Підвищення ефективності енергопостачання цукрових заводів шляхом застосування біогазових установок

Прилади обліку витрати субстрату. Для обліку кількості субстрату, що надходить в біогазову установку, пропонується використовувати конвеєрні ваги типу ВК-1М (рис. 6.1).

Рисунок 6.1 - Автоматичні конвеєрні ваги ВК-1М

Дані ваги цифрові інтерфейси RS-232 та Mod-bus, і він може бути використаний для в системі АСКУЕ.

Прилади обліку біогазу. Для обліку біогазу пропонується використовувати турбінні лічильники газу TRZ 03-TE. Турбінні лічильники газу TRZ 03-TE є витратоміри, які можуть застосовуватися для комерційного обліку газу. Турбінний лічильник газу TERZ 94 може навпаки застосовуватися тільки для робочих вимірювань. Всі три типи вимірюють витрату газу в одиницях об'єму при фактичному тиску і фактичній температурі. Тим самим визначаються одиниці об'єму при робочих умовах. Обсяг і витрата газу індукується механічним лічильним механізмом в робочих м3. Додатково турбінний газовий лічильник може оснащуватися високочастотними або низькочастотними датчиками імпульсів і герконами. Таким чином вихідні імпульси, кількість яких пропорційно обсягом, можуть проходити подальшу обробку коректорами об'єму станом.

Робочі параметри лічильника:

- максимальний робочий тиск: 100 бар (не для лічильників з лопатевим колесом з пластика);

- розміри лічильників від G 40 до G 16000;

- діапазон вимірювання 1:20; 1:30 або 1:50;

- поставляються підключення згідно DIN або РІКSI;

- може поставлятися в спеціальних виконаннях для агресивних газів;

- може поставлятися для низьких температур (<10 ° C);

- індикація витрати;

- вихід сигналу тривоги;

- знімна голівка рахункового механізму.

Принцип дії електронного турбінного газового лічильника. Принцип дії електронного турбінного газового лічильника базується на вимірюванні швидкості газу. Біогаз прискорюється у випрямлячі потоку лічильника і потрапляє в певному поперечному перерізі потоку на турбінне колесо. У випрямлячі потоку усуваються небажані вихори, турбулентності і асиметрії або послаблюється їх негативний вплив. Турбінне колесо розташоване аксіально, лопатки турбінного колеса находяться під певним кутом до потоку газу. Число оборотів турбінного колеса веде себе в межах діапазону вимірювання (Qmin ? Qmax) приблизно пропорційно до середньої швидкості газу і тим самим до витрати. Число оборотів є мірою для пройшов обсягу. Два дротяних датчика імпульсів безконтактним способом реєструють число обертів турбінного колеса. Для цього на кінцевому диску вала турбіни розташований постійний магніт, який при кожному оберті індукує в кожному з обох датчиків імпульс напруги. Ці імпульси проходять подальшу обробку в електроніці голівці рахункового механізму (рис. 6.2).



Рисунок 6.2 - Схема турбінного лічильника TRZ 03-TE

Для виведення, наприклад, на коректор об'єму або в цілях управління в розпорядженні є ВЧ-імпульсний вихід (незмінна частота датчика) або НЧ-імульсний вихід (програмований коефіцієнт перерахунку).

Діапазони вимірювання лежить між 10 і 25000 м3/год. (робочі умови). Для кожного розміру лічильника попередньо заданий діапазон вимірювання; він обмежений мінімальною витратью Qmin і максимальним витратою Qmax. У типів TRZ 03-TE і TRZ 03-TEL це діапазон витрати, в якому показання лічильника газу повинні бути правильними в межах похибок, встановлених в регламенті повірки. Турбінні лічильники газу TRZ 03-TE вже при атмосферному тиску мають діапазони вимірювання до 1:30. При випробуванні високим тиском згідно діапазон вимірювання може бути розширений до 1:50. Мінімальна витрата Qmin при високому тиску в цьому випадку є найнижчий випробувальний пункт при випробуванні високим тиском. Типи TRZ 03-TE і TRZ 03-TEL можуть у цьому випадку застосовуватися для розрахунку в межах зазначеної витрати при високому тиску і діапазону щільності.

В межах допустимого діапазону вимірювання діють наступні межі похибки (табл. 6.1).

Таблиця 6.1 - Похибки лічильника TRZ 03-TE

Діапазон виміру:	Qmin до 0,2Qmax	0,2Qmax до Qmax
межа повір очної похибки	±2 %	±1 %
TRZ 03-TE	±1 %	±0,5 %

Дотримання цих меж перевіряється. Вони діють також в діапазоні високого тиску.

Оскільки головка лічильника TRZ 03-TE обладнана імпульсним виходом та цифровими інтерфейсами RS-232 та Mod-bus, то він може бути використаний для створення системи АСКУЕ.

Прилади обліку теплової енергії. Для організації обліку теплової енергії пропонується використовувати електромагнітні теплові лічильники SKM-1 (рис. 6.3).

Рисунок 6.3 - Електромагнітний тепловий лічильник SKM-1

Лічильник теплової енергії та кількості води електромагнітний SKM-1 призначений для вимірювання теплової енергії і кількості теплоносія в водяних системах теплопостачання закритого типу і для вимірювання теплової енергії, кількості теплоносія і спожитої гарячої води в системах теплопостачання відкритого типу а також для вимірювання об'єму інших рідин, з питомою електропровідністю від 10 См/м до 0,001 См/м.

Лічильники можуть застосуються для обліку спожитого тепла і води в житлових домax, установах, організаціях і т.д., а також для обліку поставляється тепла і води в кательних і в інших пунктах теплопостачання.

Одиниці виміру теплової енергії підбираються на місці установки лічильника з ряду: МВтч, Гкал, ГДж.

Основні вимірювані параметри, підсумовуються з початку експлуатації а також фіксуються їх значення в відлікові моменти - 00 год відлікового дня двох останніх місяців (відліковим день місяця програмується на місці установки лічильника).

Одиниці виміру тиску підбираються на місці установки лічильника з ряду: кПа, бар.

Середньогодинні, середньодобові та середньомісячні параметри (теплова енергія, маса або об'єм теплоносія, температура теплоносія і час роботи лічильника) запам'ятовуються за 12 останніх місяців.

Лічильник реєструє час і тривалість зупинки вимірювання (вимкнення приладу, несправності каналів вимірювання витрати та температури), а також виходу вимірюваного витрати за межі нормованого діапазону (вище Qmax і нижче Qр). Технічні характеристики лічильника:

Діапазон вимірювання температури (0...160) °С.

Діапазон вимірювання різниці температур (3...150) °С.

Діапазон температур вимірюваного середовища (0...150) °С, тиску вимірюваної рідини не більше 1,6 МПа.

Умовні діаметри первинних перетворювачів витрати і їм відповідні мінімальний (Qmin), перехідний (Qp) і максимальний (Qmax) витрати (можуть бути замовлені індивідуально для кожного каналу вимірювання) представлені в таблиці 6.2.

