателем на двигатель поступает чистый теплоноситель, что предотвращает повреждение двигателя нежелательными примесями, содержащимися в топливе.

4.1.1 Процессы с замкнутым циклом

Так как топливная биомасса и образующийся при ее сжигании топочный газ содержит элементы, которые могут вызвать повреждение двигателя, такие как частицы зольной пыли, металлы и хлорные примеси, современные технологии производства энергии посредством сжигания биомассы основаны на использовании процессов с замкнутым циклом. Применяемые процессы и типы установок включают:
-паровые турбины, используемые как детандеры в системах с циклом Ранкина с использованием воды в качестве рабочего тела, в которых вода испаряется под давлением и перегревается;
-паровые двигатели, применяемые в системах с циклом Ранкина с перегревом или без перегрева;
-паровые турбины в системах с органическим циклом Ранкина (ОЦР) в которых происходит испарение органического рабочего тела в третичном цикле, отделенном от производства тепла (теплота, выделяемая при сжигании, передается на тепловое масло котла, которое подается на внешний испаритель с органическим агентом с более низкой температурой кипения по сравнению с водой);
двигатели Стирлинга (газовые двигатели с непрямым сжиганием топлива), приводимые в действие посредством периодического теплообмена между топочным газом и газообразным рабочим телом, таким как воздух, гелий или водород;
турбины с замкнутым циклом, в которых используется цикл горячего газа и турбина действует как детандер, в двух конфигурациях:
а) полностью замкнутый вторичный цикл (аналогичный циклу в двигателе Стирлинга) с использованием воздуха, гелия или водорода;
б) с передачей тепла сжатому воздуху, который расширяется в газовой турбине и затем подается в котел как воздух горения.
В Таблица 4.1 приведены данные о рабочих циклах, применяемых для производства энергии из биомассы. В паровом цикле в технологическом процессе используется значительное различие в теплосодержании (энтальпии) между жидкой и газовой фазами. С другой стороны теплоноситель не претерпевает фазового превращения в системах с замкнутым циклом с двигателем Стирлинга и в турбинах с замкнутым циклом. Поэтому теплообменники и двигатели, предназначенные для систем с замкнутым циклом, имеют значительно большие размеры, чем теплообменники и двигатели, используемые в паровых циклах. Существующие технологии позволяют проектировать установки в широком диапазоне тепловой мощности – от нескольких кВт (двигатели Стирлинга) до нескольких сотен кВт (современные паровые турбины и применявшиеся ранее паровые турбины с замкнутым циклом).
Как видно из Таблица 4.1, в настоящее время существующие процессы находятся на различных этапах реализации – от разработки концепции до применения опробованных технологий.

Таблица 4.1. Процессы с замкнутым циклом, используемые для производства энергии посредством сжигания биомассы.

Рабочее тело	Тип двигателя	Типичная мощность	Состояние
Жидкое и парообразное (с фазовым переходом)	Паровая турбина	0,5 - 500 МВтэ	Опробованная технология
	Паровая поршневая турбина	100 кВтэ - 1 МВтэ	Опробованная технология
	Паровой винтовой двигатель	Not established, similar size as steam piston engine	В процессе разработки
	Паровая турбина с органическим рабочим телом (ОЦР)	500 кВтэ - 1 МВтэ	Несколько действующих промышленных установок на биомассе
Газ (без фазового перехода)	Газовая турбина с замкнутым циклом (турбина с горячим воздухом)	Not established, similar size as steam turbine	Разработка концепции, в процессе проектирования
Двигатель Стирлинга	20 кВтэ – 100 кВтэ	Этап разработки и опытной эксплуатации

4.1.2 Процессы с разомкнутым циклом

Наряду с процессами с замкнутым циклом следующие процессы с разомкнутым циклом также используются в системах, использующих установки на биомассе.
а) газовые турбины, приводимые в действие непосредственно от сжигания биомассы под давлением, в которых топочный газ расширяется в турбине и выводится в атмосферу;
б) газовые турбины, приводимые в действие непосредственно от сжигания биомассы при атмосферном давлении, в которых топочный газ расширяется до вакуума с последующим охлаждением и сжатием охлажденного газа, позволяющим осуществить выпуск газа в атмосферу.
Необходимость отделения частиц и металлов от топочного газа считается относительным недостатком этих процессов. Процессы, в которых газовые турбины приводятся в действие непосредственно от сжигания биомассы, находятся на ранней стадии проектирования или даже на этапе разработки концепции. Применение выделяющегося при газификации биомассы генераторного газа в газовых турбинах с разомкнутым циклом считается перспективной технологией, которую активно изучают в настоящее время, о чем свидетельствуют соответствующие публикации в литературе.

4.2 Паровые турбины

Производство электроэнергии с помощью паровых турбин представляет собой развитую технологию, применяемую на теплоэлектростанциях и в установках комбинированного производства тепловой и электрической энергии (установки ТЭЦ или когенерации). Тепло, вырабатываемое в процессе сжигания топлива, используется для производства пара высокого давления в котле (обычно от 20 до 200 бар) и, в случае паровой турбины, подвергается перегреву с целью повышения КПД и получения сухого пара. Пар, расширяясь в детандере, производит механическую энергию, приводящую в действие генератор.
Паровые турбины часто применяются на установках средней и большой мощности (от 5 МВтэ до 500 и более МВтэ), действуя как конденсационные электростанции. В диапазоне от 0,5 МВтэ до 5 МВтэ паровые турбины также используются как ТЭЦ с противодавленческой турбиной с отбором тепла для тепловых нужд, что снижает КПД по электроэнергии.
В диапазоне малой мощности используются осевые и центробежные турбины; в диапазоне большой мощности применяются только осевые турбины. Маломощные турбины являются одноступенчатыми; большие турбины проектируются как многоступенчатые расширительные машины (см. Рис. 4.1, Рис. 4.2, Рис. 4.3).
В многоступенчатых турбинах достигается высокое отношение входного и выходного давлений (и, соответственно, высокий КПД); в турбинах с одноступенчатым расширением степень повышения давления ограничена. Скорость пара на входе турбины обычно составляет 60 м/с. Неподвижные лопасти турбины изменяют осевое направление потока на радиальное, повышая скорость потока приблизительно до 300 м/с, при этом давление пара понижается. Таким образом, кинетическая энергия пара преобразуется во вращательную энергию ротора. Расширившийся пар выходит из турбины в осевом направлении. Когда пар проходит через лопасть турбины, различие в величине энтальпии перед лопастью и после лопасти является относительно низким. В зависимости от условий эксплуатации лопасти турбины могут иметь различные длину и ширину.

