Реконструкция котлоагрегатов Краснокаменской ТЭЦ

Средний ремонт ГЗШ-198,4 тыс. руб.

Текущий ремонт ГЗШ-49 тыс.руб.

По перспективному плану ТТСТК за пять лет имеем:

(340,6+198,4+49)3=686 тыс. руб.

Определим сумму за год =137,2 тыс.руб.

4 Экономия от исключения четырех мельничных вентиляторов ВМ 50/1000Б:

а)Характеристика ВМ 50/1000Б:

производительность - 52м3/ч

напор -802 мм в ст.

мощность эл.двигателя - 320 кВт

число оборотов ротора - 1485 об/мин

Определим расход эл.энергии на 4 МВ в год:

сн=N (196)

Где Nмощность эл.двигателя кВт

число часов использования вентиляторов (ч)

- количество вентиляторов

сн=3206200тыс.кВтч

По данным ПТО: удельный расход условного топлива на отпущенную эл.энергию =364,82 ,(Приложения)

Удельный расход натурального топлива на отпущенную эл.энергию находим: bээ=364,82=635,25г/кВтч

сн Цт bээ (197)

=7936176,86635,25=891624,3руб./год

б)в результате экономии на расходе электроэнергии собственных нужд ТЭЦ, может быть повышен ее полезный отпуск

=сн

31,7 коп/кВт час- тариф на эл.энергию

3177936=2515712руб/год

5 Экономия затрат от сокращения числа пусков и остановов , т.е экономия растопочного топлива(мазута).

В связи с тем , что котел БКЗ 320-140 практически полностью исчерпал свой ресурс (срок службы на 01.01.2007 составил 28 лет) последние годы эксплуатации были осложнены очень частыми аварийными остановами (по данным ПТО остановы, в среднем , наблюдались с периодичностью 1,2 раза в месяц по причинам; зашлаковка(основная), а также очень частые разрывы экранных труб и труб пароперегревателя).

Из вышеизложенного нетрудно подсчитать, что за 6200?8,6 месяцев при эксплуатации старого котла его пришлось бы растапливать как минимум 8,6 раз.

Расход топлива(мазута) для котлов Д= 320 т/ч=30 т. /12 /

=8,6 руб./год

6 Экономия от уменьшения количества ремонтов и объема работ

Ремонты проводятся так же в случае останова котла при аварии ,не считая запланированных ремонтов. По данным рем.бюро и ПТО в год таких аварийных остановов наблюдается четыре (в среднем за последние пять лет работы). Стоимость такого аварийного ремонта составляет 25% от стоимости капитального ремонта, которая составляет 14 млн. руб. (по данным рем.бюро на 2006 год), тогда можно определить стоимость ремонтов в год при эксплуатации старого котла:

1=14

На новом котле после первого года эксплуатации должен будет пройти текущий ремонт стоимость которого составляет 10% от капитального, что равно 2, 1400000,тогда экономия

6=1-2=14000000-1400000=12600000 руб./год

7 Экономия от уменьшения количества ремонтов молотковых мельниц , в связи с переходом на сушку топлива горячим воздухом.

Стоимость одного ремонта ММТ =464400 руб.

Тогда: 7=??nk (199)

Где ?? - стоимость одного ремонта , руб.

n -количество ремонтов,

к- количество ММТ на котел.

=464400

8 Экономия затрат от снижения плат за выбросы вредных веществ

Цены на выбросы вредных веществ

Зола - 58,10

Оксид серы-23,10

NOх-29,40

Углерод-0,35

По данным таблицы51, имеем снижение объемов выбросов в год, после установки новых золоуловителей.

Снижение выбросов т/год

Зола-1442 т/год

??O2-143 т/год

NOх-689,4 т/год

в=144258,10+143=107351,9 р/год

9 Дополнительные амортизационные отчисления.

На ТЭЦ амортизация рассчитывается по средним нормам амортизации, для основного оборудования равным 2%, тогда,

А= ср (200)

Где - капиталовложения в реконструкцию, руб.

ср - средняя норма амортизации 2%

А = 323735000

Суммарная годовая экономия затрат

=(1+2+3+4+5+6+7)- (201)

=943017,52+40594841,58+137200+891624,3+2515712+2432861,6+12600000+7430400+107351,9)-=52231008,9 руб.

