Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90
Внедрение парогазовых установок. Выбор оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением технологического оборудования отечественных и зарубежных фирм. Обеспечение минимума капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 14.05.2014 |
| Размер файла | 2,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Система автоматического управления должна иметь:
степень нечувствительности регулятора частоты при любой нагрузке не более 0,2 % номинальной;
нечувствительность регулятора температуры газов к изменению температуры менее чем на 10°С.
Система автоматического управления воздействует на устройства, которые регулируют: общий расход топлива; углы установки поворотных направляющих аппаратов на входе и в первых ступенях компрессора; положение антипомпажных клапанов; распределение топлива и воздуха в КС.
6.6 Структура САУ ГТУ
Для возможности эволюционного развития системы управляющий контроллер целесообразно строить по модульному принципу (рис.6.1). На основе предварительных данных о ГТУ выбирается тип центрального процессора, который будет являться ядром контроллера и отвечать за обработку и анализ информации. Для реализации сложных, динамических, высокопроизводительных функций управления и регулирования целесообразно использовать специализированный высокопроизводительный процессорный модуль. Для обеспечения связи с системой высшего уровня используется модуль связи. В блок управления устанавливаются аналоговые и дискретные входные и выходные модули, обеспечивающие контроль основных параметров двигателя и управление некоторыми исполнительными механизмами.
Для подключения дополнительного оборудования следует использовать расширители основного устройства управления и регулирования.
Предлагается следующий вариант построения расширителей.
В виде блоков связи с объектом на основе станций распределенного ввода/вывода.
Этот вариант значительно экономичнее и позволяет легко расширить функций системы, в т. ч. подключение дополнительных датчиков и исполнительных механизмов. При этом ограничивающим фактором является только мощность центрального процессора блока управления.
Рисунок 6.1 - Блок управления ГТУ
На рис. 6.2 показан структура САУ ГТУ на основе этого варианта построения расширителей.
Рисунок 6.2 - Функциональная схема САУ ГТУ
Также существует возможность сконфигурировать некоторые блоки связи с объектом для выполнения определенных функций:
- прием и обработка сигналов от датчиков технологического оборудования ГТУ;
- формирования команд управления исполнительными механизмами ГТУ;
- связи с внешними подсистемами по последовательным каналам передачи данных;
- преобразования сигналов от датчиков расположенных в помещениях взрывоопасных категорий.
- Для обеспечения надежности системы предлагается комплекс мер. К ним относится контроль целостности линий связи, резервирование внутрисистемных информационных связей.
На случай неисправности системы или непредвиденных ситуаций на ГТУ необходимо обеспечить возможность экстренного останова установки, для этого в один из расширителей необходимо установить блок экстренного останова (БЭО), состоящий из выходных реле и таймеров, регламентирующих время отработки ЭО.
В целях повышения надежности и эргономики в системе предусмотрена возможность останова ГТУ оператором. Для этой цели используется панель резервного управления, на которой располагаются кнопка ЭО и аварийного останова. Сигнал от этих кнопок приходит в БЭО и производится останов агрегата.
Для защиты ГТУ от превышения предельных значений параметров (таких как частота вращения силовой турбины) в системе предлагается использовать блок защиты ГТУ, который необходимо реализовать на аппаратном уровне.
Из соображений помехозащищенности и компактности все оборудование по питанию целесообразно вынести в отдельное устройство бесперебойного электропитания. С помощью этого устройства обеспечивается электропитание всех устройств и блоков системы.
Все блоки связаны по сети Profibus DP, которая обеспечивает достаточную скорость передачи данных до 12 Мбит/с в зависимости от длины сегмента.
Для связи системы с рабочей станцией требуется высокая скорость обмена информацией, поэтому предпочтительней использовать сеть Industrial Ethernet, скорость передачи данных по которой составляет 100 Мбит/с.
6.7 Регуляторы ГТУ
Регулятор системы топливного регулирования, предназначен для управления автоматическим пуском и остановом двигателя, управления частотами вращения турбин двигателя, предотвращения возникновения аварийных ситуаций путем ограничения подачи топлива в камеру сгорания двигателя.
Такой регулятор стабилизирует значения параметров двигателя при одновременном контроле нахождения значений других параметров в заданных диапазонах. Для достижения этой цели в системе используется соответствующий набор контуров регулирования.
Необходимо отметить что, ГТУ является многосвязным нелинейным объектом, имеющим один управляющий вход (положение дозатора топлива) и много выходов. Для управления таким объектом применен регулятор с общим интегратором и селектором минимума/максимума.
При работе регулятора переход с контура на контур осуществляется автоматически с помощью селектора минимума/максимума.
Регулятор построен по селекторной схеме, используются несколько одномерных контуров обратной связи, и в каждый момент времени по определенным условиям выбирается в качестве управляющего воздействия выход одного из них.
Составными частями контура обратной связи являются зона нечувствительности, ПИД-регулятор, блок статической характеристики и блок адаптации статической характеристики (рис. 6.3).
Рисунок 6.3 - Контур обратной связи регулятора ГТУ
Дальнейшее развитие распределенной системы управления ГТУ требует синтеза новых, оптимальных по минимуму расхода топлива, адаптивных регуляторов ГТУ как исходно нелинейного и многосвязанного объекта. Для создания такого регулятора необходимо использовать современные методы синтеза оптимальных регуляторов и, в частности, синтез регуляторов на основе обучаемых многослойных нейронных сетей.
6.8 Гидравлическая часть системы регулирования
Перемещение регулирующих клапанов турбины осуществляется по сумме воздействий, большинство которых формируется в ЭЧСР. В гидравлической части системы регулирования (ГЧСР), при номинальной частоте вращения ротора турбины давление масла в импульсной и сливной линиях одинаковое. При повышении частоты вращения ротора турбины высокого давления увеличится частота вращения регулятора скорости. Давление масла в импульсной линии возрастет, что приведет к увеличению давления масла в трансформаторе давления, золотник которого поднимется в крайнее верхнее положение. Окна в буксе трансформатора давления будут закрыты, что не приведет к выравниванию давления между импульсной и сливной линией. Так как давление масла в импульсной линии возросло, в работу включится отсечной золотник, который при увеличении давления поднимется в крайнее верхнее положение, что приведет к закрытию сливных окон золотника, открытию сливного окна верхней камеры сервомотора при одновременном открытии сливного окна в буксе отсечного золотника и слива силового масла в нижнюю камеру сервомотора. Цилиндрический золотник (поршень) сервомотора начнет перемещаться в верхнее положение, что приведет к частичному закрытию регулирующих клапанов, т.е. уменьшению подачи газа в камеру сгорания.