Відносна похибка вимірювання об'єму і маси води для кожного з каналів вимірювання при витраті від Qp до Qmax, не більше ±2%.

Таблиця 6.2 - Умовні параметри первинних перетворювачів

Умовний діаметр Ду , мм	Мінімальна витрата Qmin , м3/ч	Перехідна витрата Qp , м3/ч	Максимальна витрата Qmax , м3/ч
20	0,04	0,10	5,0
25	0,072	0,18	9,0
32	0,12	0,3	15,0
50	0,28	0,7	35,0
80	0,72	1,8	90,0
100	1,12	2,8	140,0
150	2,56	6,4	320,0

Відносна похибка вимірювання об'єму і маси води для кожного з каналів вимірювання при витраті Q від 0 до Qp: не більше , %.

Відносна похибка вимірювання теплової енергії лічильника в залежності від різниці температур на подаючому і зворотному трубопроводі, і від витрати води представлені в таблиці 6.3.

Відносна похибка лічильника часу, не більше 0,05%

Абсолютна похибка вимірювання температури в діапазоні температур від 0 °С до 160 °С не більше 0,5 °С.

Таблиця 6.3 - Похибки вимірювання теплової енергії лічильником

Різниця температур, Т, °С	Допустима відносна похибка вимірювання теплової енергії, %, при витраті Q:
	Qp Q Qmax	0 < Q < Qp
3 Т < 10	5
10 Т < 20	4
20 T < 150	3

Відносна похибка лічильника часу, не більше 0,05%

Абсолютна похибка вимірювання температури в діапазоні температур від 0 °С до 160 °С не більше 0,5 °С. Для вимірювання тиску води передбачено два струмові входу. Діапазон вхідного струму прямолінійно відповідає тиску. Струмовий вихід первинних перетворювачів тиску повинен бути гальванічно розв'язаний від заземлення. Діапазон вхідного струму (0...5) мА, (0...20) мА або (4...20) мА, а також верхня межа вимірювання первинного перетворювача тиску програмується на місці установки лічильника.

Для живлення первинних перетворювачів тиску передбачений джерело постійного струму +20 В 15%. Максимальний струм навантаження ? 40 мА. Похибка вимірювання тиску води електронного блоку, без похибки датчика тиску ? не більш ± 0,5% від верхньої межі вимірювання тиску.

Термоперетворювачі опору Pt100 (100П) (класу точності В за ГОСТ Р 50353-92), залежно від різниці температур на подаючому і зворотному трубопроводі, спарені по погрішностей вимірювання (табл. 7.4).

Таблиця 7.4 - Залежності похибок вимірювання від різниці температур

Різниця температур, Т, °C	Похибка вимірювання, %
3 Т < 10	2
10 T < 20	1
20 T 150	0,5

Оскільки даний лічильник обладнаний імпульсним виходом та цифровими інтерфейсами RS-232 та Mod-bus, то він може бути використаний для створення системи АСКУЕ.

Прилади обліку електричної енергії. В якості приладів обліку електричної енергії пропонується використовувати трьохфазні лічильники активної енергії EPQM фірми ELGAMA-ELEKTRONIKA. Зовнішній вигляд лічильника представлений на рисунку 6.4.

Електронний трифазний лічильник EPQM призначений для використання в промисловому та енергетичному секторах. Даний лічильник має програмований тарифний модуль, що надає постачальникам і споживачам енергії великі можливості у виборі потрібних функцій. Лічильники EPQM забезпечують реєстрацію, обробку, зберігання та передачу даних про генеровану і спожиту електроенергію (активну та реактивну), реєстрацію миттєвих значень, профілів навантаження і подій в системі енергопостачання. Для дистанційної передачі даних використовується до 2 електричних інтерфейсів зв'язку. Лічильники EPQM також широко використовуються в автоматизованих системах збору й керування даними в багатьох країнах.

Рисунок 6.4 - Зовнішній вигляд лічильника EPQM

Основні технічні характеристики лічильника приведені нижче.

- система: трифазна 3-провідна або 4-провідна;

- клас точності: 0.5 ? активна енергія, 1.0 - реактивна енергія.

- номінальна напруга, Uном, В:

в 4-провідної мережі: 3x57, 7/100; 3x63, 5/110; 3x69, 2/120; 3x120/208; 3x127/220; 3x220/380; 3x230/400; великий діапазон;

в 3-провідної мережі: 3x100; 3x110; 3x120; 3x220; 3x230; 3x380; 3x400;

- струм, Iном (Iмакс), A: 1 (1,2); 5 (6); 5 (10);

- чутливість: 0,1 % Iном;

- частота, Гц: 50 або 60;

- кількість тарифів: до 4 тарифів;

- зв'язок: Оптичний інтерфейс зв'язку (струмова петля 20мA, струмова петля 20мA або RS-485)

Схема включення лічильника в мережу приведена на рисунку 6.5).

Рисунок 6.5 - Схема включення лічильника ELGAMA EPQM в мережу.

Оскільки даний лічильник обладнаний імпульсним виходом та цифровими інтерфейсами RS-232 та Mod-bus, то він може бути використаний для створення системи АСКУЕ.

5.2 Розробка системи АСКОЕ для комплексного обліку енергоносіїв біогазової установки

В якості автоматизованої системи контролю і обліку енергоносіїв біогазові установки пропонується використовувати АСКОЕ «ИСТОК».

Промислова АСКОЕ «ИСТОК» призначена для організації багато вузлового комерційного і технічного обліку відпуску або споживання, контролю і розподілення енергоресурсів (електрична і теплова енергія, газ, вода та ін.).

Промислова АСКОЕ «ИСТОК» відповідає сучасним вимогам до приладів і систем обліку споживання паливно-енергетичних, матеріальних і сировинних ресурсів.

Впровадження АСКОЕ «ИСТОК» дозволяє виявити економічні резерви, а також забезпечує автоматизацію обліково-управлінської діяльності служби головного енергетика, скорочує невиробничі затрата енергоресурсів і робочого часу, прив?язує енергоспоживання до організаційно-технічної структури підприємства.

АСКОЕ «ИСТОК» дозволяє:

- спостерігати реальну картину розподілення енергетичних потоків у відповідності з організаційно-технічною структурою підприємства;

- проводити об?єктивний і точний аналіз енергоспоживання підприємства при різних режимах і умовах роботи;

- наладити необхідний контроль і облік;

- забезпечити об?єктивний розрахунок питомих норм витрати енергоресурсів на одиницю продукції.

Технічні характеристики складових частин АСКОЕ «ИСТОК». Промислова АСКОЕ «ИСТОК» передбачає 2-х рівневу систему будови.