Годовой экономический эффект:

г=+Ен

Где н- нормативный коэффициент (для энергетики = 0,12)

г =52231008,9 +0,1291079208,9 руб.

Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений

Ток = (203)

Ток= =6,2 года

Вывод: Ток8,3), срок окупаемости получился меньше нормативного, соответственно, данный вариант реконструкции оптимален и эффективен.

7.2 Определение экономической эффективности реконструкции котла БКЗ -320-140 по второму варианту (ТШУ, сушка топлива осуществляется смесью топочных и уходящих газов)

1 Экономия затрат от уменьшения расхода топлива на котел

=ВЦтопл

В1=51,8 т/ч (из теплового расчета)

В2=50,83 т/ч(из теплового расчета)

=176,86=943017,52 руб./год

2 Экономия затрат от исключения жидкого топлива, используемого для поддержания выхода жидкого шлака:

=ВмЦм

=51667858,08=40594841,58 руб./год

3 Экономия затрат от сокращения числа пусков и остановов , т.е экономия растопочного топлива(мазута).

=8,6 руб./год

4 Экономия от уменьшения количества ремонтов и объема работ

-2=14000000-1400000=12600000 руб./год

5 Экономия затрат от снижения плат за выбросы вредных веществ

т=144258,10+143=107351,9 р/год

6 Дополнительные амортизационные отчисления

А= ср

А= 323735000

Суммарная годовая экономия затрат

=(1+2+3+4+5+6+7)- (202)

=943017,52+40594841,58+2432861,6+12600000+107351,9)-=50204072,6руб.

Годовой экономический эффект

г=+Ен

г=50204072,6+0,12руб.

Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений

Ток =

Ток= =6,5 год

Вывод: Ток8,3, срок окупаемости получился меньше нормативного, соответственно, данный вариант реконструкции так же может быть применен, но более оптимален и эффективен первый вариант.

Резюме: несмотря на большую экономию затрат от меньшего расхода топлива на котел во втором варианте реконструкции, в целом, он оказался не экономичен так как , а отсюда следует поэтому для реализации был выбран первый вариант, а именно ТШУ и сушка топлива смесью горячего воздуха и уходящих газов.

7.3 Определение себестоимости энергии по вариантам

7.3.1 Первый вариант: ТШУ, сушка топлива смесью горячего воздуха и уходящих газов

На тепловой электрической станции производство электрической и отпуск тепловой энергии осуществляется на базе комплексного использования топлива. Возникает необходимость отнесения эксплуатационных затрат как на электрическую так и на тепловую энергию. Применяется балансовый метод распределения затрат:

Определяем абсолютное значение издержек по статьям затрат:

Топливо

() (204)

-расход условного топлива на ТЭЦ(т.у.т)

= (205)

-расход условного топлива на отпущенную эл.энергию

(206)

- удельный расход условного топлива на выработку эл.энергии(г/кВтч)

Э- количество отпускаемой с ТЭЦ эл.энергии (тыс.кВтч)

(г/кВтч) (207)

=0,0885г/МДж=370.8 г/кВтч

Где КПД котлов на ТЭЦ %

-- электромеханический КПД %

- КПД теплового потока %

- КПД собственных нужд % ./13/

Количество отпускаемой с ТЭЦ энергии за 2006 год составило -1255900тыс.кВтч (Приложения).

С учетом запуска нового котла количество отпускаемой энергии увеличится на 474700тыс. кВтч (Приложения)

И составит 1255900+474700+891524,3=2622124,3тыс.кВтч

370,82622124,3=972283,69 т.у.т (1693031,61 т. Н .т)

- расход условного топлива на отпущенное тепло

=??

(кг/Гкал)принимаемкг/ГДж(182,92 кг/Гкал).

??- отпуск тепла с коллекторов7924982,71(1891404)ГДж (Гкал), принимаем по прил Д

Так как новый котлоагрегат БКЗ-320-140 ст№1 будет работать только для получения электрической энергии на ТЭЦ то принимаем по 2006 году.

43,66.

:=+972283,69=1318288,4т.у.т(2295526,5т.н.т)

=1318288,4176,86=405,98руб.

Мазут

За 2006 год расход мазута составил 1,124 тыс .т , увеличим его на количество мазута, необходимое на одну холодную растопку 30т./12/

Вм=1,124+30=1154т

??м= Вмм

??м=1154

Тогда общие затраты на топливо за год

??т=

??т =(405,98+)=415,048руб.