Рис. 4.1. Одноступенчатая радиальная паровая турбина с валом-шестерней и генератором, используемая на установке ТЭЦ, работающей на биомассе, мощностью прибл. 5 МВт_т и 0.7 МВт_э.

Рис. 4.2. Ротор двухступенчатой радиальной паровой турбины. (2.5 МВтэ).

Рис. 4.3. Осевая паровая турбина, часто используемая на предприятиях лесной промышленности.

В установках с паровым циклом обычного типа для производства электроэнергии в качестве рабочего тела используется вода. На Рис. 4.4 показан график зависимости T/s (температуры от энтропии) для ТЭЦ с противодавленческой турбиной, предназначенной для комбинированного производства тепловой и электрической энергии. КПД по электроэнергии установки с циклом Ранкина зависит от разности значений энтальпии до и после турбины и. следовательно, от разности значений давлений на входе и выходе турбины и значения температуры: для получения высокого КПД необходимо высокое давления пара. Однако более высокие давление и температура требуют больших инвестиционных затрат и повышают вероятность коррозии. При использовании биотоплива, в особенности топлива с высоким содержанием хлора, температура перегревателя может быть ограничена из-за высокой температурной коррозии. В этих случаях с целью увеличения КПД по электроэнергии возможно дополнительное использование природного газа (отдельного перегревателя на газе)

Для обеспечения эффективного производства электроэнергии температура в конденсаторе должна быть максимально низкой (Рис. 4.4, Рис. 4.5). Если теплота не утилизируется и конденсатор работает при температуре окружающего воздуха температура конденсации изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха и обычно составляет приблизительно 30^○С при давлении 0,04 бар. Это позволяет получить коэффициент давления, превышающий 5000, и КПД по электроэнергии более 40^○С на электростанциях большой мощности с высокими давлениями пара (до 200 и более бар и также в сверхкритической фазе). Однако получение КПД по электроэнергии такого порядка величины возможно только на больших установках (>50МВтэ), на которых используются многоступенчатые турбины и применяются дополнительные меры по повышению КПД, такие кА подогрев питательной воды и промежуточный отбор.

Рис. 4.4. Цикл Ранкина в ТЭЦ с противодавленческой турбиной, предназначенной для комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Схема технологического процесса и график T/s (температура/энтропия).

generator = генератор

flue gas = топочный газ
Qheating = Qтепло

1-2 Повышение адиабатического давления воды в насосе подачи воды

2-3 Нагрев воды до температуры испарения в подогревателе
3-4 Испарение воды в котле
4-5 Перегрев пара в перегревателе
5-6 Политропное расширение пара в паровой турбине ( реальный процесс)
5-6' Изентропное расширение пара (идеальный процесс)
6-1 Конденсация пара, утилизации тепла в конденсаторе, обычно при >1 бар
КПД системы можно повысить, модифицировав процесс посредством подогрева питательной воды, применения перегревателей пара периодического действия и принятия других мер.
Процесс, показанный на рис. 4.4, с расширением в двухфазную область (точка 6), являющийся типичным для больших паровых турбин, сопровождается некоторой концентрацией капель в турбине (обычно от 10% до 15% уровня влажности). В турбинах малой мощности используется сухой пар (точка 6 должна находиться за пределами двухфазной области), что ограничивает их КПД. В установках комбинированного производства тепловой и электрической энергии температура в конденсаторе обычно составляет от 90^○С до 140^○С, а противодавление – приблизительно от 1 до 5 бар, что снижает КПД по электроэнергии приблизительно на 10%, так как различие в величине энтальпии только частично используется для выработки электроэнергии (см.
Рис. 4.5). Однако общий КПД, определяемый как сумма КПД по выработке электроэнергии и КПД по выработке теплоты, может быть увеличен посредством комбинированного производства тепловой и электрической энергии до 80%.

Рис. 4.5. Зависимость КПД парового цикла от параметров острого пара и противодавления.

Примечание. Определение КПД энергетической установки может производиться с учетом теплового КПД, КПД котла, КПД турбины и КПД генератора. Поэтому КПД установки значительно ниже, чем тепловой КПД цикла Ранкина, приведенный на графике.

Thermal efficiency =Тепловой КПД
Live steam temperature = Температура острого пара
Back pressure = Противодавление
Live steam pressure (бар) = Давление острого пара
saturated = насыщенный

Для обеспечения отпуска тепла с учетом колебаний тепловой нагрузки выработка тепла может осуществляться с использованием пара промежуточного давления (Рис. 4.6). Это позволяет осуществлять эксплуатацию установки с максимальным общим КПД в зимний период при высоком уровне производства тепла и с максимальным общим КПД в летний период при низком уровне производства тепла. В установках меньшей мощности (до 1 МВтэ) по экономическим причинам вместо водотрубных котлов применяются жаротрубные котлы, позволяющие создавать давление только от 20 до 30 бар. Эти котлы также имеют ограничения по эксплуатационным параметрам (одноступенчатые турбины или турбины с несколькими ступенями, сухой пар, отсутствие промежуточного отбора и т.д.). Обычно они используются как противодавленческие турбины в процессах комбинированного производства тепловой и электрической энергии без создания вакуума с КПД по

электроэнергии от 8% до 12%. КПД от 20% до 25% получают на конденсационных установках мощностью 5-10 МВтэ без когенерации.
Проводятся исследования, направленные на совершенствование конструкции и повышение качества материалов деталей паровых турбин, широко используемых в различных применениях. Так как более высокие параметры пара позволяют повысить изэнтропическую температуру, разрабатываются новые материалы, способные выдерживать более высокую температуру пара на входе в турбину.
Так как использование влажного пара приводит к возникновению коррозии, следует осуществлять тщательный отбор материалов. Также проводятся исследования в сфере проектирования установок относительно малой мощности (0,25-10 МВтэ). Установки в этом диапазоне мощности все еще имеют низкий КПД при работе с частичной нагрузкой. При практической эксплуатации эти установки имеют еще более низкий КПД из-за того, что угол входа пара, поступающего на лопасти, может быть оптимизирован только для одного эксплутационного параметра (потребление пара, давление и т.д.).

Рис. 4.6. Конденсационная установка, использующая пар промежуточного давления для выработки энергии с учетом колебаний нагрузки.

flue gas = топочный газ

generator = генератор
Qheating = Qтепло

Таблица 4.2 указаны основные преимущества и недостатки паровых турбин, применяемых в установках, работающих на биомассе.

Таблица 4.2. Технологическая оценка паровых турбин, применяемых в установках, работающих на биомассе.