На першому рівні встановлюються вимірювальні системи. Вимірювальні системи являють собою в загальному випадку сукупність первинних вимірювальних перетворювачів і цифрових обчислювальних пристроїв, що об?єднанні загальним алгоритмом функціонування. Вимірювальні системи призначені для автоматизованого отримання даних про стан об?єкту шляхом перетворень множини змінних з часом і розподілених в просторі величин (витрата, температура, тиск та ін.) що характеризують цей стан (теплова енергія з паром і водою, електроенергія, газ і т.д.).

На другому рівні використовується обчислювальна система на базі персонального комп?ютера головного енергетика, яка проводить збір і обробку інформації від вимірювальної системи в масштабі реального часу. Застосування спеціалізованого програмного забезпечення дозволяє здійснити оптимізацію енергетичних процесів про критерію максимуму ККД, і в результаті покращити техніко-економічні показники.

Загальна структурна схема АСКОЕ «ИСТОК» приведена на рисунку 6.6.

АСКОЕ «ИСТОК» 1-го рівня в загальному випадку будується на трьох вимірювальних системах:

1. Вимірювальна система обліку електроенергії (інших видів енергоресурсів) на базі суматора «ИСТОК-С» і контролерів «ИСТОК-ТМ».

2. Вимірювальна система теплової енергії з водою і водяною парою, газу, стиснутого повітря та ін. на базі перетворюванча «ИСТОК-ТМ».

3. Вимірювальна система регулювання температури, тиску і т.д. на базі регулятора «ИСТОК-Р».

Рисунок 6.6 - Загальна структурна схема АСКОЕ «ИСТОК»

Контролер «ИСТОК-К» призначений для збору інформації, що надходить від первинних вимірювальних перетворювачів, що мають імпульсні або цифрові сигнали дистанційної передачі. «ИСТОК-К» має 16 вхідних вимірювальних каналів і внутрішній тестовий канал, по яким забезпечується незалежний прийом, обробка і накопичення вхідної інформації з розбивкою її по півгодинним і добовим інтервалам, і миттєвої потужності споживання, осередненої за 3 хв.

Вбудований годинних дозволяє контролювати час напрацювання і час збійних ситуацій по ланцюгам живлення. Вбудоване резервне живлення дозволяє зберігати накоплену інформацію по кожному каналу обліку по півгодинним зрізам - за 192 півгодини, а по добовим - з 14 діб.

Суматор «ИСТОК-С» являється подальшою модернізацією контролеру «ИСТОК-К» і виконаний на його елементній базі.

Приклад побудови системи обліку на базі контролеру «ИСТОК-К» приведений на рисунку 6.7.

Рисунок 6.7 - Приклад побудови системи обліку на базі контролеру «ИСТОК-К»

Перетворювач «ИСТОК-ТМ» призначений для комерційного і технічного обліку пру (насиченої і перегрітої), теплофікаційної води, обліку газу, стиснутого повітря і т.д.

Алгоритм роботи перетворювача «ИСТОК-ТМ» окрім багатоканальних точок обліку передбачає організацію груп обліку (до чотирьох) і використання одноканальних точок обліку. Одноканальні точки обліку можуть використовуватися для контролю температури, тиску, перепаду тиску, вимірювання кількості електроенергії, відсоткового вмісту в газах вуглекислого газу і азоту, вимірювання масової або об?ємної витрати. Група обліку являє собою довільну комбінацію каналів обліку або окермих розрахункових параметрів і забезпечує можливість повного розрахунку кількості теплоти і витрати в замкнутих системах з урахуванням трубопроводів підживлення.

Перетворювач «ИСТОК-ТМ» використовується спільно з будь-яким первинним вимірювальним перетворювачем, що містить або імпульсний або цифровий вихід.

Приклад вимірювальної системи витрати води, газу, теплової енергії та ін. параметрів приведений на рисунк 6.8.

Рисунок 6.8 - Приклад вимірювальної системи витрати води, газу, теплової енергії тощо.

Перетворювач «ИСТОК-ТМ» забезпечує:

- пряме вимірювання і обчислення температури, тиску, масової витрати вимірювального середовища і теплової енергії теплоносія;

- програмування будь-якого типу і характеристик первинного вимірювального перетворювача, параметрів вхідних сигналів, кількості точок (вузлів) вимірювання, аварійних і договірних значень схем обліку. При використанні двох первинних перетворювачів - перепаду тиску з різними під діапазонами, автоматичний перехід на прийом інформації від первинного перетворювача тиску з одного діапазону на інший;

- зберігання і вивід на індикацію всіх обчислених параметрів за різні часові проміжки.

РОЗДІЛ 6. ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ ВПРОВАДЖЕННЯ БІОГАЗОВОЇ КОГЕНЕРАЦІЙНОЇ УСТАНАНОВКИ ЦУКРОВОМУ ЗАВОДІ

6.1 Витрати на виробниц біогазу у період роботи цукрового заводу

На цукровому заводі продуктивністю 3000 т/доба планується вкласти у БГУ 15 млн. € [ ]. Розраховуємо термін окупності даної установки. Для цього потрібно врахувати енергію, яку виробляє БГУ і енергію, яку вона споживає.

БГУ щоденно виробляє 102750 м3 біогазу. За сезон роботи цукрового заводу (100 діб) БГУ виробить:

Всб = Вдб · 100 = 102750*100= 10 275 000 м3

де: Вдб - добова витрата біогазу, м3/доба.

Розрахуємо еквівалентну кількість природного газу:

де - економія природного газу за сезон роботи цукрового заводу.

Тоді заощадження коштів від 5 371 650 м3 природного газу на його закупівлю враховуючи його вартість (9,9528 грн/м3) буде дорівнювати:

Секпр.газ = 5371650 · 9,9528=53 462 958,1 грн. = 1 782 098,6 Є.

Дві КГУ споживають 569 м3/год біогазу, тоді за рік необхідно 569·8760=4 984 440 м3.

У неробочий період цукрового заводу (265 днів), БГУ працює на кукурудзяному силосі. Тоді за цей період БГУ виробить біогазу

В265б = 102750 · 265 = 27 228 750 м3.

Враховуючи потребу біогазу для КГУ, визначаємо його кількість яку можна буде продавати у газові мережі:

Впрод = 27 228 750-4 984 440 = 22 244 310 м3.

З цієї кількості газу еквівалентна кількість природного газу:

Впродпр.газ = 22244310*(19,5/37,3) = 11 629 063 м3.

Тоді з цієї кількості газу від її продажу можна одержати прибуток:

С265пр.газ = 11629063*9,9528= 115 741 738 грн. = 3 858 058 Є.

Для утилізації жом вивозять на зберігання. За оренду землі, де складується жом, підприємство щорічно сплачує Сар= 270 000 грн/рік або 9000 €/рік.

Таким чином БГУ щорічно буде заощаджувати:

Сек = Секпр.газ + Сар = 1791098,6 + 9000 = 1791098,6 €/рік.