7. Безопасность и экологичность проекта
7.1 Методы и средства защиты от производственного шума
В настоящее время общество всё большее внимание уделяет снижению неблагоприятных воздействий от работы промышленности на человека. Одним из таких воздействий является шум от объектов энергетики. Уменьшение шумового воздействия рассматривается как важнейшее в комплексе экологических проблем, причем шумовой фактор зачастую является лимитирующим экологическим фактором для развития человечества. В России вопросами снижения шумового воздействия на окружающую среду обязывают Законы "Об охране атмосферного воздуха" и "Об охране окружающей природной среды”.
Наиболее часто под определением шум понимают любой нежелательный звук. Данное определение в наиболее полной форме отражает субъективное отношение к этому фактору неблагоприятного воздействия, а также объясняет многие особенности в его определении. Снижение шумового воздействия, в том числе в энергетике, следует рассматривать при решении комплекса проблем для предотвращения нарастающего экологического кризиса современной техногенной цивилизации. Причем основными путями совместного развития человечества, экономики и природы, при котором общество удовлетворяло свои потребности в настоящем без ущерба для последующих поколений, являются принципы самоограничения, обновляемости и замкнутости.
Негативное воздействие от шума, в том числе энергетических объектов, имеет следующие аспекты:
· медицинский,
· социальный,
· экономический,
которые следует рассматривать во взаимосвязи друг с другом.
Медицинский аспект связан с тем, что повышенный шум оборудования влияет на нервную и сердечнососудистую системы, репродуктивную функцию человека, вызывает раздражение, нарушение сна, утомление, агрессивность, способствует психическим заболеваниям. Профессиональные заболевания связанные с шумовым воздействием занимают первое место среди других заболеваний работников ТЭЦ.
Социальный аспект связан с тем, что под шумовым воздействием, в том числе объектов энергетики, находятся очень большие группы населения, особенно в крупных городах. По некоторым данным свыше 60% населения крупных городов проживает в условиях чрезмерного шума. Шум от объектов энергетики может являться источником превышения санитарным норм в радиусе нескольких километров.
Экономический аспект обусловлен тем, что шум влияет на производительность труда, а ликвидация последствий болезней от шума - значительных социальных выплат. Увеличение уровня шума на 1-2 дБА приводит к снижению производительности труда на 1% (при уровнях звука больше 80 дБА). Доказано, что шум уменьшает зрительную реакцию, что вместе с утомляемостью резко увеличивает вероятность ошибок при работе операторов. Это особенно не допустимо, например, для энергетического производства, где важную роль играет надежность.
7.2 Основные понятия и характеристики шума
Нежелательный звуки формируют шум. Под звуком понимают упругие волны, распространяющиеся в упругой среде, колебания в среде, вызванные каким-либо источником. Область среды, в которой распространяются звуковые волны, называется звуковым полем. Здесь возникают деформации разряжения и сжатия, которые приводят к изменению давления в любой точке по сравнению с атмосферным. Разность между мгновенным полным давлением и средним, которое наблюдается в невозмущенной среде, называется звуковым давлением.
Звук подразделяется на воздушный и структурный в зависимости от среды, в которой распространяются упругие волны.
Звук характеризуется звуковым давлением, скоростью и направлением распространения звуковых волн, интенсивностью переноса звуковой энергии.
Большинство энергетического оборудования излучают звуковую энергию неравномерно по всем направлениям. Эта неравномерность излучения характеризуется фактором направленности или коэффициентом F, представляющая собой отношение интенсивности звука, создаваемого направленным источником в данной точке, Iн к средней интенсивности Iср, которая была бы в этой же точке от ненаправленного источника имеющего ту же звуковую мощность.
Коэффициент F можно записать как:
. (7.1)
Шум энергетического оборудования характеризуется не только количественными характеристиками, но и временем воздействия, и характером спектра (распределением звуковой энергии по частотному диапазону).
Для определения количественного значения шума агрегатов пользуются логарифмическими величинами ѕ уровнями интенсивности звука, звукового давления и звуковой мощности, которые измеряются в децибелах (дБ).
Уровень интенсивности звука, дБ,
, (7.2)
где I0= 10-12 Вт/м2 ѕ интенсивность звука, соответствующая пороговому уровню.
Уровень звукового давления, дБ,
(7.3)
или
, (7.4)
Где пороговое звуковое давление, Па.
Уровень звуковой мощности, дБ,
, (7.5)
где P0 =10-12 ѕ пороговая звуковая мощность, Вт.
Использование логарифмических величин позволяет резко уменьшить диапазон значений рассматриваемых величин и наиболее полно учитывать физиологическую особенность восприятия шума человеком. Например, при изменении звукового давление Па, которые реально имеют место в окружающей нас среде, уровень звукового давления изменяется от 20 до 100 дБ.
7.3 Уровни и источники шума в цехе ПГУ
Особенности излучения шума от источников позволяют определить величину их шумового воздействия как внутри помещений, так и на окружающий район. Эти данные нужны при проектировании, модернизации, расширении ТЭЦ, сравнительном анализе шумности оборудования, выборе мероприятий по шумоглушению.
От энергетического объекта излучается, как правило, шум от целой группы источников. Так в цехе ПГУ ТЭЦ-3 мощными источниками шума являются следующие типы оборудования: две газотурбинные установки типа LM2500+G4 DLE номинальной электрической мощностью 31,14 МВт, два паровых котла-утилизатора типа Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230 горизонтального профиля.
При анализе этих источников учитывают следующее, что все они как источники находятся внутри помещений, характер шума является широкополосным и постоянным по временной характеристике.