Преимущества

Недостатки

-Установившаяся опробованная технология

-Широкий диапазон мощности (верхний предел мощности установки неограничен)

-На установках большой мощности: использование пара с высокими температурой и давлением позволяет получить высокий КПД
-Разделены циклы сжигания топлива и выработки тепловой энергии, что позволяет использовать топливо, содержащее частицы золы и загрязнители
-Может эффективно применяться в установках большой мощности (>2 МВтэ)

-Малая мощность паровых турбин <1 МВтэ ограничивает КПД
-При работе с частичной нагрузкой низкий КПД и необходимость применения специальных систем регулирования
-Высокие удельные затраты на инвестиции при строительстве турбин малой мощности
-На установках, работающих на биомассе: ограничена температура перегрева (и, следовательно КПД) из-за опасности температурной коррозии
-Необходимо использование высококачественного пара
-Необходим обученный оператор котлоагрегата
-Высокие эксплуатационные затраты (техническое обслуживание, обработка питательной воды)

4.3 Паровые поршневые двигатели

Паровые двигатели имеют мощность от 50 до 1200 кВтэ и, следовательно, могут применяться на установках малой мощности, не имеющих паровых турбин, или на установках средней мощности в качестве альтернативы паровым турбинам. Паровые поршневые двигатели имеют модульную конструкцию; в различных конфигурациях число поршней в двигателе составляет от одного до шести. На Рис. 4.7 показан пример четырехцилиндрового двигателя. В зависимости от параметров пара применяются одноступенчатое или многоступенчатое расширение. Разность давления между входом и выходом двигателя составляет обычно около 3 (максимально 6) на одной ступени расширения. КПД двигателя зависит от параметров пара. Типичные значения КПД одноступенчатых двигателей составляют от 6% до 10% и многоступенчатых двигателей – от 12% до 20%. Давление на входе обычно составляет от 6 до 60 бар, а противодавление может варьироваться в диапазоне от 0 до 25 бар. При аналогичных параметрах пара максимальные значения КПД сравнимы со значениями КПД паровых турбин или несколько превышают эти значения.

Рис. 4.7. Пример четырехцилиндрового парового двигателя установки компании "Спилингверк".

Паровые двигатели имеют ряд преимуществ перед паровыми турбинами. Паровые двигатели менее чувствительны к водяным каплям на выходе из двигателя, и допустимый уровень влажности даже при эксплуатации двигателей малой мощности составляет до 12%. Они могут эксплуатироваться с использованием

насыщенного пара низкого давления. Хотя эксплуатация при таких параметрах снижает КПД двигателя, экономия инвестиционных затрат на паровой котел может достигать 30%.
В паровых двигателях, эксплуатируемых с использованием перегретого пара в режиме когенерации (комбинированного производства тепловой и электрической энергии), технологический цикл аналогичен технологическому циклу паровой турбины, показанному на Рис. 4.4. При использовании насыщенного пара применяется технологический цикл, показанный на Рис. 4.8, с расширением с 3 до 4 в двухфазную область при влажности до 12%.
По сравнению с турбинами паровые поршневые двигатели имеют более высокий КПД при работе с частичной нагрузкой. Так как их максимальный КПД достигает 90% в диапазоне от 50% до 100% номинальной мощности, паровые двигатели также пригодны для использования в режиме переменных тепловых и электрических нагрузок. Паровые двигатели также менее чем турбины чувствительны к содержащимся в паре загрязнителям, что позволяет использовать менее сложные системы обработки котловой воды.
Существенным недостатком паровых поршневых двигателей остается необходимость добавления в пар смазочного масла перед подачей пара в двигатель. Введенное масло удаляется из конденсата перед его поступлением в резервуар питательной воды с использованием двухступенчатого процесса с применением масляного сепаратора и угольного фильтра. Расход масла составляет 0,2 г/кВтч Так как даже после пропускания воды через масляный фильтр в ней обнаруживаются остаточные количества масла, пар часто не может использоваться непосредственно в оборудовании, применяемом для производства пищевых продуктов. Концентрации масла свыше 1 мг/л вызывают нарушения в работе резервуара питательной воды и котлоагрегата.
Осуществление периодического контроля за уровнем концентрации масла и периодическая смена масляных фильтров увеличивают объем работ по техническому обслуживанию С целью устранения этого недостатка в 1999 г. была разработана новая технология, позволяющая эксплуатировать поршневые двигатели без добавления масла и даже модернизировать существующие двигатели. Другим недостатком паровых двигателей являются высокий уровень шума и сильная вибрация при работе со скоростью вращения от 750 до 1500 об/мин.

Рис. 4.8. Принципиальная схема и график зависимости T/s парового цикла с насыщенным паром в паровом поршневом двигателе и паровом винтовом двигателе.

Heat =Тепло

flue gas = топочный газ
generator = генератор
Qheating = Qтепло

Примечание. При расширении с 3 до 4 происходит переход в двухфазную область (вода/пар), что неприемлемо для паровых турбин.

Хотя в паровых турбинах может использоваться как насыщенный, так и сухой пар, использование сухого пара снижает расход пара и конденсацию (и, соответственно, повышает КПД) благодаря более высокой энтальпии сухого пара. В Таблица 4.3 приведены характеристики выходной мощности двигателя при использовании сухого и насыщенного пара при постоянном расходе пара 10 тонн/ч). В Таблица 4.4 представлена технологическая оценка паровых двигателей.

Таблица 4.3. Выходная мощность парового двигателя при использовании сухого и насыщенного пара с расходом 10 тонн/ч.

Давление на входе [бар]	Давление выхлопа [бар]	Мощность двигателя[кВт]
Давление на входе [бар]	Давление выхлопа [бар]	насыщенный пар	сухой пар
6	0.5	480	740
	2.0	320	500
16	0.5	740	1100
	3.0	460	710
	6.5	310	470
26	0.5	840	1200
	3.0	510	790
	6.5	410	670
	10.5	320	510

Таблица 4.4. Технологическая оценка паровых поршневых двигателей.