Щорічні витрати на експлуатацію БГУ

Щорічні витрати на установку:

Cз = Cел + Cз.п,;

де Cел - щорічні витрати на споживану кількість електричної енергії, €/рік;

Cз.п - щорічні витрати на сплату заробітної плати обслуговуючому персоналу, в €/рік.

У період роботи цукрового заводу установка споживає приблизно 600 кВт електричної потужності. Розрахуємо кількість електричної енергії, споживаної БГУ за рік:

Qел = РБГУ ·24·365 = 5 256 000 кВт·год,

де РБГУ - споживана БГУ електрична енергія,

де: - споживана електрична потцжність БГУ.

З урахуванням вартості 1 кВт·год (2,83 грн/кВт*год), визначаємо вартість електричної енергії, спожитої за рік:

Сел = Те · Qел = 2,83 · 5 256 000 = 14,874 млн.грн. = 496 000 €.

Планується, що БГУ буде обслуговувати 10 працівників. Припустимо, кожен працівник одержує 8000 грн. на місяць. Розраховуємо, яка кількість коштів буде витрачатися на сплату працівників за рік:

Сзп = 10·12·8000= 960 000 грн.= 32 000 €.

Розраховуємо щорічні витрати на БГУ:

Сз = 496000+32000= 528 000 €/рік.

6.2 Оцінка енергоефективності роботи біогазової когенераційної установки

З метою застосування біогазової установки цілий рік, доцільно використовувати її в складі встановити КГУ, яка буде виробляти електричну енергію і теплову. Електрична енергія буде переважно продаватися в електромережу за «зеленим тарифом», а теплова - використовуватися для обслуговування біогазової установки та гарячого водопостачання. Сировиною для біогазової установки буде слугувати кукурудзяний силос з місцевих господарств. Технічні характеристики КГУ наведені у таблиці 6.1.

Таблица 6.1 - Технічні показники КГУ

№	Найменування показника	Одиниця	Значення	Позначення
1	2	3	4	5
1.	Номінальна потужність установки	кВт	1416	Pном.
2.	Теплова потужність	кВт	1425	Qмах
3.	Коефіцієнт використання максимальної електричної потужності	%	90	Gэл.
4.	Коефіцієнт використання теплової потужності	%	80	GТ.
5.	Вартість 1 кВт встановленої потужності	€/kW	690	i0
6.	Додаткові затрати на установку	€/kW	170	Iдоп.
7.	Вартість капітального ремонту	€/kW	172,5	Iкап.рем.
8.	Витрата газу	м3/год	284,4	B
9.	Витрата масла	г/кВт*год	0,3	Vмасло
10.	Термін роботи установки	год/рік	8760	Tгод
11.	Ресурс двигуна до капітального ремонту	h	60 000	Tv
12.	Період дії проекту	рік	14	Ts
13.	Тариф закупівлі природного газу	€/тис.м3	433,1	Tн.г.
14.	Тариф на тепло	Грн/Гкал	400	cQ,REF

Обсяг електроенергії, виробленої КГУ, знаходимо за формулою:

Wгод = N·Pном Tм,ел кВт,

де N- кількість КГУ;

Pном - номінальна потужність установки;

Tм,ел - термін роботи установки у номінальному режимі.

Час роботи установки у номінальному режимі може буть підраховано як добуток між коефіцієнтом використання максимальної електричної потужності Gел і загальним числом годин роботи установки Tрік :

Tм,ел = Tрік · Gел = 8760 · 0,90 = 7 884 год/рік.

Тоді річний обсяг виробленої електричної енергії складе:

Wгод = N·Pном · Tм.ел = 2·1416·7884 = 22 327 (MВт·год)/рік.

Річний обсяг теплової енергії, виробленої КГУ:

Qрік =Qмах · Tм,т ,

де: Qмах - максимальна теплова потужність джерела енергії, кВт; Tм,т - час використання максимальної теплової енергії, год/рік.

Час використання максимальної теплової енергії визначається з виразу:

Tмт= Tгод · Gел · Gт = 8760 · 0,9 · 0,8 = 6307,2 год/рік.

де: Gт - коефіцієнт використання теплової потужності.

Розраховуємо обсяг теплової енергії виробленої за рік:

Qрік = 2·1425· 6307,2 = 17 975 520 кВт·год/рік = 15 456 Гкал/рік.

Загальна вартість капіталовкладень

Вартість КГУ розраховуємо по формулі:

I0=N·i0 · Pел,ном,

де: i0 - вартість 1 кВт встановленої електричної потужності, в €/кВт; Pел,нoм - номінальна електрична потужність агрегату, кВт;

I0=2·690 · 1416= 1 954 080 €.

Для розрахунку початкових капіталовкладень, необхідно розрахувати додаткові витрати на КГУ:

Iдод =iдод· Pел,ном ·N,

де iдод - додаткові витрати, €/кВт; Pел,нoм - номінальна потужність установи, кВт;

Iдод =50·1416·2 = 141 600 €.

Знаючи вартість КГУ і додаткові витрати, розраховуємо вкладання у КГУ:

Iког.уст.=I0+Iдод = 1 954 080 + 141 600 = 2 095 680 € .

Вартість капітального ремонту установки Jenbacher 420 GS-B.LC, яка потрібна після 60 тис. годин роботи, розраховується за формулою:

Iкап.рем=iкап.рем · Pел.ном ·N, €;

де iкап.рем - вартість ремонту 1 кВт встановленої потужності, €/кВт; Pел.ном - номінальна потужність установки, кВт;

Iкап.рем =172,5· 1416·2 = 488 520 €.

Вартість інвестицій у БГУ складає 15 млн €. Враховуючи додаткові витрати на побудову силосних ям для кукурудзяного силосу (приблизно 500 000 € [21]), а також обладнання по очистці біогазу від Н2S (40 000 € [21]), можна розрахувати загальну вартість інвестицій у БГУ:

I?=IБГУ+Iям+IH2S+Iког.уст+Iкап.рем ,

де: IБГУ -інвестиції у БГУ; IКГУ - інвестиції у КГУ; Iям - інвестиції у будівництво силосних; ІH2S - інвестиції у будівництво установки по очистці Н2S; Iкап.рем - вартість капітального ремонту КГУ.

I?=15 000 000+500 000+40 000+2 095 680 + 488 520 = 18 124 200 €.

Щорічні інвестиційні витрати на КГУ

Амортизаційні відрахування розраховуються за формулою:

Cаморт =,

де: Iког.уст - загальна вартість вкладень в КГУ, €; Ts - період зносу обладнання, р.;

Cаморт = €/рік.

Щорічні витрати на КГУ:

Cз.ког.уст. = Спал+Cт.о + Cмасло €;

де: Спал - витрати на споживання палива, в €/рік;

Cт.о- щорічні витрати на поточний ремонт і обслуговування, €/рік;

Cмасло - щорічні витрати на моторне масло, €/рік.