В табл. 7.1 указаны уровни звукового давления, дБ, и уровни звука, дБА, на расстоянии 1 м от агрегатов
Таблица 7.1 - Уровни звукового давления от газотурбинной установки типа LM2500+G4 DLE
|
Наименование |
Среднегеометрические частоты, Гц |
|||||||||
|
63 |
125 |
250 |
500 |
1000 |
2000 |
4000 |
8000 |
|||
|
Октавные уровни звуковой мощности, дБ |
Корпус турбины |
92 |
94 |
88 |
84 |
83 |
83 |
79 |
73 |
|
|
Генератор |
98 |
94 |
86 |
86 |
89 |
89 |
86 |
79 |
||
|
Возбудитель |
96 |
98 |
87 |
84 |
92 |
86 |
84 |
83 |
||
|
Стопорный клапан |
88 |
89 |
84 |
82 |
83 |
85 |
81 |
76 |
Эквивалентный уровень звукового давления от котла-утилизатора и газоходов на расстоянии 1 м от обшивки и 1,5 м от пола не превышает 85 дБА, при исходном уровне звуковой мощности газового выхлопа ГТУ не более значений, указанных в табл. 7.2
Таблица 7.2 - Уровни звукового давления от котла - утилизатора Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230
|
Наименование |
Среднегеометрические частоты, Гц |
||||||||||
|
31,5 |
63 |
125 |
250 |
500 |
1000 |
2000 |
4000 |
8000 |
А |
||
|
Октавные уровни звуковой мощности выхлопа, дБ |
131 |
133 |
135 |
136 |
133 |
124 |
118,5 |
113 |
107,5 |
141,1 |
Эквивалентный уровень звукового давления на расстоянии 1 метр по горизонтали от среза дымовой трубы котла-утилизатора не превышает 85 дБА. Измерения показывают, что при расстоянии между турбинами больше 50 м уровни звука в помещении не зависят от количества одновременно работающих турбин. При уменьшении расстояния между турбинами до 30 м происходит увеличение уровней звука по всей площади цеха на 4-5дБА. При увеличении единичной мощности турбогенератора (следовательно, и габаритных размеров) увеличивается уровень излучаемой звуковой энергии
Таблица 7.3 - Уровни звука на рабочих местах, дБ
|
Рабочее место |
Уровень звука |
||
|
Рабочий |
Допустимый |
||
|
Машинист ЦЩУ-2,4 |
68 |
65 |
|
|
Машинист обходчик 4-го разряда |
88-89 |
80 |
|
|
Машинист обходчик 5-го разряда |
91 |
||
|
Машинист ЦНС |
87 |
7.4 Основные методы и способы снижение шума
7.4.1 Снижение шума с помощью экрана
Акустические экраны являются в соответствии с классификацией ГОСТ 12.1.029-80 одним из средств звукоизоляции. Различают естественные и искусственные экраны. Искусственные - это специально сделанные экраны для уменьшения в основном локальных источников шума, широко используемые при снижении шума трансформаторов, передвижных компрессорных, градирен и т.д.
Естественные экраны - это складки рельефа местности, насыпи, здания предприятий, позволяющие существенно снизить уровень шума от источника на пути его распространения. Максимальная эффективность экранов на открытом воздухе может достигать 25-30 дБА.
Свойство экранов снижать шум основано на отражении и рассеивании падающих на них звуковых волн. За экраном образуется "звуковая тень", если его размеры больше длины звуковой волны. Наибольшей эффективности экраны достигают в области высоких частот, а наименьшей - в области низких частот.
Эффективность отражающего экрана Lэкр, выполненного из тонированных окон ПВХ, может быть определена по коэффициенту экранирования W. Здесь источник шума и точка наблюдения расположены на одной высоте, следовательно W определяется по формуле:
, (7.6)
где = c/f - длина волны, м;
с = 343 - скорость распространения звука, м/с;
f - частота звуковых колебаний (500 Гц);
a - расстояние от источника шума до экрана (10 м);
b - расстояние от экрана до точки наблюдения (2 м).
.
Зависимость эффективности экрана Lэкр от коэффициента экранирования W представлена в табл. 7.4
Таблица 7.4 - Зависимость эффективности экрана Lэкр от коэффициента экранирования W
|
W |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Lэкр |
5 |
12 |
17 |
22 |
25 |
27 |
29 |
30 |
При установке экрана в помещении проектируемого цеха ПГУ его эффективность снижается из-за появления поля отраженного от ограждающих поверхностей звука. Снижение уровня шума от использования экрана цехе, который является акустически необработанным помещением, невелико и составляет обычно не более 10-15 дБ. Здесь максимальное снижение уровня шума может достигать 16 дБ.
7.4.2 Уменьшение шума с помощью звукоизоляции
Звукоизоляция применяется для уменьшения шума, проникающего из шумных помещений, а также от корпусов энергетического оборудования, от паропроводов и газовоздухопроводов, находящихся на открытом воздухе.
Звукоизоляция относится к строительно-акустическим методам борьбы с шумом и состоит в том, что звуковая волна, падающая на ограждение, приводит его в колебательное движение с частотой, равной частоте колебаний частиц воздуха. В результате ограждающая конструкция сама становится источником звука, но излучаемая звуковым ограждением мощность в сотни и более раз меньше звуковой мощности, падающей на ограждение со стороны источника шума. Если энергетическое оборудование или помещение, в котором оно находится, могут быть выделены ограждающими конструкциями, то правильный выбор звукоизолирующих конструкций позволяет обеспечить необходимое снижение.
Шум от изолируемого источника или помещения может проникать не только через ограждение, но и косвенными путями, например через ворота, двери помещений, а также боковые конструкции, ограждающие изолируемое помещение. Звукоизоляция ограждением при наличии косвенной передачи шума называется фактической звукоизоляцией ограждением или просто звукоизоляцией ограждением.
Звукоизоляция энергетического оборудования достигается применением ограждающих конструкций, нанесением дополнительных покрытий на стенки агрегата или канала, утолщением стенок канала и кожухов
В нашей стране широко используется нанесение на корпуса шумных агрегатов и каналов теплоизолирующих покрытий, которые обладают и звукоизолирующей способностью. Основные материалы, используемые одновременно для тепловой и акустической изоляции - это базальтовое волокно, асбест, асбоперлит.
Для цеха ПГУ ТЭЦ-3 можно произвести акустический расчет звукоизоляции кабины машиниста, выполненного из многослойной фанеры. Здесь выбор необходимой степени звукоизоляции будет производиться исходя из уровня звука источника шума и уровня звука , допустимого в данном помещении.
Необходимая (требуемая) степень снижения шума, дБ,
(7.7)
Для снижения шума Lш до такой степени, чтобы он, проникая сквозь ограждения, не прослушивался при наличии на рабочем месте шума Lд, к Rтр добавляется 3 - 5 дБ.
дБ.
Средняя звукоизоляция однослойного ограждения, дБ,
, (7.8)
где G - вес 1м2 ограждающей конструкции из фанеры многослойной (22 кг)
f - частота звуковых колебаний шума (500 Гц).
дБ.
Из расчета можно сделать вывод, что звукоизолирующая способность фанеры вполне подходит для шумоизоляции кабины.
7.4.3 Снижение шума с помощью кожухов
Эффективным способом снижения шума от корпусов энергетического оборудования является размещение их в специальном кожухе. Преимуществом размещения агрегата в кожухе по сравнению с нанесением звукопоглощающих облицовок является возможность осмотра корпуса агрегата, недостатком - более высокая стоимость. Кожухи выполняются стационарными или съемными, имеют двери для осмотра агрегата обслуживающим персоналом, вентиляционные проемы, систему внутреннего освещения.