Преимущества

Недостатки

-Пригодны для применения в диапазоне низкой мощности
-Можно использовать насыщенный пар
-Высокий КПД при работе с частичной нагрузке
-Модульная конструкция позволяет производить отбор пара при различном давлении
-Не требуется добавление масла (в новых моделях двигателей). Что исключает загрязнение пара

-Максимальная выходная мощность одного парового двигателя составляет 1,2 МВтэ
-Высокие затраты на техническое обслуживание и ремонт
-Высокие уровни шума и вибрации
-Остаточные количества масла в расширившемся паре в старых моделях двигателей

4.4 Винтовые паровые двигатели

Перспективной технологией производства энергии в диапазоне малой мощности является выработка энергии с применением винтового парового двигателя, разрабатываемого в настоящее время в Германии. Рабочий цикл винтового двигателя основан на стандартном процессе Ранкина. В отличие от технологического процесса паровой турбины в винтовом двигателе расширение пара происходит в двигателе винтового типа, соединенном с генератором, вырабатывающим электроэнергию. В настоящее время этот двигатель находится в стадии разработки и создания прототипа.
Винтовой двигатель разработан на основе технологии производства винтового компрессора и, следовательно, проектирование винтового двигателя основывается а детальном знании технологии двигателей. Винтовые двигатели пригодны для использования на установках ТЭЦ в диапазоне мощности от 200 до 2 500 кВтэ в условиях, когда параметры пара могут изменяться в зависимости от содержания воды в топливе и используемой топливной биомассы, в применениях, требующих использования установки простой конструкции, предназначенной для работы в тяжелом режиме, с низкими затратами на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт.

Принцип действия винтового двигателя
Винтовой двигатель представляет собой роторно-поршевой двигатель с переменной степенью сжатия. Подобно поршневым двигателям двигатели с переменной степенью сжатия оснащены закрытой рабочей камерой. Объем рабочей камеры изменяется в цикличном режиме, уменьшая содержание энергии в жидкости камеры. Основными компонентами винтового двигателя являются ведущий ротор, ведомый ротор и кожух, образующие V-образную рабочую камеру, объем которой зависит только от угла вращения. Пар поступает в кожух через впускное отверстие в канале, образуемом концами зубьев ротора. Во время вращения объем камеры увеличивается. Впуск пара прекращается, когда зубья ротора проходят направляющие кромки, отделяя камеру от впускного отверстия. На этом этапе начинается расширение пара, энергия которого преобразуется в механическую энергию энергии выходного вала. Во время расширения объем камеры продолжается увеличиваться, при этом содержание энергии в жидкости уменьшается. Этот процесс продолжается до тех пор, пока не начинается процесс выхлопа пара. Пар выходит из машины через выхлопное отверстие. Периодичность процесса во время одного оборота ведущего ротора зависит от числа зубьев на ведущем роторе. На Рис. 4.9. представлен детальный чертеж винтового двигателя в разрезе.

Рис. 4.9. Чертеж винтового двигателя в разрезе.

Обозначения: 1-впуск острого пара, 2 -выпуск отработанного пара, 3-ведущий ротор; 4-уплотнение вала; 5-синхронизированные шестерни; 6-подшипники скольжения; 7-выходной вал

Рис. 4.10. Различные технологические процессы с применением винтовых двигателей на графике T/s.

5,6: процесс с перегретым паром

4,6' процесс с насыщенным паром и расширением в двухфазную область
3,6'' процесс с влажным паром
2,6''' процесс с горячим паром при температуре кипения

Винтовой двигатель представляет собой высококомпактную машину с длительным сроком службы, требующую низких затрат на техническое обслуживание и ремонт. Двигатель, работа которого не зависит от колебаний качества пара, может эксплуатироваться при различных параметрах пара. Помимо расширения перегретого пара и насыщенного пара в технологических циклах, представленных на Рис. 4.4 и Рис. 4.8, возможно также расширение влажного пара и сжатой горячей воды в двухфазном винтовом двигателе (Рис. 4.10). В отличие от паровых турбин и паровых двигателей обычного типа в винтовых двигателях допускается содержание в паре водяных капель.

Хотя использование пара с низкой энтальпией ограничивает КПД, винтовой двигатель пригоден для использования в ряде применений, в которых не могут использоваться поршневые двигатели и паровые турбины. Применение винтовых двигателей с использованием горячей воды, является особенно перспективным для использования на установках ТЭЦ, так как в этом случае не требуется паровой котел. На Рис. 4.11 показана технологическая схема с устройством управления, применяемая при работе с частичной нагрузкой, в которой используются редукционный клапан и дроссельный клапан.
Преимущества технологии с применением винтового двигателя для установок ТЭЦ малой мощности:
-относительно высокий КПД (10-13%) на установках ТЭЦ малой мощности:(< 1 000 кВтэ);
-высокий КПД при работе с частичной нагрузкой в широком диапазоне нагрузок;
-обеспечивается нормальная работа при колебаниях нагрузок от 30 до 100 % номинального производства электроэнергии;
-работа двигателя не зависит от колебаний качества пара;
-полностью автоматический режим работы и удобство в обслуживании обеспечивают экономию затрат на персонал;
-винтовой двигатель представляет собой высококомпактную машину, требующую низких затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Рис. 4.11. Схема когенерации (комбинированного производства тепловой и электрической энергии), в которой управление двигателем осуществляется при помощи редукционного клапана и дроссельного клапана.

flue gas = топочный газ

biomass = биомасса
air = воздух
boiler = котел
feed pump = питательный насос
feed water tank = резервуар питательной воды
feed water treatment = обработка питательной воды
feed ware supply = подача питательной воды
throttle valve = дроссельный клапан
pressure reducing valve = редукционный клапан
screw type engine = винтовой двигатель
transmission = передача
generator = генератор
condenser = конденсатор
condensate pump = конденсатный насос
condensate tank = резервуар для сбора конденсата
heat consumers = потребители тепла

4.5 Органический цикл Ранкина

Органический цикл Ранкина, используемый при производстве электроэнергии, аналогичен стандартному процессу Ранкина. Существенным отличием является то, что вместо воды в нем используется органическое рабочее тело с благоприятными термодинамическими характеристиками. Это позволяет осуществлять эксплуатацию установок с использованием относительно низких температур (от (70⁰C до 300⁰C). На геотермальных электростанциях установлено большое число установок с ОЦР; в настоящее время также используется несколько генераторов ОЦР, работающих на промышленном отбросном тепле.
Принцип работы и различные компоненты установки с ОЦР показаны на рис. 4.12. Процесс ОЦР соединен с котлом с тепловым маслом через цикл теплового масла. В установке ОЦР применяется процесс с полностью замкнутым циклом, в котором в качестве рабочего тела используется кремниевое масло.
Органическое рабочее тело под давлением испаряется, подвергается частичному перегреву тепловым маслом и затем расширяется в осевой турбине, которая непосредственно соединена с асинхронным генератором (см. Рис. 4.13). Затем расширенное кремниевое масло перед поступлением в конденсатор пропускается через регенератор (где происходит внутрицикловая рекуперация тепла).

Рис. 4.12. Принцип работы и компоненты установки с ОЦР.