Під час роботи КГУ спалюється біогаз. Щорічні витрати на споживання палива:

Cпал = ,

де Bп.г - щорічна витрата біогазу на КГУ, м3/рік;

Tпг. - вартість закупівлі біогазу, €/тис. м3;

N - кількість установок.

Впг = ВДВЗ · Тр = 0,1·24·3600·365= 3 153 600 м3/рік.

де:- витрата біогазу на ДВЗ КГУ, м3 /с; Тр - період роботи КГУ.

Спал =( 2·3 153 600· 166,6)/ 1000= 1 050 780,0 €/рік

Щорічні витрати на поточний ремонт і обслуговування:

Cт.о= kт.о· Iког.уст ,

де kт.о - процент від вартості обладнання на поточний ремонт і обслуговування; Iког.уст - вартість початкових капіталовкладень у КГУ, €.

Cт.о = 0,06 · 2 095 680 = 125 740 €/рік.

Щорічні витрати на моторне мастило:

Cмасл = Vмасл · cмасл,

де Vмасл - обсяг мастила, витраченого за рік, л/рік; cмасл - вартість одного літра масла, (приймаємо 90 грн/л).

Для визначення витрати на мастило, споживаного за рік, розрахуємо обсяг мастила, споживаного за рік:

Vмасл = Wгод · vмасл/ смасл ,

де: Wгод - обсяг електроенергії, виробленої за рік, (кВт·год)/рік; vмасл - витрата мастила за год, г/(кВт·год); смасл - густина мастила, в кг/м3; смасл=0,9 кг/м3.

Vмасл = 22 327 000 · ( 0,3 · 10-3 )/0,9 = 7442, л/рік.

Розраховуємо щорічні витрати на мастило:

Cмасл =7442 · 90 =670 000, грн/рік = 22 326 €/рік.

Розраховуємо щорічні інвестиціні витрати на КГУ:

Cз.ког.уст. = 1 050 780,0+125 740+22 326=1 198 846 €/рік.

6.3 Розрахунок періоду окупності проекту

У загальному випадку розрахунок сумарних приведених витрат (СТА) розраховується за формулою:

CTA = I? + (Cз.ког.уст + Cз.БГУ ) ·

 де: I? - загальна вартість вкладень;

Cз.ког.уст - щорічні витрати на КГУ,€;

Cз.БГУ - щорічні витрати на БГУ, €;

- приведений період проекту, в роках.

Приведений період проекту визначається по формулі:

=7,37 рік.

де - фактор приведення.

Тоді:

СТА = 18 124 200+(1 198 846+632 000) *7,37=31 617 535 €.

Для оцінки прогнозованої прибутковості БКУ, на протязі визначеного періоду, визначимо сумарну прибутковість:

VTA = Cприб · ,

де: - щорічний прибуток, що одержується від проекту, €/рік;

Щорічний прибуток розраховується:

Сприб = Спр.газ + Сар + Сел + Степл + С265пр.газ + Сдобр, €/рік,

де: - економія на природному газі під час роботи заводу, €/рік;

- економія на оренді землі, на якій складується жом,€/рік;

Сел - прибуток від продажу електроенергії, €/рік;

- прибуток від продажу теплової енергії, €/рік;

Сдобр - прибуток від продажу відходів переробки біомаси, €/рік.

Знайдемо прибуток від продажу електроенергії:

€/рік,

де: N - кількість КГУ; Рном - потужність КГУ, кВт; сел - вартість 1 кВт електроенергії, що продається за «зеленим» тарифом (0,1616 € / кВт·год); РКГУ - електрична потужність БГУ, кВт; Тм.ел - періо роботи КГУ у номінальному режимі, год/рік;

Сел = ((2*1416 - 250)*7884* 0,1616)/12=274 134,0384 €/рік.

Прибуток від продажу теплової енергії:

Степл = ((Qрік - QБГУ)·степл)/12,

де - щорічне споживання теплової енергії БГУ, Гкал/рік; - вартість 1 Гкал теплової енергії (1300 грн/Гкал).

БГУ споживає близько 6 %, що виробляється КГУ:

QБГУ= N·Qмах ·Tмт·0,06,

де Qмах - є максимальна теплова потужність КГУ, кВт; Tт - період використання максимальної теплової енергії, год/рік.

QБГУ =2·1425·0,06·6307,2=1 078 531 кВт·год/рік = 927 Гкал/рік.

Знаходимо прибуток від продажу теплової енергії:

Степл = ((15 456 - 927) ·1300)/12 =1 573 975 грн/рік = 54 466 €/рік.

Знаходимо прибуток від продажу відходів після ферментації субстратів на добрива. Оскільки за добу кількість пресованого жому складає 750 т (до ферментації), тоді після ферментації вихід складе [ ]: 750·0,7=525 т/доба, а за рік: за 525·365 = 191500т. Якщо прийняти мінімальну вартість відходів субстрату після ферментації 20 €/т, то одержим прибуток: 191500*20Є = 3 832 500 Є.

Знаходимо щорічний прибуток:

Сприб = 1782 098,6+9000+274 134,0384+54 466+3 858 058 +3 832 500= 9 810 257,0 €/рік.

Сумарний приведений прибуток дорівнює:

VТA= 9810257*7,37= 72 301 594,0 €/рік.

Визначимо чистий приведений прибуток:

VNA= VTA - CTA = 72301594 - 31 617 535 = 40684059 €/рік.

Визначимо середній річний прибуток:

VA= VNA/Ts = 40684059/7,37=5 520 225 €/рік.

Знаючи загальну вартість інвестицій і середній річний прибуток, визначаємо термін окупності інвестицій:

DRA= І? /VA = 18 124 200/5 520 225=3,3 р.

Розрахункові показники зводимо у табл. 7.2.

Таблиця 7.2 - Оцінка економічних показників щодо впровадження на цукровому заводі БКУ

№	Найменування показника	Значення
1.	Інвестиції у БГУ	IБГУ = 15 млн €
1.1.	Щорічні витрати на експлуатацію БГУ, у тому числі:	128 000 €/рік
	вартість спожитої електричної енергії	Сел = 496 000 €/рік.
	заробітна плата (обслуговування 10 працівників)	Сзп = 32 000 €/рік.
	вартість силосування	Ссил =600 000 €/рік.
2.	Інвестиції у КГУ	Ікгу=1 954 080 €
2.1.	Щорічні витрати на КГУ , у тому числі:	2 518 657 €/рік
	Амортизаційні відрахування	Cаморт =149691 €/рік
	Витрати на споживання палива	Спал = 1 050 780,0 €/рік
	Витрати на поточний ремонт і обслуговування	Cт.о = 125 740 €/рік
	Витрати на моторне масло	Cмасл= 22 326 €/рік
	Додаткові витрати на КГУ	Iдод =141 600 €/рік
	Вартість капітального ремонту установки Jenbacher 420 GS-B.LC	Iкап.рем =488 520 €/рік
	Витрати на побудову силосных ям	Iям = 500 000 €/рік
	Вкладення у будівництво установки по очистці	ІH2S = 40 000 €/рік
	Усього витрат на БКУ	3 646 657 €/рік
3.	Прибуток
	Економія на природному газі	Спр = 1782 098,6 €/рік
	Економія на оренді землі	Сор = 9000 €/рік
	Прибуток від продажу електроенергії	Сел = 274 134,0384 €/рік
	Прибуток від продажу теплової енергії	Степл = 54 466 €/рік
	Прибуток від продажу відходів переробки біомаси	Сдобр = 3 832 500 Є/рік
	Прибуток від продажу біометану в мережу	Сбіогаз = 3 858 058 Є/рік
	Усього щорічний прибуток	9 810 257,0 €/рік
3.1.	Середній річний прибуток	VA=5 520 225 €/рік
4	Термін окупності інвестицій	3,3 роки

