Чисельник: дані при змінному куту нахилу. 5 страница

V_бгу =Q_бгу / q =595247/22=27057 м³,

де q – теплотворна здатність біогазу, МДж/м³;

7. Витрати біогазу на компенсацію тепловтрат:

V_вт =Q_бгу η/ q =595247·0,6/22=16234 м³,

де η = 0,6 – ефективність теплоізоляції системи.

8. Частка біогазу, що йде для підігрівання гною:

.

Контрольні питання до глави 5.

1. Від яких показників залежить вихід газів, що виділяються в процесі бродіння?

2. Назвіть основні технологічні операції, що забезпечують виконання процесу утворення біогазу?

3. Які технологічні задачі необхідно вирішити при збиранні та підготовці вихідної сировини?

4. Назвіть технологічні схеми, за якими проводиться метанове бродіння?

5. Як поводиться розподілення продукції ферментації?

6. Як проводиться використання продуктів ферментації?

7. За яким виразом обчислюється добовий вихід біогазу?

8. За яким виразом обчислюється частка біогазу, що йде на підігрівання субстрату (сировини)?

6 КОНСТРУЮВАННЯ ГЕОТЕРМАЛЬНИХ УСТАНОВОК

Використання геотермальних ресурсів, залежить від особливостей конкретного родовища: геотемпературного градієнта, глибини залягання, геологічних і географічних умов, ступеню розвитку господарської і економічної інфраструктури регіону, розміру розвіданих запасів і т. ін.

Перспективним напрямом енергозберігаючої технологічної політики, що дозволяє забезпечити значну економію традиційного палива, є використання геотермальної енергії для опалення, водопостачання і кондиціювання повітря в житлових та громадських будинках і спорудах в містах і сільській місцевості, а також технологічне використання глибинної теплоти Землі в різних галузях промисловості і сільського господарства.

Основним стримуючим фактором розвитку геотермальної енергетики є відносно високі розміри первинних капіталовкладень: розвідка, свердління і обладнання свердловин, на які витрачається біля 50% капіталовкладень. Однак, не дивлячись на це, порівняльні розрахунки показують, що в ряді країн (Угорщина, Ісландія, Нова Зеландія, Росія) безпосереднє використання геотермальної енергії в промисловості, сільському господарстві і для опалення приміщень є значно дешевшим за використання для тих же цілей традиційних видів палива.

6.1 Структурні схеми геотермальних установок.

Термальні води класифікуються:

1. За використанням:

– бальнологічні (37…50⁰С);

– для гарячого водопостачання (50…70⁰С);

– теплофікаційні (70…120⁰С);

– електроенергетичні із застосуванням низькокип’ячих рідин (120…170⁰С);

– електроенергетичні на природній сухій парі (> 220⁰С).

2. За температурою:

– слабо термальні (до 40⁰С);

– термальні (40…60⁰С);

– високо термальні (60…100⁰С);

– перегріті (> 100⁰С).

3. За мінералізацією (за сухим залишком в г/л):

– ультра прісні (до 0,1);

– прісні (0,1...1);

– слабо солоні (1...3);

– сильно солоні (3...10);

– солоні (10...35);

– розсільні (> 35).

4. За загальною жорсткістю (мг-екв/л):

– дуже м’які (до 1,2);

– м’які (1,2...2,8);

– середні (2,8...5,7);

– жорсткі (5,7...11,7);

– дуже жорсткі (> 11,7).

5. За кислотністю, рН:

– сильно кислі (до 3,5);

– кислі (3,5...5,5);

– слабо кислі (5,5...6,8);

– нейтральні (6,8...7,2);

– лужні (> 8,5).

6. За газовим складом – сірчаногідрогенні: сірчаногідрогено-вуглецеві; вуглецевокислі; азотно-вуглецевокислі; метанові; азотно-метанові; азотні.

7. За газонасиченням (мг/л):

– слабе (до 100);

– середнє (100...1000);

– високе (> 1000).

При використанні термальних вод для теплофікаційних потреб знайшли практичне застосування наступні схеми:

– схема прямого використання термальної води;

– з піковими котельними;

– з додатковим підвищенням температурного рівня геотермальних вод;

– комбіновані схеми.

Порівняння технологічних схем використання термальних вод проводять за значенням перепаду температури вод на виході системи та коефіцієнтом використання теплової потужності свердловини.

Схема прямого використання застосовується при спів паданні температури води із свердловини з технологічно необхідною. При цьому способі найбільш ефективними вважаються:

- схема двоступінчастого паралельно-послідовного під’єднання установок гарячого водопостачання і опалення;

- схема послідовного під’єднання систем панельного та повітряного опалення і систем гарячого водопостачання.

Хоча ці схеми дозволяють досягти значного перепаду температур (табл. 6.1), але коефіцієнт використання теплової потужності свердловини у них низький. Це викликано тим, що продуктивність таких схем різко залежить від річних коливань теплового навантаження.