Обозначения: 1 = Регенератор, 2 = Конденсатор, 3 = Турбина, 4 = Электрогенератор, 5 = Циркуляционный насос, 6 = Подогреватель, 7 = Испаритель, 8 и 9 = Впуск и выпуск горячей воды, 10 и 11 = Впуск и выпуск теплового масла

Рис. 4.13. Схема когенерации (комбинированного производства тепловой и электрической энергии (сверху) и график зависимости T/s процесса.

TEMPERATURE =ТЕМПЕРАТУРА

WATER = ВОДА
ENTROPY = ЭНТРОПИЯ
THERMAL OIL = ТЕПЛОВОЕ МАСЛО
WATERВОДА

Примечание. В испарителе (3) органическое рабочее тело (кремниевое масло) испаряется при подаче теплового масла (3-4). Пар рабочего тела испаряется (4-5) в двухступенчатой турбине с низкой скоростью вращения и после охлаждения в подогревателе (или регенераторе) (5-9) конденсируется в конденсаторе (6). Из конденсатора теплота конденсации подается в сеть централизованного теплоснабжения. Процесс ОЦР завершается после повышения давления (1-2), подогрева ((2-8) и подачи органического рабочего тела в испаритель (8-3).
Конденсация рабочего тела происходит при температуре, позволяющей утилизировать рекуперированное тепло в качестве тепла централизованного теплоснабжения или технологического тепла (при температуре горячей воды приблизительно от 80⁰С до 100⁰С). Затем рабочее тело проходит через насосы, достигая давления горячей стороны цикла. ОЦР может использоваться при температуре питательной воды около 80⁰С в течение всего года, хотя в зимний период температура питательной воды, необходимая для эксплуатации централизованной системы водоснабжения, составляет от 90⁰С до 95⁰С .
Установки с ОЦР имеют относительно низкий уровень шума (наиболее высокое излучение шума имеют капсульные генераторы – около 85 дБ(А) на расстоянии 1 м).
В связи с тем, что не требуется паровой котел, инвестиционные затраты и объем технического обслуживания котла значительно ниже по сравнению с паросиловой установкой со сравнимыми параметрами. Другим преимуществом по сравнению с паротурбинными установками обычного типа является возможность работы с частичной нагрузкой в диапазоне от 30% до 100% полной нагрузки. Генераторы с ОЦР мощностью от 300 до 1000 кВтэ, используемые на установках ТЭЦ, могут иметь КПД до 13% при температуре подаваемого теплового масла 300⁰С. В оптимизированных процессах прогнозируется получение КПД до 17%.
Такой КПД, который несколько превышает КПД паровой турбины, возможен благодаря использованию в этих применениях эффективных двухступенчатой турбин.

Рис. 4.14. Художественное изображение установки с ОЦР на биомассе, расположенной в Эсслингене, Германия.

Обозначения: 2.1 – 2.3 = склад топлива, конвейер и бункер; 1.1 = котел с тепловым маслом; 1.1.1 = экономайзер (тепловое масло и горячая вода); 1.1.2 = (подогреватель воздуха); 1.2 = котел; 1.3 = автоматическое золоудаление; 1.4 = мультициклон для обеспыливания топочного газа. (удаление частиц); 1.5 = очистка топочного газа (электростатический фильтр или конденсация топочного газа); 1.6 = трубопровод топочного газа; 3.0 = дымовая труба

Так как цикл процесса ОЦР является замкнутым, отсутствуют потери теплоносителя, что определяет низкий уровень эксплуатационных затрат. Затраты включают только умеренные расходы на потребляемые материалы (смазочные материалы) и эксплутационные затраты. Средний срок службы установок с ОЦР составляет более двадцати лет, что подтверждается опытом применения этой технологии в геотермальных установках. Силиконовое масло, используемое в качестве рабочего тела имеет тот же срок службы, что и ОЦР, так как это масло не подвергается старению.

Как тепловое масло, так и процесс ОЦР применяются в энергетической промышленности в течение многих лет. В настоящее время на рынке появляются установки на биомассе, основанные на процессе ОЦР. В 2004 г. 11 установок с ОЦР действовали в Австрии, Швейцарии, Италии и Германии и в настоящее время в этих странах осуществляется строительство еще 13 установок (номинальной мощностью от 200 до 1500 кВтэ).

Таблица 4.5. Tехнологическая оценка процесса ОЦР.

Преимущества

Недостатки

-Установившаяся надежная технология
-Высокая степень управляемости и автоматизации
-Высокий КПД при работе с частичной нагрузкой
-Возможность утилизации низкотемпературного отбросного тепла
-Не требуется обученный оператор парового котла
-Низкие требования к техническому обслуживанию и ремонту и низкие затраты на техническое обслуживание и ремонт

-Относительно высокие инвестиционные затраты (до настоящего времени не организовано серийное производство)
-Отсутствует долговременный опыт применения биомассы
-Необходим цикл теплового масла (органическое тепловое масло является воспламеняющимся токсичным материалом)

4.6 Турбины с замкнутым циклом

Конструкция турбин с замкнутым циклом аналогична конструкции турбин с открытым циклом. В этих турбинах в отличие от турбин с открытым циклом тепло передается сжатому газу не системой внутреннего сгорания, а высокотемпературным теплообменником. Как и турбины с незамкнутым циклом, эти турбины генерируют механическую энергию. Перед повторным сжатием расширившийся газ охлаждается в теплообменнике.
На Рис. 4.15 показана схема термодинамического процесса турбины с замкнутым циклом с тремя ступенями расширения и двумя ступенями сжатия в сочетании с процессом рекуперации.

Рис. 4.15. Схема и график зависимости T/s технологического процесса турбины с замкнутым циклом.

1 - 2 Политропное сжатие воздуха, компрессор, 2 - 3 Промежуточное охлаждение, охладитель, 3 - 4 Политропное сжатие воздуха, компрессор, 4 - 4" Рекуперация отбросного тепла, рекупрератор, 4" - 5 Нагрев воздуха, топка/воздухоподогреватель, 5 - 6 Политропное расширение воздуха, турбина 6 - 7 Нагрев воздуха, топка/воздухоподогреватель, 7 - 8 Политропное расширение воздуха, турбина 2, 8 - 9 Нагрев воздуха, топка/воздухоподогреватель, 9 - 10 Политропное расширение воздуха, турбина 1, 10 - 10" Рекуперация отбросного тепла, рекупрератор, 10" - 1 Подача тепла для теплоснабжения, теплообменник

flue gas = топочный газ

air = воздух
Qheating = Qтепл.
fuel = топливо

Одной из основных проблем применения турбин с замкнутым циклом является эксплуатация высокотемпературного теплообменника. Это устройство подвергается воздействию высоких температур (до 1000⁰С), а также частиц и агрессивных компонентов, которые могут содержаться в топочном газе. В случае, если используется система удаления горячих частиц с тем, чтобы исключить применение теплообменника, сложность конструкции установки еще более возрастает, создавая дополнительную проблему удаления частиц. Также размеры теплообменника, который должен обеспечить прохождение большого объема потока горячих газов, значительно превышают размеры газового/водяного теплообменника. Технологический процесс производства энергии из биомассы с применением турбины с замкнутым циклом все еще находится в стадии разработки. В настоящее время в Бельгии действует опытная установка мощностью 500 кВт. Так как многие технологические аспекты все еще остаются неясными, практическое применение этого процесса в промышленных масштабах в настоящее время не планируется.