РОЗДІЛ 7. ОХОРОНА ПРАЦІ

7.1 Аналіз та оцінка факторів професійних ризиків на об'єкті

Оскільки на даному теплоенергетичному проектованому об'єкті використовуються теплоенергетичні установки, то на організм людини впливають ряд специфічних даної області несприятливих факторів, а саме:

1) надлишковий тиск;

2) підвищений рівень пожежо- та вибухонебезпечності;

3) підвищена температура.

Надлишковий тиск

В котельні і на самому підприємстві є судини (котли, паропроводи), що працюють під тиском. Для забезпечення безпечний умов експлуатації, котли і паропроводи забезпечені приладами для вимірювання тиску і температури.

На маховику запірної арматури вказаний напрямок його обертання при відкритті та закритті арматури

Газові трубопроводи мають на лінії підведення зворотний клапан, який автоматично закривається тиском з посудини.

Кожну посудину і самостійну порожнину з різним тиском забезпечені манометрами прямої дії. Манометр встановлений на штуцері посудини або трубопроводі між посудиною і запірною арматурою.

Котли обладнані запобіжними пристроями від підвищення тиску вище допустимого значення, а так само покажчиками рівня рідини. На кожному покажчику рівня рідини відзначені допустимі верхній і нижній рівні.

Підвищений рівень пожежо- та вибухонебезпечності

Оскільки котельне обладнання працює на природному газі, то існує загроза вибуху. Тому, проектування здійснено відповідно до Правил безпеки в газовому господарстві [9]. На газопроводах передбачені електромагнітні клапана, зблоковані з сигналізаторами загазованості. При заповненні газом газопроводи повинні продуватися їм через скидні свічки до витіснення всього повітря, а при звільненні від газу повинні продуватися повітрям до витіснення всього газу. Ці вимоги обумовлені тим, що при об'ємної концентрації природного газу в повітрі 0,05 - 0,15 (5-15%) утворюється вибухонебезпечна суміш. З скидних свічок газ викидається в тих місцях, де він не може потрапити в будівлі і де виключена можливість його займання від будь-якого джерела вогню. На газопроводах встановлюється тільки сталева арматура.

На біогазовому заводі встановлюються громовідводи, для виключення можливості удару блискавки в елементи установки (газгольдер, ферментатори), що може призвести до виникнення пожежі.

Підвищена температура

В котельні є поверхні, що мають високу температуру (водопроводи, паропроводи, поверхні котла, димоходи). Всі ділянки елементів, доступні для обслуговуючого персоналу, покриті тепловою ізоляцією, що забезпечує температуру зовнішньої поверхні не більше 45 ° С, при температурі навколишнього середовища не більше 25 ° С. Персонал в свою чергу зобов'язаний перед прийомом зміни привести в порядок спецодяг. Рукава і підлоги спецодягу слід застебнути на всі ґудзики, волосся прибрати під каску. Забороняється засукати рукава спецодягу щоб уникнути отримання опіків.

Мікроклімат. Під метеорологічними умовами виробничого середовища приймають поєднання температури, відносної вогкості, швидкості руху звуку.

Великий вплив на мікроклімат роблять джерела теплоти, що знаходяться в приміщеннях.

Основними джерелами теплоти в даному випадку є ЕОМ і допоміжне устаткування, прилади освітлення, працюючий персонал.

На організм людини і роботу устаткування великий вплив робить також відносна вогкість повітря. При вогкості до 40 стає крихкою основа магнітних стрічок, підвищується знос магнітних головок, виходить з ладу ізоляція дротів. При відносній вологості більше 75 - 80 знижується опір ізоляції, змінюються робочі характеристики елементів ЕОМ. Швидкість руху повітря робить вплив на функціональну діяльність людини і роботу пристроїв друку.

По енерговитратах організму категорія здійснимої роботи відноситься до категорії Iа легка , оскільки не вимагає систематичної фізичної напруги.

Оптимальні параметри мікроклімату вибрані з умови забезпечення сприятливих умов функціонування людини, а також умов надійної роботи засобів обчислювальної техніки, зберігання і експлуатації магнітних носіїв інформації. Оптимальні норми температури, відносній вогкості і швидкості руху повітря для представлені в таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 - Оптимальні параметри мікроклімату

Період року	Температура повітря, °С	Відносна вологість повітря, %	Швидкість руху повітря, м/ с
Теплий	23-25	40-60	0,1
Холодний	22-24	40-60	0,1

Підтримка на заданому рівні параметрів, що визначають мікроклімат в приміщенні, здійснюється згідно СНIП 2.04.05-92 наступними заходами - кондиціонуванням повітря - системою опалювання - місцевою вентиляцією приточування для охолоджування робочих органів комп ютера.

Кондиціонування повітря використовується для забезпечення в приміщеннях мікрокліматичних параметрів, місцева - для охолоджування ЕОМ і допоміжних пристроїв. При установці систем вентиляції і кондиціонування повітря повинні дотримуватися вимоги пожежної безпеки, оскільки ці системи представляють значну пожежну небезпеку.

7.2 Заходи щодо захисту робочого місця і попередження професійних ризиків

Шум

Джерелами підвищеного шуму в даному проекті є двигуни внутрішнього згоряння. За характеристиками двигунів відомо, що рівень звукового тиску на відстані одного метра від двигуна дорівнює, а на відстані одного метра від вихлопу. Допустимий рівень шуму на постійних робочих місцях 85 (не більше). Виходячи з цих даних, можна зробити висновок, що рівень звукового тиску перевищує допустимий, що може несприятливо позначитися на здоров'ї робітника. Тому необхідно вжити заходів щодо зниження шуму, а саме:

- використання звукоізоляції шляхом додатка звукоізолюючого матеріалу;

- застосування шумопоглинаючих екранів обладнання;

- використання навушників - глушників шуму при обслуговуванні обладнання.

Вібрація

Джерелами вібрації на проектованому об'єкті так само є двигуни внутрішнього згоряння. Для захисту від вібрації передбачено використання віброізоляції між вібруючої машиною і підставою, установка віброгасителів у вигляді еластичних прокладок, пружин, пневматичних демпферів.