При не спів паданні можливостей свердловини та вимог споживача, застосовується схема з піковою котельнею, в якій здійснюється догрівання води. Геотермальна свердловина виступає як базове джерело енергії.

Додаткове підвищення температурного рівня термальних вод здійснюється за допомогою теплових помп. В той же час, використання теплової помпи тільки для теплофікаційних цілей, визначається техніко-економічними розрахунками.

Для подолання недоліків попередніх схем, застосовують комбінацію геотермальної свердловини, теплопомпової установки та пікової котельні.

Таблиця 6.1 – Показники схем геотермального теплопостачання

Тип схем	Необхідна технологічна температура води, 0С	Температура води на виході системи, 0С	Коефіцієнт використання теплової потужності свердловини
Пряме використання термальної води	90…50	30…40	0,1…0,2
З піковою котельною	50…70	30…40	0,2…0,4
З тепловою помпою		10…30	0,2…0,4
Комбінована схема	50…70	10…30	0,3…0,6

При практичній реалізації вищевказаних схем слід враховувати, що теплоносієм є корозійно-активна, високомінералізована речовина, яку неможливо напряму подавати в теплові мережі та опалювальні прилади споживача. Ця властивість геотермальних вод вимагає передбачати утилізацію спрацьованої води з урахувань вимог “Правил охорони вод від забруднення стічними водами”.

На термозаборі (одна або декілька об’єднаних свердловин) передбачається влаштування збірної ємності, об’єм якої становить не менше одногодинного дебіту свердловин.

Таким чином, до схеми геотермального теплопостачання входять наступні блоки: система видобувних свердловин, теплообмінники теплового пункту, система поглинальних свердловин, насосні станції мережної води та закачування термальної води, пікова котельна.

6.1.1 Принципові схеми систем геотермального теплопостачання.

У геотермальному теплопостачанні використовуються води з мінералізацією до 35 г/л. При використанні звичайних радіаторних опалювальних приладів температура термальних вод в середніх кліматичних умовах повинна бути не нижчою 90…75⁰С. У панельних системах опалювання мінімальна температура знижується до 60…70°С. Отриманий в досвід геотермального підлогово-стельового опалювання підтверджує можливість використання вод із температурою 40…50°С. У системах гарячого водопостачання застосовуються термальні води з температурою 60 і навіть 40°С при мінералізації не більше 10 г/л. Її зниження до 5 г/л дозволяє догрівати ці води в звичайних паливних котельнях.

Різноманітність споживачів теплоти, широкий діапазон температури і мінералізації термальних вод, що використовуються, викликають можливість застосування різних схем геотермального теплопостачання. Пряме використання геотермального теплоносія є можливим при достатньо високій його температурі і низькій мінералізації. При низькій мінералізації і низькому рівні температурного градієнта можливе догрівання теплоносія, а при підвищеній мінералізації — його попереднє очищення і комбінація підлогово-стельової системи геотермального опалювання з радіаторами від котельних або теплових насосів. У разі високої (більше 35 г/л)мінералізації схеми теплопостачання ускладнюються за рахунок застосування проміжних або магістральних теплообмінників.

1. Відкриті системи геотермального теплопостачання.

Відкрита система геотермального теплопостачання це система в якій геотермальна вода безпосередньо подається на водозабір гарячого водопостачання (рис.6.1)

1 – геотермальна свердловина; 2 – бак акумулятор; 3 – мережний насос; 4 – водозабірний кран гарячої води.

Рис.6.1 Відкрита однотрубна геотермальна система гарячого водопостачання

За даною схемою геотермальна вода по однотрубній тепловій мережі подається безпосередньо споживачу. Добова нерівномірність споживання гарячої води регулюється за допомогою бак-акумулятора. Недоліком даної схеми є відсутність циркуляційного насосу, що призводить до охолодження води в період її розбору. Ця схема рекомендується до застосування тільки при малих відстанях між джерелом води та споживачем.

Для відносно довгих трас рекомендується схема з двотрубною розподільчою мережею (рис.6.2). Підживлення здійснюється за однотрубною транзитною мережею в залежності від споживання. Добова нерівномірність споживання гарячої води регулюється за допомогою баку-акумулятора.

1 – геотермальна свердловина; 2 – бак-акумулятор; 3 – мережний насос; 4 – бак-акумулятор розподільчої мережі; 5 – двотрубна розподільча мережа; 6,7,8 – мережний циркуляційний та підживлюючий насоси розподільчої мережі; 9 – водозабірний кран; 10 – регулятор зливання; 11 – регулятор підживлення.

Рис.6.2 Відкрита однотрубна геотермальна система гарячого водопостачання з двотрубною розподільчою мережею.