Обычно кожухи выполняют из листовой стали толщиной от 1 до 4 мм и дюралюминия толщиной от 2 до 6 мм. Звукоизоляция агрегата определяется не только звукоизоляцией стенок кожуха, но и степенью поглощения в них звука. При отсутствии звукопоглощающей облицовки плотность звуковой энергии под кожухом резко увеличивается и эффект от его установки будет минимальным. Рекомендуется облицовывать внутренние поверхности кожуха звукопоглощающим материалом толщиной не менее 50 мм. Для защиты от механических повреждений звукопоглощающий материал закрывают стеклотканью, а также перфорированным листом. Кожух не должен иметь жесткой связи с изолируемым оборудованием или фундаментом, для чего используют упругие прокладки из резины, вентиляционные проемы оборудуют глушителями. Отверстия для прохода коммуникаций уплотняют сальниками.
Акустическая эффективность кожуха считается достаточной, если для любой октавной полосы нормируемого диапазона частот, требуемое снижение октавного уровня звукового давления, меньше либо равно нормируемого.
Использование кожухов для турбин является сложной технической задачей из-за больших габаритных размеров и повышенной температуры стенок агрегата, в связи с этим для мощных агрегатов кожух выполняется, как правило, стационарным.
Для небольших турбин кожух выполняется из разборных конструкций. Например, для турбин LM2500 он изготовлен из четырех разъемных секций. На внутренних стенках кожуха размещается звукопоглощающий материал из ультратонкого стекловолокна толщиной 20 мм. Каркас собран из швеллера с полкой 100 мм и уголков 30х30 мм. Эффективность кожуха составляет от 4 дБ на частотах 125, 250, 500 Гц до 11 - 18 дБ в высокочастотной области спектра. Звукоизолирующая способность кожуха, дБ, рассчитывается по формуле:
(7.9)
где Rср - звукоизолирующая способность материала стенок кожуха, определяемая по формуле (8), дБ;
ср - средний коэффициент звукопоглощения материала внутренних поверхностей стенок кожуха (сталь листовая толщиной 2мм), дБ.
Средняя звукоизоляция однослойного ограждения, дБ,
,
где G - вес 1 м2 ограждающей конструкции стали листовой (15,6 кг);
f - частота звуковых колебаний шума (500 Гц).
дБ;
дБ.
Здесь звукоизолирующая способность листовой стали толщиной 2мм значительно мала, следовательно, для кожуха турбины стоит применить другой вид шумоизолирующего материала. К примеру, кожух из стального листа толщиной 3 мм с вибродемпфирующим покрытием толщиной 5 мм, эффективность которого составляет 5,5 - 10,5 дБ. Эффективным также является внутренняя облицовка кожуха в виде композиции из однородных слоев материалов разных толщин, имеющих различные волновые сопротивления. Эффективность их достигает при этом 30 - 45 дБА.
7.4.4 Уменьшение шума звукопоглощением
Для снижения шума в цехах и других помещениях используют различные методы звукопоглощения. Под звукопоглощением понимают свойство акустически обработанных поверхностей уменьшать интенсивность отраженных ими волн за счет преобразования звуковой энергии в тепловую.
Эффективность снижения шума звукопоглощением зависит в основном от акустических характеристик самого помещения и частотных характеристик материалов, применяемых для акустической обработки, которая включает облицовку части внутренних поверхностей помещения звукопоглощающим материалом или специальной звукопоглощающей конструкцией, а также размещение в помещении объемных элементов различных форм.
Критерием выбора звукопоглощающего материала является соответствие максимума в частотной эффективности материала максимуму в спектре снижаемого шума в помещении.
Следует отметить, что предельное значение снижения уровня звука применением звукопоглощающих облицовок, например, в соразмерных помещениях по законам архитектурной акустики ограничено 5-8 дБА, а в зоне отраженного звука 10 - 15 дБА.
7.4.5 Средства индивидуальной защиты от шума
Во многих случаях в энергетике используются средства индивидуальной защиты (СИЗ). Принцип действия СИЗ - защитить наиболее чувствительный канал воздействия шума на организм - ухо человека. Звуковые колебания воспринимаются не только через орган слуха, но и через другие органы путём костной проводимости. Поэтому задача СИЗ - устранить передачу звуковой энергии к организму.
Применение СИЗ позволяет предупредить расстройство не только органов слуха, но и всей нервной системы от действия чрезмерного раздражителя. СИЗ наиболее эффективны, как правило, в области высоких частот.
Основными средствами индивидуальной защиты в проектируемом цехе являются:
--вкладыши;
--наушники;
--шлемы и каски;
--костюмы.
Вкладыши перекрывают наружный слуховой проход или прелагают к нему. Наушники закрывают ушную раковину снаружи. Шлемы и каски закрывают часть головы и ушную раковину.
Противошумные костюмы защищают тело человека и голову.
Эффективность снижения шума СИЗ колеблется от 10 до 40 дБ.
В настоящее время существуют наушники селективного подавления звуковых волн: они пропускают звуки соответствующие человеческой речи, заглушая другие. Это особенно важно в энергетике, где многие сигналы, в том числе об опасности, являются звуковыми.
8. Охрана окружающей среды
8.1 Качество атмосферного воздуха г. Омска
В последнее десятилетие в России и в мире большое внимание уделяется экологическим проблемам сжигания органического топлива, ставящим под угрозу нормальное существование биосферы на планете.
Тепловые электрические станции являются основным источником загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу и негативно влияющих на состояние окружающей среды. Наибольшее количество (около 80% общего поступления) парниковых газов (ПГ) сбрасывается в атмосферу при производстве и потреблении энергии. Наибольший вклад в парниковый эффект вносят выбросы углекислого газа СО2 и метана СН4. Уголь традиционно считается главным "виновником" растущей концентрации СО2 в атмосфере. Средняя электростанция, работающая на угле, ежегодно производит около 2 млн. тонн углекислого газа.
В течение ближайших 15 лет необходимо увеличить производство электроэнергии на 60%, и органическое топливо останется основным источником энергии. Разрешение противоречий при производстве электроэнергии в будущем требует соблюдения баланса между тремя основными параметрами: надежностью снабжения топливом (энергетической безопасностью), экономичностью и экологичностью процессов энергопроизводства.
Новые энергетические технологии, такие, как парогазовые технологии, хотя и не полностью свободны от выбросов углекислого газа, но дают очень небольшой выход СО2 на единицу произведенной электроэнергии.
В Омской области на состояние атмосферного воздуха оказывает влияние высокая техногенная нагрузка, обусловленная концентрацией на территории города Омска промышленных производств, включая преимущественно экологически опасные производства. В жилой зоне города Омска сосредоточены предприятия топливно-энергетической, нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической, оборонной, машиностроительной и металлообрабатывающей, лесной и деревообрабатывающей, строительной, легкой, пищевой, мукомольно-крупяной и иных отраслей промышленности, оказывающих существенное влияние на состояние атмосферного воздуха.
Основными источниками теплоснабжения, влияющими на чистоту воздушного бассейна г. Омска, являются существующие ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 и Кировская районная котельная.