Як індивідуального захисту від вібрацій, що передаються людині через ноги, рекомендується носити взуття на повстяної або товстій гумовій підошві.

При виявленні у працівника ознак професійного захворювання або погіршення стану здоров'я внаслідок впливу шкідливих або небезпечних виробничих факторів роботодавець на підставі медичного висновку повинен перевести його на іншу роботу.

Виробниче освітлення

Приміщення котельні забезпечені достатнім природним світлом, а в нічний - електричним освітленням. Місця, які з технічних причин не можна забезпечити природним світлом мають електричне освітлення. Рекомендоване освітлення робочих місць вказана в таблиці 7.1.

Таблиця 7.1 - Рекомендована освітленість робочих місць

Приміщення та обладнання	Номінальна освіщтленість
	Лампи накалювання	Люмінісц. лампи
Вимірювальні прилади, вказівники рівня, теплові щити, пульти управління	50	150
бункерне, вентиляційне та компресорні відділення, прилади управління	20	75
приміщення баків, підігрівачів, площадки обслуговування котлів	10	75
коридори и сходинки	5	75

Крім робочого освітлення котельні обладнають аварійним освітленням від джерел живлення, незалежних від загальної електроосвітлювальної мережі котельні.

Протипожежна безпека

Відповідно до Основних правил пожежної безпеки [7], на підприємстві розроблено інструкції про заходи пожежної безпеки, в яких вказані для окремих ділянок виробництва заходи щодо протипожежного режиму, граничні показання контрольно-вимірювальних приладів, порядок і норми зберігання вибухо- і пожежонебезпечних речовин. По кожній інструкції призначена відповідальна особа їх числа інженерно-технічних працівників.

Для гасіння пожеж на підприємстві існує пожежна охорона, всі виробничі цехи і приміщення обладнані пожежною сигналізацією. Основними первинними засобами пожежогасіння є:

- вогнегасники хімічні пінні ОХП-10;

- вогнегасники повітрянопінні ОВП-10;

- вогнегасники вуглекислотні ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, ОУ-20;

- вогнегасники порошкові ОПВ-6, ОПС-10;

- ящики з піском;

- пожежні щити з інвентарем;

- пожежні водопроводи.

З метою попередження пожеж та створення безпечних умов праці на підприємстві проведені наступні заходи:

- встановлені достатні розриви між будівлями, спорудами, складами, забороняється зберігання горючих матеріалів у розривах між будівлями;

- забезпечені умови для організації евакуації з приміщень у разі виникнення пожежі;

- впроваджена у виробництво системи автоматичного контролю і сигналізації за виникненням небезпечних факторів.

7.3 Аналіз шкідливих чинників та заходи по їх усуненню при експлуатації біогазової установки

При експлуатації біогазової установки потрібно звертати увагу на такі заходи техніки безпеки:

- Вдихання біогазу у великих кількостях протягом довгого часу може викликати отруєння, оскільки сірководень, що міститься в біогазі, дуже отруйний. Неочищений біогаз пахне тухлими яйцями, але після очищення немає ніякого запаху. Тому всі приміщення, де монтують побутові прилади, що використовують біогаз, потрібно регулярно провітрювати. Газові труби повинні регулярно перевірятися на герметичність і захищатися від пошкоджень. Виявлення витоків газу необхідно проводитися за допомогою мильної емульсії або спеціальними приладами. Застосування відкритого вогню для виявлення витоку газу забороняється.

- Біогаз в суміші з повітрям в пропорції від 5% до 15 % за наявності джерела займання з температурою 600?С або більш може привести до вибуху. Відкритий вогонь небезпечний при концентраціях біогазу в повітрі більше 12%. Таким чином, забороняється куріння і розведення вогню біля установки. При проведенні зварювальних робіт відстань до газового устаткування повинна бути не менше 10 метрів. Після зливу сировини з біогазових установок для проведення ремонту реактор повинен провітрюватися, оскільки існує небезпека вибуху суміші біогазу і повітря.

- Тиск газу, що подається по газопроводу до місця споживання, не повинен перевищувати 0,15 МПа (1,5 кг/см2), а перед побутовими приладами повинно бути не більш 0,13 кг/см2. Реактор має бути оснащений засувками, гідрозатворами, які в випадку необхідності могли б відключити його від магістрального газопроводу біогазу. Реактор повинен мати клапан автоматичного скидання надмірного тиску в газовій системі у разі його підвищення понад норму.

- Електроустаткування, що використовується, повинно бути заземлене. Опір заземляючого дроту має бути не більше 4,0 Ом.

- Основними джерелами санітарної небезпеки є присутність в рідкому гної і гнойових стоках яєць гельмінтів, бактерій груп кишкової палички і іншої патогенної мікрофлори. Тому потрібно дотримуватися запобіжних заходів для запобігання зараження. Так, не рекомендується приймати їжу в приміщенні ферми і поряд з біогазовими установками.

- Реактор і сховище для біодобрив повинні бути побудовані так, щоб уникнути небезпеки падіння людини всередину.

7.4 Розрахунок заземлення електроустаткування

Фізична суть захисту заземлення показана на рисунку 7.1. Зліва зображений прилад, як трифазний електроприймач, справа - джерело електроенергії, нейтраль якого глухо заземлена. На цьому ж рисунку представлена залежність зміни напруги U від L, де L - відстань між заземлювачем і зоною нульового потенціалу (землею).

Представимо, що ізоляція електроприймача пошкодилася, у результаті чого струмоведуча частина його електрично з'єдналась з незаземленим металевим корпусом технологічного обладнання або захисного пристрою. Торкнувшись такого корпуса або ж підтримуючої його конструкції, яка без заземлення, людина потрапляє під напругу дотику, значення якої дорівнює фазній або близькою до неї. При деякій відмінності цієї напруги від фазної виникає падіння напруги на перехідних опорах між взуттям і землею, а також розподілення потенціалу.

Рисунок 7.1 - Принципова схема заземлення для захисту від напруги, яка виникла на корпусі обладнання

Таким чином, суть захисту за допомогою пристрою заземлення полягає в створенні такого заземлення, яке мало б опір достатньо малий для того, щоб падіння напруги на ньому (а воно і буде руйнівним) не досягло значення, небезпечного для людини. В пошкодженому колі необхідно забезпечити таке значення струму, яке було б достатнім для надійного спрацювання захисних пристроїв, встановлених на джерелі живлення.

У відповідності з ПУЕ, всі металеві частини електроустановок, які в процесі роботи не мають з'єднання з струмопровідними частинами, але можуть потрапити під напругу, повинні бути заземлені.

Трансформаторні підстанції напругою 10/0,4 кВ на стороні 0,4 кВ мають глухозаземлену нейтраль. З'єднання обмоток цехових трансформаторів - /Y з нулем. Струм замикання на землю 27 А. Для цехового обладнання використовується заземлення. Цехові підстанції отримують живлення від 2 кабелів, що прокладені в одній траншеї.