При застосуванні відкритих систем і для опалення вони мають наступну конфігурацію (рис.6.3)

на скидання або закачування

1 – геотермальна свердловина; 2 – бак акумулятор; 3 – мережний насос;4 – опалювальні прилади; 5 – водозабірний кран.

Рис. 6.3 Відкрита двотрубна геотермальна система теплопостачання.

Геотермальна вода паралельно подається на опалення та гаряче водопостачання. Після опалювальних систем вода скидається біля термозабора. Транзитна теплова мережа має двотрубну прокладку.

Наведені схеми не можуть бути застосовані при невідповідності води нормативним вимогам на питну воду та при втраті теплоти при транспортуванні від джерела до споживача.

2. Закриті системи геотермального теплопостачання.

Закрита система геотермального теплопостачання це система, в якій на водозабір подається не геотермальна, а вода, що нагрілась за рахунок геотермальної теплоти (рис.6.4).

підживлення з водогону

на скидання

1 – геотермальна свердловина; 2 – бак-акумулятор геотермальної води; 3 – однотрубна транзитна теплотраса; 4 – мережний теплообмінник; 5 – мережні насоси; 6 – водозабірний кран; 7 – двотрубна розподільча тепломережа; 8 – скидна тепломережа; 9 – розширювальний бачок.

Рис.6.4 Однотрубна закрита геотермальна система гарячого водопостачання.

Застосування даної схеми доцільне при розташуванні місця скидання геотермальних вод поблизу споживача. Геотермальний теплоносій за однотрубною транзитною тепловою мережею подається в теплообмінник центрального геотермального теплового пункту (ЦТПГ), після якого скидається. Не геотермальний теплоносій питної якості циркулює за двотрубною розподільчою мережею, нагрівається в теплообміннику ЦТПГ і подається на водорозбір. Підживлення здійснюється від водогону. При застосуванні даної схеми слід враховувати небезпеку інтенсивності корозії та солевідкладень.

Розташування місця скидання поблизу споживача, а також відсутність корозійної активності та солевідкладень дають можливість створення системи з однотрубною транзитною тепловою мережею для транспортування геотермальної води до ЦТПГ, що розташований поряд із споживачем. Після ЦТПГ геотермальна вода скидається. Розподільча мережа після ЦТПГ, в залежності від якості та температури геотермального теплоносія може бути чотиритрубною із залежним під’єднанням опалення, чотиритрубною із незалежним під’єднанням опалення або із двотрубною розподільчою мережею та незалежним під’єднанням опалення (рис.6.5)

на скидання або закачування

з водогону

1 – геотермальна свердловина; 2 – бак-акумулятор геотермальної води; 3 – мережний теплообмінник; 4 – мережний насос геотермальної води; 5 – мережний насосо водогінної води; 6 – бак-акумулятор водогінної води; 7 – регулятор підживлення; 8 – водорозбірний кран гарячої води; 9 – опалювальний прилад.

Рис. 6.5 Закрита двотрубна геотермальна система теплопостачання.

Дана схема застосовується у випадку наявності зворотного закачування води або можливості її скидання. Геотермальна вода подається в ЦТПГ, що розташований поряд термосвердловини, віддає свою теплоту через теплообмінник не геотермальному теплоносію, транспортується до споживача і зворотно за двотрубною розподільчою мережею, що має транзитну ділянку. В цій схемі позитивним є невелика довжина трубопроводів теплової мережі геотермальної ділянки системи.

6.1.2 Розрахунок об’єму добутку термальної води для забезпечення теплового навантаження системи з догріванням від пікової котельні.

Загальноприйняту температуру мережної води 95…70⁰С забезпечити в наших широтах від геотермального теплоносія практично неможливо. Найчастіше застосовують роботу термальної свердловини паралельно з піковою котельною. Для визначення об’єму добутку гідротермального теплоносія застосовують наступну методику:

1. Виконують побудову сумісного графіка теплового навантаження та температур мережної води для систем теплопостачання.

2. Будують додатковий графік теплового навантаження, що забезпечується від геотермального джерела.

3. За результатами попередніх побудов визначають необхідний об’єм добутку термальних вод.

При побудові сумісного графіка теплового навантаження та температур термальної води приймають обмеження, що характеризують місцеві умови:

– теплова потужність систем опалення відповідає традиційним системам;

– теплове навантаження систем гарячого водопостачання виконується згідно нормативної документації;

– тривалість опалення приймається згідно місцевих кліматичних умов;

– температурний напір в теплообмінниках, що використовуються для обігрівання мережної води від гідротерм, дорівнює 7⁰С;

– температурний графік систем теплопостачання приймається 95…70⁰С;

– система гарячого водопостачання є закритою, середня температура води в водозабірних стояках – 50⁰С;

– гаряче водопостачання цілодобово забезпечується від геотермального джерела.