Структурное подразделение ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО "ТГК-11" расположена на северной окраине г. Омска, в Северном промышленном узле. Со всех сторон территория СП ТЭЦ-3 граничит с площадками действующих промышленных предприятий: с северо - запада и юго-запада - с ОАО "Газпром нефть-Омский НПЗ", с северо-востока - с ОАО "Омский каучук", с юго-востока, через магистральную автодорогу (пр. Губкина) - с ГП "Завод подъемных машин". Максимально разрешенный годовой выброс в атмосферу по состоянию на 2012 год составляет 1013,499 т/год.
8.2 Выбросы в окружающую среду в России
Таблица 8.1 - Выбросы в РФ в окружающую среду за последние 4 года.
|
№п/п |
Контролируемые показатели |
Значения выбросов по годам, т/год (факт / временно согласованный выброс) |
||||
|
2009 г. |
2010 г. |
2011 г. |
2012 г. |
|||
|
1 |
NOx |
3 039,972 |
2 745,953 |
2 635,733 |
2 749,275 |
|
|
5 241,767 |
5 241,767 |
5 241,767 |
5 241,767 |
|||
|
2 |
CO2 |
617,022 |
529,916 |
533,638 |
591,281 |
|
|
2 506,340 |
2 506,340 |
2 506,340 |
2 506,340 |
|||
|
3 |
SOx сернистый ангидрид |
5 964,211 |
1 292,368 |
2 209,302 |
4 607,666 |
|
|
1179,000 |
11 79,000 |
11 879,000 |
11 879,000 |
|||
|
4 |
NОx + SOx |
9 004,183 |
4 038,321 |
4 845,035 |
7 356,941 |
|
|
5 |
Зола твердого топлива |
___-___ |
__-___ |
___-___ |
___-___ |
|
|
6 |
Мазутная зола |
19,332 |
4,044 |
11,897 |
17,450 |
|
|
31,600 |
31,600 |
31,600 |
31,600 |
Таблица 8.2 - Нормирование ПДК выбросов в теплоэнергетике России.
|
Наименование |
Предельно допустимая концентрация (ПДК), мг\м3 |
|
|
Оксид серы (SO2) |
0.5 |
|
|
Оксид азота (NO) |
0.4 |
|
|
Диоксид азота (NO2) |
0.085 |
|
|
Оксид углерода CO |
5.0 |
|
|
Оксид ванадия VО2 |
0.002 |
|
|
Пыль |
0.5 |
|
|
Бенз (а) пирен |
0.000001 |
Процесс горения топлива в КС энергетических ГТУ сложнее, чем в топочных камерах обычных энергетических установок.
При относительно невысоких температурах химическая реакция горения протекает достаточно медленно, а потребление кислорода во много раз меньше возможности его доставки к фронту пламени, который отделяет топливовоздушную смесь от продуктов сгорания.
Наиболее опасными выбросами ТЭЦ являются оксиды азота. Содержание оксидов азота определяет токсичность продуктов сгорания природного газа на 90-95%. Кроме того, оксиды азота под воздействием ультрафиолетового излучения активно участвуют в фотохимических реакциях в атмосфере с образованием других вредных газов.
Источником образования оксидов азота служит азот воздуха и топлива. В атмосферном воздухе содержится 78,1% азота по объему.
Азот является составной частью рабочей массы топлива. Содержание азота в топливе невелико: до 1 - 1,5% в топочном мазуте и природном газе и лишь в отдельных месторождениях природный газ содержит до 4% молекулярного азота.
В последнее время серьезное внимание привлекла проблема изучения канцерогенных веществ, образующихся при неполном сгорании топлива.
По своей распространенности и интенсивности воздействия из многих химических веществ этого типа наибольшее значение имеют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее активный из них - бенз (а) пирен. Максимальное количество бенз (а) пирена образуется при температуре 700-800 оС в условиях нехватки воздуха для полного сгорания топлива.
8.3 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOx
Существующие технические решения не всегда позволяют добиться удовлетворительных экологических показателей работы КС энергетических ГТУ.
Количество образующихся оксидов азота является функцией не только температуры пламени, также и времени, в течение которого смесь горючих газов находи при температуре пламени. Данная зависимость является почти линейной функцией времени. Таким образом, температура и время нахождения газов при этой температуре определяют уровень выхода термических оксидов азота и являются важнейшими переменными, которыми конструктор должен оперировать, чтобы снизить уровни выбросов .
Скорость образования оксидов азота уменьшается по мере обеднения топливной смеси (а >1) в зоне пламени "сухой" КС, что связано с уменьшением его температуры. Аналогичный эффект можно получить при впрыске воды (пара) в "мокрую" КС. В сухих КС в отличие от мокрых не применяют впрыск пара и воды для подавления оксидов азота.
Количество впрыскиваемой воды (пара) может меняться в широких пределах от 0,5 до 1,5 расхода топлива на турбину.
Высокие экологические показатели КС и всей ГТУ можно получить тремя основными способами:
а) применением мокрых КС обычной конструкции с диффузионным факелом и с впрыском воды (пара);
б) использованием микро факельного многоступенчатого сжигания сильно обедненной топливной смеси в сухих КС;
в) применение первых двух решений совместно с каталитической очисткой выхлопных газов ГТУ
Рисунок 8. 2 - Схема установки СКВ ОЕМОХ фирмы "Хальдор Топсе АО" для СКВ оксидов азота 1 - инжекторная решетка с соплами для подачи разбавленных паров водного раствора аммиака в поток выхлопных газов ГТУ; 2 - испаритель водного раствора аммиака; 3 - газодувка на байпасе выхлопных газов ГТУ; 4 ~ смеситель паров водного раствора аммиака с выхлопными газами байпасного потока; 5 - байпаснын поток газов; 6 - клапан контроля водного раствора аммиака; 7 - насос подачи водного раствора аммиака с системой постоянного давления в коллекторе; 8 - бак хранения водного раствора аммиака; 9 - расходомер; 10 - катализатор
Процесс селективного каталитического восстановления (ОЕМОХ) - наиболее широко применяемая технология восстановления оксидов азота в выхлопных газах ГТУ. В качестве примера на рис. приведена схема установки, разработанной датской фирмой "Хальдор Топсе АО". Восстановление оксидов азота происходит при спрыске восстанавливающего агента - водного раствора аммиака в выхлопные газы ГТУ при температуре 300-420°С и последующем пропуске смеси аммиак - выхлопные газы через катализатор. Побочным явлением применением мокрых КС являются:
· сокращение периодов между профилактическим техобслуживанием и уменьшение срока службы;
· дополнительные затраты на подготовку и впрыск воды (пара);
· увеличение эмиссии СО.
8.4 Снижение выброса соединений серы в атмосферу
Тепловые электростанции являются источником выброса соединений серы в атмосферу.