Ґрунт - чернозем , другий кліматичний район.

Розрахунок зводиться до визначення вертикальних заземлювачів і довжини з'єднувальної смуги з розміщенням на плані.

Визначаємо норму на опір заземлення .

Якщо заземлюючий пристрій використовується одночасно для електроустановок напругою до 1000 В та вище:

Ом;

Згідно ПУЕ , так як сумарна потужність струмоприймачів більш 100 кВА то Rз повен бути не більше 4 Ом. Приймаємо Rз = 4 Ом.

Визначаємо розрахунковий питомий опір ґрунту:

Омм

де - табличне значення, для чорнозему =200 Омм табл. 3.10 [1]; - підвищуючий коефіцієнт, для України, для стержньових заземлювачів =1,2...1,4.

Опір одинарного вертикального заземлювача:

l - довжина заземлювача, приймаємо 5 м; d - діаметр заземлювача (приймаємо стрижні діаметром 2,5 см).

м;

де h - глибина прокладки смуг (згідно ПУЕ - 0,5...0,8 м).

Приймаємо електроди прокладені по замкнутому контуру згідно плану ї знаходимо орієнтовну кількість заземлювачів:

шт.

де о - коефіцієнт використання ряду заземлювачів, для а/l=4/5=0.8, о =0,59 за рисунком 7.5[34];

а = 4 м - відстань між електродами згідно ПУЕ.

Довжина горизонтальної з'єднувальної смуги:

м.

Опір смуги з урахуванням екранування:

Ом;

де n - коефіцієнт використання з'єднувальної смуги шириною b = 10 мм та товщиною 5 мм.



Рисунок 7.2 - Схема прокладки заземлення

Необхідний опір вертикальних заземлювачів з урахуванням опору з'єднувальної смуги:

Ом.

Остаточна кількість заземлювачів:

штук.

Проводимо перевірку опору заземлювача і порівнюємо отримане значення з нормуємим:

Ом.

Перевірка: 3,99 < 4 Ом.

ВИСНОВКИ

Біогазові технології - це вирішення проблем енергетики, агрохімії, екології і капіталу.Використання біогазових технологій в умовах України є одним з найефективніших методів використання біомаси. Така технологія виконує природоохоронну і ресурсозберігаючу функцію і дозволяє вирішувати проблему збереження традиційних енергоносіїв, що є надзвичайно важливим у сучасних умовах. Робота БГУ утилізує відходи харчового, сільськогосподарськогота інших виробництв і не призводить до утворення будь яких відходів.

За результатами виконаної роботи зроблено наступні висновки:

1. За проведеним аналізом сучасного стану енергопостачання цукрових заводів визначено, що при застосуванні БГУ підвищується їх енергетична ефективність.

2. Запропоновані шляхи інтенсифікації та вдосконалення біогазового виробництва для енергопостачання цукрових заводів:

- застосування двохстадійних ферментерів, в яких на відміну від однофазових метаноутворення відбувається швидше і з більшим(на 10?20%) виходом;

- влаштування монолітного корпусу з ґрунтоцементу, що підвищить надійність та довговічність роботи біореактора, його герметичність, а такождозволить суттєво знизити вартість і термін зведення;

- застосування біореакторів із вбудованим газгольдером, що знижує потреби в технологічних трубопроводах і виробничій площі;

- застосування рециркуляції теплової енергії шляхом встановлення теплообмінників для відбору теплової енергії від утвореного біогазу і відпрацьованої біомаси та використання цієї енергії для підігрівання біомаси всередині біореактора;

- використання сонячної енергії для термостабілізації та інтенсифікації процесу ферментації субстрату в біореакторі.

3. В роботі доведено, що для підвищення енергоефективності роботи БГУ, вона повинна бути оснащена КГУ, функціонування якої доцільно цілорічно. Поза період роботи цукрового заводу, біогазова установка може працювати на різних органічних відходах, наприклад, кукурудзяному силосі. Крім виробництва електричної та теплової енергії, робота БГУ з КГУ дозволяє приносити прибуток при продажу очищеного біогазу у мережу та високоякісних біодобрив, які утворюються в процесі ферментації субстрату.

4. Проведений економічний розрахунок показав ефективність впровадження БГУ з КГУ на протязі року для потреб цукрового заводу продуктивністю 300 000 т/сезон. При цьому період окупності складає 3,3 роки.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Альтернативна енергетика: навч. посіб. для студентів вищих навчальних закладів / [М.Д. Мельничук, В.О. Дубровін, В.Г. Мироненко, І.П. Григорюк, В.М. Поліщук, Г.А. Голуб, В.С. Таргоня, С.В. Драгнєв, І.В. Свистунова, С.М. Кухарець]. - К.: Аграр Медіа Груп, 2012. - 244 с.

2. Анализ необходимости применения в Украине "зеленого" тарифа на электроэнергию, вырабатываемую из биогаза / Г. Г. Гелетуха, Ю. Б. Матвеев, П. П. Кучерук [и др.] // Промышленная теплотехника. - 2012. - Т.34, №4. - С.75-82.

3. Біологічні ресурси і технології виробництва біопалива: Монографія / Я.Б. Блюм, Г.Г. Гелетуха, І.П. Григорюк, К.В. Дмитрук, В.О. Дубровін, А.І. Ємець, Г.М. Забарний, Г.М. Калетнік, М.Д. Мельничук, В.Г. Мироненко, Д.Б. Рахметов, А.А. Сибірний, С.П. Циганков. - К: Аграр Медіа Груп,2010.-408 с.

4. Басок Б.И., Базеев ЕТ., Диденко В.М., Коломейко Д.А. Анализ когенерационных установок. Классификация и основные показатели // Промышленная теплоенергетика. -2006.- Т.28.- №3.- C. 83-89.

5. Баадер В., Доне Е., Брайндерфер М. Биогаз: теория и практика. (Пер. с нем. и предисловие М.И.Серебрякого). М. Колос, 1982. - 148 с.

6. Ярчук М.М. Оперативно-статистичні матеріали цукровиків України "Бурякоцукровий комплекс України" / [Ярчук М.М., Загородній Г.П., Борисик П.Г. та інші]. - К.: "Цукор України", 2012. - 201 с.

7. Шевелуха B. C., Калашникова Е. А., Воронин Е. С. и др. Сельскохозяйственная биотехнология: Учебн / Под редак. B. C. Шевелухи - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 2003. - 469 с. ил.

8. Голуб Г. А. Використання жому і меляси в суміші з соломою для виробництва біогазу / Г. А. Голуб, В. В. Гох // Науковий вісник Національного університету біоресурсів і природокористування України. - 2012. - Вип. 170. Ч. 2. - С. 75-80.

9. Гелетуха Г.Г. Перспекти...