4.7 Двигатели Стирлинга

Технология комбинированного производства тепловой и электрической энергии, основанная на применении двигателей Стирлинга, является перспективной технологией производства электроэнергии из биомассы на установках малой мощности. В настоящее время на энергетическом рынке отсутствует технология комбинированного производства тепловой и электрической энергии в диапазоне мощности менее 100 кВт.
Двигатели Стирлинга работают по замкнутому циклу, в котором рабочее газообразное тело попеременно сжимается в холодной полости и расширяется в горячей полости. Преимущество двигателя Стирлинга перед двигателем внутреннего сгорания состоит в том , что подача тепла в цикл осуществляется не посредством сжигания топлива внутри цилиндра, а из внешнего источника через теплообменник таким же образом, как это
происходит в паровом котле. Следовательно, сжигание топлива в двигателе Стирлинга может осуществляться с применением опробованных топочных технологий, что позволяет исключить ряд проблем, связанных со сжиганием твердой топливной биомассы. Тепловая энергия, получаемая в результате сжигания топлива, передается к газообразному рабочему телу через горячий теплообменник при высокой температуре, составляющей от 680°С до 780°С. Тепло, которое не преобразуется в работу вала, поглощается охлаждающей водой в холодном теплообменнике при температуре 25-75°C (см. Рис. 4.16). На Рис. 4.17 показан принцип работы идеального двигателя Стирлинга; Рис. 4.18 показан механический принцип работы двигателя Стирлинга.

Рис. 4.16. Установка ТЭЦ на биомассе с двигателем Стирлинга.

biomass = биомасса

air = воздух
furnace = топка
generator = генератор
hot heat exchanger = горячий теплообменник
Stirling engine = двигатель Стирлинга
regenerator = регенератор
cooler = охладитель
air pre-heater = предварительный воздухоподогреватель
air input = впуск воздуха
economiser = экономайзер
flue gas = топочный газ
heat consumers = потребители тепла

С тем, чтобы получить общий высокий КПД производства электроэнергии, температура горячего теплообменника должна быть как можно более высокой. Поэтому воздух для горения должен подогреваться топочным газом, выходящим из горячего теплообменника, с помощью предварительного воздухоподогревателя. Как правило, температура воздуха горения повышается до 500⁰С – 600⁰С, что создает очень высокую температуру в топочной камере. Это может вызывать ошлакование золы и засорение топочных систем на биомассе и горячих теплообменников.

Рис. 4.17. Принцип работы двигателя Стирлинга.

2 - 3: Нагрев при постоянном объеме: Газ нагревается, при этом его объем остается постоянным. Повышается давление

3 - 4: Расширение: Газ расширяется над поршнем при постоянной температуре. Поршень приводит в действие коленчатый вал.
4 - 1: Охлаждение: Газ охлаждается, при этом его объем остается постоянным. Давление понижается.
1 - 2: Сжатие: Газ сжимается при постоянной температуре. Поршень приводит в действие коленчатый вал. .

Рис. 4.18. Пример двигателя Стирлинга V-образной конфигурации.

water inlet = впуск воды

cooler = охладитель
compression space = пространство сжатия
water outlet = выпуск воды
regenerator = регенератор
exhaust products of combustion = отходящие продукты горения
air inlet = впуск воздуха
exhaust gas/inlet air preheater = отходящий газ/подогреватель впускаемого воздуха
heater = нагреватель
fuel inlet = впуск топлива
expansion space = пространство расширения

В замкнутом цикле Стирлинга можно использовать рабочий газ, который в большей степени пригоден для передачи тепла в цикл и из цикла, чем воздух. Наиболее эффективным является использование гелия и водорода, однако применение этих низкомолекулярных легких газов затрудняет создание эффективных уплотнений штока поршня, удерживающих газы в цилиндре и предотвращающих попадание смазочного материала в цилиндр. Предлагались различные решения этой проблемы, однако этот элемент по-прежнему остается одним из наиболее критических в системе двигателя. Привлекательным решением представляется создание двигателя в виде герметичного устройства, помещенного в герметизированный картер подобно электродвигателю, установленному в герметичный холодильный компрессор. В этом случае требуются только статические уплотнители, и единственными соединениями между оборудованием, установленным в герметичном картере, и наружным оборудованием являются кабельные соединения между генератором и электрической сетью.

Проблемы использования топливной биомассы в установках с двигателями Стирлинга связаны с передачей теплоты от сгорания топлива рабочему телу. Температура должна быть достаточно высокой для того, чтобы обеспечить получение приемлемых удельной выходной мощности и КПД, а теплообменник должен иметь такую конструкцию, чтобы минимизировать засорение оборудования.
Высокая температура и риск засорения не позволяют использовать двигатели Стирлинга, предназначенные для работы на природном газе, так как узкие каналы в горячем теплообменнике засоряются менее чем через час работы на топливной биомассе. Риск засорения оборудования в процессах со сжиганием биомассы связан, в основном, с образованием аэрозолей и конденсацией паров золы при охлаждении топочного газа.
Преимуществом двигателя Стирлинга является его высокий теоретический КПД, который в практических условиях применения снижается в результате трения, ограниченных теплопередачи и рекуперации теплоты, потерь давления и воздействия других факторов. Действительный КПД выработки электроэнергии составляет от 15% до 30%. В диапазоне мощностей двигателей Стирлинга их КПД по электроэнергии значительно превышает КПД паровых циклов и генераторов ОЦР. Также прогнозируется существенное снижение инвестиционных и эксплуатационных затрат.
Разработка установок ТЭЦ на биомассе, основанных на процессе с двигателем Стирлинга, достигла фазы демонстрационной эксплуатации. В период между 1999 г. и 2003 г. были введены в эксплуатацию демонстрационные объекты, финансируемые Австрией, Данией и ЕС. Австрийская фирма "Мавера" (Mawera)
планирует выпустить мелкую партию из семи установок мощностью 35 кВтэ в 2004-2005 гг. На Рис. 4.19 показана экспериментальная установка мощностью 35 кВтэ, действующая в Австрии с сентября 2002 г.