Диоксид серы (SO2), содержащийся в дымовых газах, практически не влияет на процесс производства электроэнергии. Триоксид серы (SO3) обуславливает сернокислотную точку росы. По ней выбирают температуру уходящих газов котлов, и она является одним из основных факторов эффективной работы газоочистки.
Но практическое отсутствие воздействия SO2 на процесс производства энергии "компенсируется” активным воздействием этого вещества на окружающую среду: диоксид серы в атмосфере при воздействии озона, образующегося из кислорода воздуха под действием солнечного света, окисляется три оксида серы SO3, который соединяется с водяным паром и образует пары серной кислоты.
Пары серной кислоты в 3-4 раза тяжелее воздуха, под действием гравитации вместе с атмосферными осадками поступают в почву.
В результате пресноводные водоемы и реки окисляются, что приводит к потере части водной флоры и фауны.
Наличие в дымовых газах диоксида серы обусловлено постоянным присутствием в твердом и жидком топливе (и в природном газе некоторых месторождений) различных соединений серы - сульфидов и органических соединений.
Сокращение выбросов соединений серы на ТЭЦ может быть осуществлено тремя способами:
путем очистки топлива от соединений серы до его сжигания;
связыванием серы в процессе горения;
в результате очистки дымовых газов.
8.5 Сокращение выбросов углекислого газа (CO2) в атмосферу
С развитием индустрии и техники установившийся баланс нарушился из-за сжигания биомассы. В результате сжигания ископаемых топлив на земле теперь возникает ежегодный прирост на 15 млрд. тонн СО2 сверх сбалансированного круговорота, что способствует образованию так называемого парникового эффекта.
Уменьшить выбросы СО2 значительно сложнее, чем выбросы других вредных веществ. Очистка уходящих газов ТЭЦ от углекислого газа аппаратными средствами (например с помощью абсорбционной или мембранной технологии) на сегодняшний день исключительно дорога, нецелесообразна и не находит применения. Однако, учитывая необходимость решения данной проблемы, в индустриально развитых странах ведутся работы и в этом направлении.
Уменьшение выбросов углекислого газа от ТЭЦ дают:
1) сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода (природный газ);
2) использование энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное топливо);
3) использование возобновляемых источников энергии;
4) энергосбережение;
5) теплофикация;
6) реализация технических решений, повышающих КПД ТЭЦ
9. Экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ-3
9.1 Расчет себестоимости энергии
Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии основывается на смете эксплуатационных расходов станции по производству электрической и тепловой энергии. Смета эксплуатационных расходов составляется по элементам затрат.
9.1.1 Затраты на топливо
Годовые затраты на топливо, млн. р.,
, (9.1)
где - годовой расход топлива на блок ПГУ (величина принята из технических характеристик), т. у. т.;
- цена топлива на месте потребления, р. /т. топл. (р. /1000 нм3) (принимаем равной 3896 р. /т. топл.);
- тепловой эквивалент применяемого топлива.
, (9.2)
где - теплота сгорания топлива, в данном случаи газа - 35 МДж/кг.
млн. р.;
9.1.2 Затраты на воду
Вода на ТЭЦ расходуется на питание котлов, подпитку теплосети, на технические и бытовые нужды (охлаждение турбин, заливка шлака, промывка фильтров, душевые, утечки пара, конденсата и воды).
Годовые затраты на воду млн. р.,
, (9.3)
где - цена 1 м3 воды с учетом транспортировки, р/м3 (принимаем 13,95 р/м3);
- потребляемый объем воды, м3.
Потребляемый объем воды:
(9.4)
где - объем воды на заполнение тепловых сетей и систем потребителей, м3;
- объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата, м3.
Объем на заполнение тепловых сетей:
м3.
Объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата принимается по рекомендациям в размере 0,75% от объема на заполнение тепловых сетей, м3,
, (9.5) ;
Тогда по формуле (7.4), (7.3):
;
млн. р.;
9.1.3 Затраты на вспомогательные материалы
К вспомогательным материалам относятся реагенты для химической водоочистки, их количество зависит от объемов потребления воды, ее качества и применяемой схемы водоподготовки.
По удельным нормам расхода реагентов (табл.9.1) объему потребляемой воды и цене соответствующего реагента определяются годовые затраты на вспомогательные материалы (реагенты) млн. р.:
(9.6)
где - цена i-го реагента, р. /кг (цена сульфоугля-20 р/кг, цена поваренной соли-10 р/кг); - удельный расход i-го реагента, в зависимости от общей жесткости исходной воды, кг/м3.
Таблица 9.1 - Удельные нормы расхода реагентов на химводоочистку
|
Наименование показателей |
Общая жесткость исходной воды, мг-экв/кг |
|||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
||
|
Удельный расход сульфоугля, кг/м3 |
1,3 |
1,8 |
2,0 |
2,5 |
3,0 |
3,2 |
3,3 |
3,5 |
3,8 |
4,1 |
- |
|
|
Удельный расход поваренной соли, кг/м3 |
0,15 |
0,17 |
0,18 |
0,20 |
0,22 |
0,23 |
0,25 |
0,27 |
0,29 |
0,30 |
0,32 |
млн. р.;
9.1.4 Заработная плата с начислениями
Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала ТЭЦ и пиковой котельной определяются исходя из численности этого персонала и среднегодового фонда заработной платы млн. р.:
, (9.7)
Где - удельная численность эксплуатационного персонала ТЭЦ, (для разрабатываемого цеха ПГУ принимаем 25 чел);
- среднемесячная величина оплаты труда одного работника ТЭЦ, р. (принимаем 15000 р.);
- начисления, относимые на фонд заработной платы.
млн. р.
9.1.5 Амортизационные отчисления
Годовые амортизационные отчисления, млн. р.,
, (9.8)
где - средневзвешенная норма амортизационных отчислений на реновацию для электростанций в целом, %, принимается равной 3,3%;
- включает затраты на жилищное, коммунальное и бытовое строительство, благоустройство и возвратные суммы, млн. р., принимается равным 0,15 .
млн. р.;
9.1.6 Затраты на ремонт основных фондов
Годовые затраты на ремонт основных фондов, млн. р.,
(9.9)
Меньшее значение коэффициента (0,1) относится к крупным ТЭЦ, мощность которых равна или выше 1000 МВт.
млн. р.
9.1.7 Прочие затраты
Прочие годовые затраты, млн. р.,
, (9.10)
Меньшее значение коэффициента (0,2) относится к крупным ТЭЦ, мощность которых равна или выше 1000 МВт.
млн. р.
9.1.8 Суммарные годовые расходы
Суммарные годовые расходы ТЭЦ, млн. р.,
, (9.11)
млн. р.