Побудова графіка проводиться в наступній послідовності (рис. 6.1):

1. На вісі ординат відкладають теплове навантаження системи опалення (наприклад 1 МВт).

2. На вісі абсцис відкладають тривалість стояння температур зовнішнього повітря протягом опалювального періоду.

Рис. 6.6 Сумісний графік теплового навантаження та температури мережної води (температура термальної води на виході із свердловини 55⁰С)

3. Для довільно вибраних значень температур зовнішнього повітря (в межах кліматичних умов місцевості) обчислюють розрахункову теплову потужність, що необхідна для покриття поточного значення опалювального навантаження:

де N_р – розрахункове значення опалювального навантаження при відповідному значенні температури зовнішнього повітря;

N_оп – максимальне значення опалювального навантаження при мінімальній (розрахунковій) температурі зовнішнього повітря;

Т_вн – температура повітря в приміщенні, що опалюється;

Т_з – поточне значення температури зовнішнього повітря;

Т_р – розрахункова температура зовнішнього повітря (приймається за довідковими даними).

4. Для побудови графіка температур мережної води в другому квадранті розбиваємо вісь абсцис на температури, що відповідають температурам опалювального сезону вибраної місцевості (наприклад, ±18⁰С). Для цього на вісі Т_М відкладаємо значення температури в подавальному трубопроводі (95⁰С), а на вісі температур, при якій вмикається система опалення (наприклад, +8⁰С), Т’_М, значення температури води при відповідній розрахунковій температурі, що знаходиться за довідковими таблицями (в даному випадку 44,6⁰С, табл. 6.3). Дані точки з’єднуються. В такій же послідовності визначається температура в зворотному трубопроводі (точка 37,7⁰С, табл. 6.2).

5. Побудова графіка теплового навантаження, що забезпечується від геотермального джерела, здійснюється на основі величини максимальної температури прямої мережної води, що отримується від нього. Вона становить:

де Т*_М – максимальна температура мережної води, що отримується від геотерми;

Т – температура термальної води;

DТ – середній температурний напір в теплообміннику.

В даному випадку Т = 55⁰С, DТ = 7 ⁰С. Тоді Т*_М = 48⁰С. Відкладаємо це значення на вісі Т’_М і проводимо пряму до перетину з графіком теплового навантаження, точка А, координати якої відповідають максимальному тепловому навантаженню системи опалення, що можна забезпечити за допомогою геотермального джерела (0,385 МВт). Визначення інших точок проводиться на основі принципу пропорційності зміни температури речовини кількості енергії, що витрачається на її отримання. Тобто, в будь-який час, зміна температури мережної води буде становити:

DТ = DТ_К + DТ_Г,

де DТ – різниця температур прямої та зворотної води;

DТ_К – різниця температур прямої та зворотної мережної води, що покривається за рахунок теплоти від пікової котельні;

DТ_Г – різниця прямої та зворотної мережної води, що покривається геотермом.

Відповідно теплове навантаження системи опалення буде становити:

,

де N – теплове навантаження системи опалення;

N_К – частина теплового навантаження системи опалення, що покривається від пікової котельні;

N_г^оп – частина теплового навантаження системи опалення, що покривається від геотермального джерела.

Зіставимо отримані рівняння і отримаємо:

Наприклад, якщо треба визначити, яку потужність забезпечить даний геотерм при 2000 годинному опалювальному періоді, необхідно провести лінію до перетину з графіком теплового навантаження (точка В) і визначити співвідношення DТ_К / DТ_Г. В даному прикладі це складе (4×0,52)/12 = 0,173 МВт. Відкладемо це значення і отримаємо точку С. Точка D відповідає величині опалювального сезону відрахованому від значення DТ_Г = 0 (D”). Точка Е відповідає мінімальній кількості енергії, що може бути забезпечена від геотермального джерела.

Таким чином, частина графіка, що розташована праворуч від лінії AD, показує забезпечення від геотермального джерела.

В методиці даного розрахунку не враховані втрати температури теплоносія в трубопроводі, якщо джерело і споживач розташовані в різних місцях, а також втрати в теплообмінних приладах споживачів.

Тоді об’єм термальної води, що видобувається, складе:

де h – коефіцієнт тепловтрат;

с – питома теплоємкість термальних вод;

DТ – температурний перепад термальних вод.

6.1.3 Кількість видобувних та поглинальних свердловин.

Кількість видобувних та поглинальних свердловин визначається за величиною необхідного об’єму геотермальної води та продуктивністю одної свердловини:

n = Q /Q_c,

де п – число видобувних або поглинальних свердловин;

Q – об’єм необхідного добутку геотермальних вод;

Q_c – розрахункова продуктивність видобувної свердловини:

Таблиця 6.1 – Кліматичні показники населених пунктів України для розрахунку опалювально-вентиляційних навантажень та річного споживання теплоти.