Рис. 4.19. Экспериментальная установка ТЭЦ с двигателем Стирлинга мощностью 35кВтэ.

Примечание. Установки ТЭЦ оснащены топками с нижней подачей топлива. Для удобства технического обслуживания двигатель Стирлинга установлен в горизонтальном положении за топочной камерой. С целью обеспечения компактности конструкции установки подогреватель воздуха и экономайзер установлены на верхнюю поверхность топки.

economiser and air pre-heater = экономайзер и подогреватель воздуха

secondary combustion chamber = вторичная топочная камера
primary combustion chamber = первичная топочная камера
economiser and air pre-heater = экономайзер и подогреватель воздуха
Stirling engine = двигатель Стирлинга

Таблица 4.6. Технологическая оценка процесса с двигателем Стирлинга.

Преимущества

Недостатки

-Двигатель работает независимо от источника теплоты
-Низкие требования к характеристикам топлива
-Низкие требования к техническому обслуживанию и ремонту, так как установка содержит малое число двигающихся деталей и применяется " внешнее сжигание" топлива
-Возможность предотвращения выбросов CO и CH благодаря внешнему сжиганию (био) газа
-Компактная конструкция
-Полностью автоматическая эксплуатация
-Низкое излучение шума

-Не имеется надежных методов герметизации
-Высокие удельные затраты на инвестиции
-Высокий износ теплообменника под воздействием высокотемпературного пара
-Возможность развития температурной коррозии в золе, содержащей топочные газы
-Требуется автоматическая система очистки теплообменника
-Отсутствие долговременного опыта эксплуатации котлов, работающих на биомассе
-Применение ограничено использованием незагрязненного древесного топлива

4.8 Сравнение процессов производства тепла, производства электроэнергии и комбинированного производства тепловой и электрической энергии

С тем, чтобы определить, является ли наиболее экономичным решением для конкретных граничных условий производство электроэнергии, производство тепла или комбинированное производство тепловой и электрической энергии, можно использовать соотношения между ценами на топливо, ценами на тепло и ценами на электроэнергию. Для сравнения эксергических значений различных технологий к общему КПД можно прибавить эксергически взвешенный КПД.
Химическая энергия биомассы может быть преобразована в тепло, электроэнергию или в эти оба вида энергии. При этом невозможно выполнить прямое сравнение между электроэнергией и тепловой энергией, так как они имеют различные эксергические значения. Электроэнергия может использоваться для привода тепловых насосов в системах децентрализованного теплоснабжения. В зависимости от температурных характеристик тепловые насосы могут выработать в три раза больше тепла, чем системы электрообогрева обычного типа. Поэтому целесообразно выполнять комплексную оценку общей эффективности энергетических систем с учетом применения тепловых насосов для выработки тепла для отопления помещений и горячей воды. Для обеспечения максимального использования энергии отбросное тепло используется в системах теплоснабжения установок комбинированного производства тепловой и электрической энергии. См. Рис. 4.20.

Рис. 4.20. Процентное отношение тепловой и электрической энергии, вырабатываемой котельными установками, установками комбинированного производства тепловой и электрической энергии и электростанциями.

heat plant = котельная установка

heat controlled CHP = ТЭЦ с регулируемым производством тепловой энергии
electricity controlled CHP = ТЭЦ с регулируемым производством электроэнергии
electric power plant = электростанция
heat = теплота
electricity = электричество
efficiency = КПД

Большинство децентрализованных установок ТЭЦ мощностью < 1 МВт с паровой турбиной или паровым двигателем преобразуют в электроэнергию около 10% энергии топлива. Максимальный общий КПД η_totустановок ТЭЦ, включая использование тепла, составляет 80%, т.е. η_tot = η_e + η_h где е – электроэнергия, а h – теплота. Если электроэнергия используется для привода теплового насоса с коэффициентом полезного действия ε (КПД), общий эксергически взвешенный КПД может достигать 100%, при этом η_exопределяется как η_ex = ε η_e + η_h.

Определение усредненного значения следует производить с учетом КПД в различное время года.
КПД выработки электроэнергии на существующих типичных электростанциях на биомассе составляет приблизительно 20% - 30% без утилизации тепла.
Эксергически взвешенный КПД может достигать 60%, что значительно ниже, чем КПД установок ТЭЦ, если электроэнергия используется для привода насоса с ε = 2.0. Таким образом установка ТЭЦ имеет более высокий по сравнению с электростанцией без утилизации тепла общий КПД.
Если коэффициент преобразования в электроэнергию η_e и коэффициент полезного действия ε; имеют высокие значения, электростанции и тепловые насосы могут использовать эксергию боле эффективно, чем установки ТЭЦ с тепловыми насосами благодаря высокому КПД больших электростанций.
Установки ТЭЦ не могут иметь такие же размеры, как электростанции из-за характера теплораспределения. Также необходимый уровень температуры теплоты ограничивает коэффициент преобразования в электроэнергию установок ТЭЦ. В Таблице 4.7 приведены типичные значения коэффициентов для существующих установок и коэффициенты, прогнозируемые для будущих технологий.
В будущем станет возможно повысить КПД производства электроэнергии из биомассы. Планируемые показатели для электростанций комбинированного цикла с внутрицикловой газификацией угля (IGCC) составляют КПД до 45%. Совершенствование конструкции тепловых насосов с повышением КПД до ε > 4 позволяет получить энергетически взвешенный общий КПД до 160% без утилизации тепла. (см. Рис. 4.21).
В будущем общий КПД установки ТЭЦ (например, включающей двигатель внутреннего сгорания и паровой двигатель, с энергетически взвешенным общим КПД 100%) может стать ниже КПД электростанции без утилизации отбросного тепла.

Таблица 4.7. Типичные значения КПД существующих котельных установок, ТЭЦ и электростанций и КПД, прогнозируемые в будущих применениях.