9.1.9 Расход электроэнергии на собственные нужды станции
Для подсчета себестоимости единицы отпущенной энергии на электростанции требуется определить расход электроэнергии на собственные нужды.
Этот расход определяют на основании средних норм по важнейшим потребителям собственных нужд. Мелкие потребители, освещение, вентиляция учитываются, укрупнено как "прочие".
Суммарные годовые расходы ТЭЦ необходимо распределить между электро- и теплоэнергией.
Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, МВт. ч,
, (9.12)
где - норма удельного расхода электроэнергии на циркуляционные насосы, принимается в размере 0,5% от суммарной годовой выработки электроэнергии.
МВт. ч.
Таблица 9.2 - Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды в зависимости от вида топлива.
|
Группы потребителей |
Обозначение |
Ед. изм. |
Удельный расход эл. энергии |
|||
|
Кам. уголь |
Газ |
Мазут |
||||
|
Устр. топливо приготовления |
кВт·ч/т. н. т |
27,0 |
- |
3,5 |
||
|
Тягодутьевые устройства |
кВт·ч/т. пара |
5,00 |
3,65 |
3,65 |
Расход электроэнергии на тягодутьевые устройства, МВт. ч,
, (9.13)
где - норма удельного расхода электроэнергии на тягодутьевые устройства, кВт·ч/т. пара (принимается по табл.9.2).
- годовое производство пара котельной ТЭЦ, т,
, (9.14)
где - КПД брутто котельной ТЭЦ, для газа - 0,9;
- теплота сгорания условного топлива, равная 29300 кДж/кг;
- энтальпия пара, кДж/кг;
- энтальпия питательной воды, кДж/кг.
т;
Тогда расход электроэнергии на тягодутьевые устройства:
МВт·ч.
Расход электроэнергии на сетевые насосы, МВт. ч,
, (9.15)
где - норма удельного расхода электроэнергии на сетевые насосы, принимается в размере 3,0 кВт·ч/ГДж.
МВт·ч.
Расход электроэнергии на питательные электронасосы, МВт. ч,
, (9.16)
где - норма удельного расхода электроэнергии на питательные электронасосы, (принимается по табл.9.3).
Таблица 9.3 - Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды в зависимости от давления
|
Группы потребителей |
Обозначение |
Удельный расход эл. энергии, кВт. ч/т пара, в зависимости от давления пара (МПа) |
|||
|
10 |
14 |
25 |
|||
|
Питательные электронасосы |
6,2 |
7,4 |
7,9 |
МВт·ч.
Расход электроэнергии на прочих потребителей, МВт·ч,
, (9.17)
где - норма удельного расхода электроэнергии на прочих потребителей, %, принимается в размере 0,4.
МВт·ч;
Расход электроэнергии на собственные нужды для производства электроэнергии в МВт·ч,
, (9.18)
Расход электроэнергии на собственные нужды для производства тепловой энергии в МВт·ч,
, (9.19)
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды в процентах,
, (9.20)
%
Удельные расходы топлива на отпущенную энергию, кг. у. т., определяется по формуле:
на 1 кВт. ч -
, (9.21)
кВт·ч;
на 1 ГДж -
. (9.22)
ГДж;
На основе полученных данных определяют абсолютные расходы топлива на отпуск каждого вида продукции ТЭЦ в т. у. т., по формуле:
на тепловую энергию -
. (9.23)
т. у. т.
на электроэнергию -
. (9.24)
т. у. т.
Затраты на топливо относимые на электро - и теплоэнергию в млн. р.:
, (9.25)
млн. р
. (9.26)
млн. р
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии, к. / (кВт·ч),
. (9.27)
к. / (кВт·ч).
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии, р. /ГДж,
. (9.28)
р. /ГДж.
Аналогично рассчитывают распределение затрат и составляющих себестоимости энергии по воде, вспомогательным материалам, зарплате, амортизации, ремонту и прочим расходам.
Полная себестоимость электрической энергии складывается из составляющих по электроэнергии, а полная себестоимость тепловой энергии - из составляющих по тепловой энергии. Структуру себестоимости энергии ТЭЦ сводят в табл.9.4.
Таблица 9.4 - Структура себестоимости энергии
|
Элементы |
Электроэнергия |
Тепло |
|||
|
к. / (кВт·ч) |
% |
р. /ГДж |
% |
||
|
Топливо |
67,63 |
89,76 |
120,93 |
93,84 |
|
|
Вода |
1,562 |
2,07 |
1,608 |
1,25 |
|
|
Вспомогательные материалы |
0,057 |
0,08 |
0,059 |
0,05 |
|
|
Зарплата |
0,673 |
0,89 |
0,693 |
0,54 |
|
|
Амортизация |
3,346 |
4,44 |
3,444 |
2,67 |
|
|
Ремонт |
0,669 |
0,89 |
0,689 |
0,53 |
|
|
Прочие |
1,406 |
1,87 |
1,448 |
1,12 |
|
|
Всего |
75,347 |
100,00 |
128,871 |
100,00 |
Таблица 9.5 - Технико-экономические показатели внедрения блока ПГУ
|
показатели |
обозначение |
Единица измерения |
значение |
|
|
установленная мощность ТЭЦ |
Nу (ТЭЦ) |
МВт |
90 |
|
|
выработка эл. энергии |
УЭГОД |
МВтч |
616073,04 |
|
|
расход эл. энергии на соб. нуж. |
Кс. н |
% |
1,06 |
|
|
годовой отпуск тепла от блока ПГУ |
||||
|
на отопление, вентиляцию, и прочие нужды |
QГ (от. к-б) |
тыс. ГДж |
2765,00 |
|
|
Удельный расход условного топлива |
||||
|
на отпуск эл. энергии |
b (отп) ээ |
кг у. т. / (кВтч) |
0,304 |
|
|
на отпуск тепла |
b (отп) тэ |
кг у. т. / (ГДж) |
37,078 |
|
|
себестоимость энергии: |
||||
|
на отпущенный кВт*ч |
Z (т) э. э |
к. / (кВт*ч) |
75,35 |
|
|
на отпущенный ГДж |
Z (т) т. э |
р. /ГДж |
128,87 |
9.2 Смета капитальных затрат
Таблица 9.6 - Оценочный расчет капитальных затрат строительства блока ПГУ, млн. руб.
|
Наименование |
Стоимость, млн. руб. |
|
|
КУ и вспомогательное оборудование (2 шт.) |
290 |
|
|
ГТУ с учетом доставки (2 шт.) |
1145 |
|
|
ПТУ |
285 |
|
|
Генератор для ПТ |
68 |
|
|
Электротехническое оборудование |
189 |
|
|
Вспомогательное тепломеханическое оборудование |
382 |
|
|
Оборудование автоматизации установки |
150 |
|
|
Строительно-монтажные работы |
210 |
|
|
Демонтаж существующего оборудования |
36 |
|
|
Проектные работы |
182 |
|
|
Пусконаладочные работы |
128 |
|
|
Прочие |
153 |
|
|
Итого (без НДС) |
3218 |
|
|
Итого (с НДС) |
3604 |
9.3 Расчет срока окупаемости
Для определения периода окупаемости энергоблока существует несколько методологических подходов. В нашей стране широко используется показатель срока окупаемости капитальных вложений как отношение суммы капитальных вложений к годовой прибыли, получаемой в результате использования данных капитальных вложений:
, (9.29)
где K - капиталовложения в проект, млн. р.;
Пг - годовая прибыль от реализации проекта, за вычетом налога за прибыль 18% и ставки прибыли 10%, млн. р.