Амортизация

За 2006 год амортизация составила =12865300руб

Увеличим эту сумму на величину амортизационных отчислений с нового котла = 4474000, прил к

Тогда ??а=12865300+4474000=17339300руб.

Затраты на заработную плату

Так как увеличение персонала в связи с пуском нового котла не планируется, то затраты на заработную плату примем по 2006 году ??зп=126585,4 руб.

Затраты на ремонт

В 2006 году затраты на ремонт на ТЭЦ составили ??р=77,4 (поданным рем.бюро)увеличим эту сумму на величину текущего ремонта, который будет произведен после первого года эксплуатации котла

??р=77,4+1,4=78,8

Прочие расходы

=73489,8тыс.руб-3-4-4, (210)

где 73489,8 тыс.руб -прочие расходы в 2006 году

3-экономия за счет исключения ГЗШ

4 - экономия топлива за счет исключения 4 МВ

4- экономический эффект от дополнительного отпуска эл.энергии с шин, за счет исключения 4 МВ.

руб.

= (211)

затраты на выбросы вредных веществ в атмосферу

-объемы выбросов после реконструкции соответственно золы,.

-цена за 1т выбросов золы,.

=+ (212)

-затраты на воду

- затраты на тех.воду(5558392)

-затраты на хоз. питьевую воду(6845127)

=(5558392)+ (6845127)=31,09руб

=+ (213)

31,09 =73,16руб

Распределение затрат по цехам

- котельный цех

- турбинный цехи электро.цех

- общестанционные расходы

Распределение затрат распределяется в пропорциях

Таблица 46 -Распределение затрат по цехам

Статьи	Группы цехов
затрат				Всего по ТЭЦ
(р)	415,048(100%)	-------	----------	415,048
	(50%) 8,65	(45%) 7,785	(5%) 0,865	17339300руб.
	(35%) 4,43	(35%) 4,43	(30%) 37,9	126585,4руб
	(50%) 39,4	(45%) 35,46	(5%) 3,94	78,8
	----	--------	(100%)
	467,528	47,68	42,69	596,99

Цеховые затраты распределяются между двумя видами энергии

=, руб. (214)

-затраты на тепловую энергию котельного цеха

467,528=168,7

, руб. (215)

- затраты котельного цеха на электроэнергию

=467,528=344,8

- затраты по турбинному и электроцеху полностью относятся к затратам на электроэнергию.

=- (216)

- общестанционные расходы на производство электроэнергии

42,69

- общестанционные расходы на производство тепла

=- (217)

42,69-29,4=13,29

Общие затраты на электроэнергию

=+ (218)

344,8

Общие затраты на тепловую энергию

= (219)

168,7

Себестоимость электроэнергии

Сэ/э= (220)

Сэ/э==0,24руб/кВтч

Себестоимость тепловой энергии

Ст/э= (221)

Ст/э==22,96руб/ГДж(96,22руб/Гкал)

7.3.2 Определение себестоимости энергий по второму варианту (ТШУ, сушка топлива смесью топочных и уходящих газов)

Определяем абсолютное значение издержек по статьям затрат:

Топливо

()

Э=1255900+474700=1730600 тыс.кВтч

=0,0884Г/МДж=370,4г/кВтч

641014,2(1116194,1т.н.т. )

=

=641014,2=987018,94т.у.т.(1717412,96т.н.т.)

=987018,94176,86=304,32

??м=1154

??т =(9,068+304,032)=313,1

Амортизация

??а=17339300руб.

Затраты на заработную плату

??зп=126585,4 руб.

Затраты на ремонт

??р=++

затраты на ремонт ГЗШ

затраты на ремонт ММТ

??р=78,8

Прочие расходы

=4295500руб.

=14250400руб

=+

4295500+14250400=18,65

Распределение затрат по цехам

Таблица 47 -Распределение затрат по цехам

Статьи	Группы цехов
затрат				Всего по ТЭЦ
(р)	313,1(100%)	----	-----	313,1
	(50%) 8,65	(45%) 7,785	(5%) 0,865	17339300руб.
	(35%) 4,43	(35%) 4,43	(30%) 37,9	126585,4руб
	(50%) 43,18	(45%) 38,86	(5%) 4,32
	------	------	(100%) 18,65	18,65
	369,36	51,1	61,74	448,01

Цеховые затраты распределяются между двумя видами энергии

=369,36 руб.