	Существующие применения			Будущие применения
	Котельная установка	ТЭЦ < 1 МВтэ	Электростанция >10 МВтэ	ТЭЦ < 1 МВте	Котельнаяустановка >10 МВтэ
Технология	Топка, котел	Двигатель Стерлинга, турбина Стерлинга, ОЦРП	Паровая турбина	Газификатор и двигатель ВС, двигатель Стирлинга	ЭС комбинированного цикла с внутрицикловой газификацией угля (IGCC)
η_h	0,85	0,68	0	0,55	0
η_e	0	0.12	0.25	0.25	0.45
ε	2,5	2,5	2,5	4	4
η_tot= η_e + η_h	0,85	0,8	0,25	0,8	0,45
η_ex= ε η_e + η_h	0,85	0,98	0,63	1,55	1,8

Рис. 4.21. Сравнение КПД котельной установки, ТЭЦ и электростанции по эксергически взвешенному КПД.

exergetic efficiency = эксергический КПД

CHP plant = установка ТЭЦ
furnace with flue has condensation = топка с конденсацией топочного газа
furnace with flue has condensation = топка без конденсации топочного газа
electrical efficiency = КПД по электроэнергии

4.9 Заключение и выводы

Применяемые в настоящее время процессы производства электроэнергии с использованием установок на биомассе, паровых турбин и паровых поршневых двигателей, являются опробованными технологиями. Мощность паровых двигателей составляет приблизительно от 50 кВтэ до 1 МВтэ, а паровые турбины применяются в диапазоне мощностей от 0,5 МВтэ до 500 и более МВтэ. Максимальная мощность установки на биомассе составляет около 50 МВтэ.
Эксплуатация паросиловых установок малой мощности, в состав которых входят жаротрубные котлы, осуществляется с использованием пара низких параметров. При эксплуатации турбин с одноступенчатым или многоступенчатым расширением ограничено применение дополнительных мер по повышению КПД. С тем, чтобы избежать вакуумной фазы, установки мощностью менее 1 МВтэ с невысокими КПД обычно используются как установки ТЭЦ с проитводавленческой турбиной с общим КПД по электроэнергии 10%-12% и КПД выработки теплоты до 70%.
Паросиловые установки, эксплуатируемые в режиме комбинированного производства тепловой и электрической энергии, в основном, пригодны для выработки технологического тепла, что обеспечивает длительные периоды эксплуатации. Паровые поршневые двигатели могут эксплуатироваться в одноступенчатом или многоступенчатом режимах с КПД от 6% до 10%, 12% и 20%, соотвественно Эксплуатация паровых двигателей может осуществляться с использованием насыщенного пара, что уменьшает инвестиционные затраты за счет снижения КПД. В состав паротурбинных установок большой мощности входят водотрубные котлы и перегреватели, позволяющие улучшить параметры пара и использовать многоступенчатые турбины. Также для повышения КПД применяются различные технологические меры, такие как подогрев питательной воды и промежуточный отбор. В установках мощностью от 5 МВтэ до 10 МВтэ КПД по электроэнергии достигает 25%. В установках мощностью около 50 МВтэ (крупнейшая установка, работающая только на биомассе) и большей мощности КПД производства электроэнергии может достигать 30%, а в режиме комбинированного производства тепловой и электрической энергии – более 40% при использовании установок в качестве конденсационных электростанций.
Так как потенциал применения крупных электростанций на биомассе ограничен возможностями транспортировки биомассы, интересным вариантом представляется совместное сжигание биомассы, обеспечивающей высокий выход электроэнергии, в установках на ископаемом топливе. Хотя совместное сжигание биомассы снижает уровень выбросов NOx и SОx, необходимо учитывать ее негативное воздействие на выходную мощность котла, КПД, степень коррозии и засорение. Также щелочные металлы и хлор, содержащиеся в биомассе, могут оказывать негативное воздействие на остатки очистки газа и состав золы. Как правило, доля тепла, вырабатываемого от сжигании биомассы, составляет от 5% до 10% всего вырабатываемого тепла, что не оказывает значительного воздействия на остатки очистки и золу. Основным применением совместного сжигания биомассы с другими видами топлива является сжигание сухого распыленного биотоплива котлоагрегатах со сжиганием распыленного угля, что обычно требует обработки топлива. совместное сжигание биомассы производится также в котлоагрегатах с топками с псевдоожиженным слоем, нижней подачей топлива и колосниковыми решетками, что расширяет возможности применения топлива различной влажности и различных размеров.
В качестве альтернативы паросиловым установкам обычного типа в диапазоне мощностей от 0,5 МВтэ до 2 МВтэ могут использоваться различные варианты органического цикла Ранкина (ОЦР). В этих процессах используются более низкие температуры, что позволяет вместо дорогостоящего парового котла применять установку для сжигания топлива с котлом с тепловым маслом. Также генератор ОЦР может работать без перегревателя благодаря тому, что расширение насыщенного пара органического рабочего тела образует сухой пар. Следовательно, ОЦР имеет преимущества в сферах проектирования процессов и эксплуатации установок. Также возможно получение аналогичных или несколько более высоких КПД благодаря использованию в этом применении имеющих эффективную конструкцию двухступенчатых турбин. Технология ОРЦ опробована в геотермальных применениях. В настоящее время действуют несколько установок, работающих на биомассе, и ожидается, что технология процесса будет cсовершенствоваться и далее, и будут снижены затраты, связанные с применением этого процесса.
В области производства энергии в диапазоне малой мощности представляет интерес Двигатель Стирлинга с внешней топкой для сжигания биомассы, в которую подается воздух или гелий. Наиболее ответственным компонентом таких установок является газо-газовый теплообменник, работающий а горячем топочном газе от сжигания биомассы. Наиболее приемлемым видом топлива является местная древесина, так как биотопливо с высокой зольностью вызывает наибольшие проблемы в процессе теплообмена. Имеется опыт эксплуатации прототипной установки мощностью 35 кВтэ, КПД которой достигает 20% при эксплуатации в режиме комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Предполагается, что совершенствование технологического процесса и повышение мощности установки до 150 кВтэ позволит довести КПД до 28%. Прогнозируемые инвестиционные и эксплуатационные затраты на эти установки значительно ниже, чем затраты на паросиловые установки. Если такие КПД будут получены на практике без возникновения эксплуатационных проблем, и если будет осуществляться серийное производство двигателей Стирлинга, в будущем их можно будет эффективно использовать в производстве электроэнергии посредством сжигания биомассы.
В различных проектах по разработке установок средней мощности, изучаются возможности применения турбин с замкнутым циклом и турбин с горячим воздухом. Однако получение более высоких по сравнению с паровыми турбинами КПД этих турбин требует использования сложных процессов многоступенчатого расширения, рекуперации и многоступенчатого сжатия. Применение существующих компонентов с использованием простой схемы технологического процесса позволит, возможно, получить средний КПД. Коммерческие внедрение этих технологий требует дальнейшей разработки технологического процесса и оборудования (в особенности, конструкций теплообменника и метода отделения частиц, содержащихся в горячем газе).

жүктеу/скачать 2.61 Mb.

Достарыңызбен бөлісу:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11