, (9.30)
где - экономическое выражение технического эффекта, достигаемого при внедрении энергосберегающего мероприятия, тыс. руб. /год;
- изменение амортизационных отчислений в результате внедрения/замены оборудования, тыс. руб. /год;
- изменение платежей по налогу на имущество, тыс. руб. /год;
- изменение платежей по налогу на прибыль, тыс. руб. /год;
- изменение прочих эксплуатационных расходов, тыс. руб. /год.
Экономическое выражение технического эффекта рассчитывается по следующей формуле, тыс. руб. /год:
, (9.31)
где - цена i-го вида ресурса, по которому достигается снижение потребления, тыс. руб. /ед. измерителя.
Изменение амортизационных отчислений в результате внедрения/замены оборудования вычисляется по следующему выражению, тыс. руб. /год:
Для данного случая внедрения нового оборудования:
; (9.32)
- норма амортизации на внедряемое оборудование, 1/год, равна:
, (9.33)
где - срок службы внедряемого оборудования, год.
Изменение платежей по налогу на имущество (с учетом износа оборудования) рассчитывается по формуле, тыс. руб. /год:
Для данного случая внедрения нового оборудования:
; (9.34)
где - ставка налога на имущество, принимается в размере 0,022.
Изменение платежей по налогу на прибыль вычисляется по уравнению, тыс. руб. /год:
, (9.35)
Расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД)
(9.36)
где Е = 0,1 - ставка дисконтирования;
Т = 10 лет - расчетный период;
Ктд = 3604 - единовременные затраты млн. р
Результаты расчетов ЧДД сведены в табл.9.7
Таблица 9.7 - Результаты расчета ЧДД, тыс. руб.
|
Показатель |
Год (t) |
|||||||||||
|
0-й |
1-й |
2-й |
3-й |
4-й |
5-й |
6-й |
7-й |
8-й |
9-й |
10-й |
||
|
Э |
0,00 |
454,00 |
671,09 |
671,09 |
671,09 |
671,09 |
671,09 |
671,09 |
671,09 |
671,1 |
671,1 |
|
|
Kt |
3604,0 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
|
ЧДДt |
-3604,0 |
412,73 |
554,62 |
504, 20 |
458,36 |
416,69 |
378,81 |
344,37 |
313,07 |
284,6 |
258,7 |
|
|
SЧДД |
-3604,0 |
-3191,2 |
-2636,6 |
-2132,4 |
-1674,1 |
-1257,40 |
-878,59 |
-534,2 |
-221,1 |
63,46 |
322,1 |
|
|
Индекс доходности (ИД) |
-1,00 |
-0,89 |
-0,73 |
-0,59 |
-0,46 |
-0,35 |
-0,24 |
-0,15 |
-0,06 |
0,02 |
0,09 |
На рис 9.1 приведен график расчета чистого дисконтированного дохода и индекса доходности
Рисунок 9.3 - график расчета чистого дисконтированного дохода и индекса доходности
Результаты расчетов годового экономического эффекта и срока окупаемости мероприятия сведены в табл.9.8
Таблица 9.8 - расчет годового экономического эффекта и срока окупаемости мероприятия
|
Показатель |
Значение |
|
|
1. Суммарные капиталовложения в мероприятие, К (тыс. руб.) |
3604000 |
|
|
2. Усредненный срок службы внедряемого оборудования, Тсл, (год) |
18 |
|
|
3. Полный экономический эффект от внедрения мероприятия, Э (тыс. руб. /год), в том числе: |
616073+200222,2-41846,4-103360,8=671088 |
|
|
3.1 Экономическое выражение технического эффекта, ?S (тыс. руб. /год) |
616073,04 |
|
|
3.2 Изменение амортизационных отчислений, ?A (тыс. руб. /год) |
3604000/18=200222,2 |
|
|
3.3 Изменение платежей по налогу на имущество, ?Hи (тыс. руб. /год) |
3604000· (1+1/18) ·0,022/2=41846,4 |
|
|
3.4 Изменение платежей по налогу на прибыль, ?Hп (тыс. руб. /год) |
0,18· (616073-41846,4) =103360,8 |
|
|
4. Срок окупаемости, Ток (год) |
3604000/671088=5,4 |
|
|
5. Дисконтированный срок окупаемости, Тд при норме дисконта E = 10 % |
-ln (1-10·5,4/100) / ln (1+10/100) =8,1 |
|
|
6. Внутренняя норма доходности, % |
14 |
|
|
7. Категория мероприятия |
Долгосрочное, крупнозатратное |
Срок окупаемости внедрения нового блока ПГУ с учетом дисконтирования денежных средств составил 8,1 года, что на 33% выше значения простого срока окупаемости, равного 5,4 года. Данное значение является более приближенным к реальности, так как учитывает обесценивание денежных средств.
Заключение
В данном дипломном проекте была поставлена задача, определить целесообразность реконструкции тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с выбором оптимального варианта. В результате технико-экономических обоснований, вариант предусматривающий замену части оборудования 1-ой очереди выбывшего из эксплуатации, на новый прогрессивный парогазотурбинный энергоблок с мощностью 90 МВт, рекомендован к установке настоящим проектом.
Подобные документы
Описание принципиальной тепловой схемы энергоустановки. Тепловой баланс парогенератора, порядок и принципы его составления. Параметры пара в узловых точках тепловой схемы. Расчет теплоты и работы цикла ПТУ, показателей тепловой экономичности энергоблока.
курсовая работа [493,1 K], добавлен 22.09.2011Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.
дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной. Составление балансов и определение показателей тепловой экономичности энергоблока. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателей низкого давления поверхностного и смешивающего типов.
дипломная работа [381,9 K], добавлен 29.04.2011Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011Расчёт принципиальной схемы ТЭС. Распределение регенеративного подогрева по ступеням. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Схема включения, конструкция и принцип действия. Определение основных геометрических характеристик, тепловой схемы.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.10.2008Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.
дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010