,=240,06руб.

=-=61,74=42,74

=-=61,74+42,74=19

Общие затраты на электроэнергию

=240,06

Общие затраты на тепловую энергию

=19

Себестоимость электроэнергии

Сэ/э===0,21руб/кВтч

Себестоимость тепловой энергии

Ст/э===24,8руб/ГДж(103,92руб./Гкал)

7.3.3 Определение себестоимости энергии по третьему варианту (ЖШУ, сушка топлива смесью топочных и уходящих газов)

Определяем абсолютное значение издержек по статьям затрат:

Топливо

()

Э=1730600 тыс.кВтч

=0,0888г/МДж=372,14г/кВтч

372,141730600 =644025,5т.у.т.(1121437,4т.н.т.)

=

=644025,5+

=руб

??м=11,8

??т =11,8+=316,7

Амортизация

??а=17339300руб.

Затраты на заработную плату

??зп=126585,4 руб.

Затраты на ремонт

??р=++

затраты на ремонт ГЗШ

затраты на ремонт ММТ

??р=77,4

Прочие расходы

=4295500руб.

=+

4295500+181671,5+14250400=18,73

Распределение затрат по цехам

Таблица 48 -Распределение затрат по цехам

Статьи затрат	Группы цехов
				Всего по ТЭЦ
(р)	316,7	----	----	316,7
	(50%) 8,65	(45%) 7,785	(5%) 0,865	17339300руб.
	(35%) 4,43	(35%) 4,43	(30%) 37,9	126585,4руб
	(50%) 48,08	(45%) 43,27	(5%) 4,8
	------	------	(100%) 18,73	18,73
	377,86	55,5	62,3	461,49

Цеховые затраты распределяются между двумя видами энергии

=, =377,86руб.

,= 377,86руб.

=-=62,3=43,34

=-=62,3-43,34=18,96

Общие затраты на электроэнергию

=43,34

Общие затраты на тепловую энергию

=18,96

Себестоимость электроэнергии

Сэ/э===0,214руб/кВтч

Себестоимость тепловой энергии

Ст/э===25,24руб/ГДж(111,67руб/Гкал

7.3.4 Определение себестоимости „до реконструкции”

Отпуск электроэнергии с шин - 1255,9

Переток на ФОРЭМ- 431,640 млн. кВтч

Выручка от перетока электроэнергии на ФОРЭМ (тариф-0,32 руб.)

= (218)

431,6400,32=138,125

Выручка от продажи эл.энергии местным потребителям:

Количество энергии отпускаемой местным потребителям:

1255,9-431,640=824260 тыс.кВтч

Из этих 824260 тыс.кВтч

-80% идет на нужды объединения(АООТ ППГХО Приложение Л)по себестоимости и 20% уходит местному населению по тарифу 0,825руб.

Можем найти выручку от продажи энергии:

80% от 824260 тыс.кВтч= 659408 тыс.кВтч

20% от 824260 тыс.кВтч=164852 тыс.кВтч

=(659408)+(164852) =345,035

Суммарная выручка от продажи энергии

= (219)

=345,035138,125=483,16

Выручка от продажи тепловой энергии местным потребителям

= 7924966 ГДж (1891,4 тыс.Гкал)

Ст/э=39,62 руб. (143,23 руб.)

=792496639,62=313,99

Общая выручка (от продажи эл.энергии и тепловой энергии)

= (220)

483,16313,99

Себестоимость

= С э/э (221)

=0,3171255900+39,62

Налог на добавленную стоимость

НДС=() (222)

НДС=-415,048

- затраты на топливо до реконструкции

Валовая прибыль

В.П = - (223)

В.П=--75,16=407,61

7.3.5 Определение себестоимости „после реконструкции”

Отпуск электроэнергии с шин -1730600 тыс.кВтч

Переток на ФОРЭМ - 906340 тыс.кВтч

Выручка от перетока электроэнергии на ФОРЭМ (тариф-0,32)

=

9063400,32290,03

Выручка от продажи эл.энергии местным потребителям:

Количество энергии отпускаемой местным потребителям:

1730600-906340 =824260 тыс.кВтч

Из этих 824260 тыс.кВтч

-80% идет на нужды объединения (АООТ ППГХО Приложение Л) по себестоимости и 20% уходит местному населению по тарифу 0,825руб.

Можем найти выручку от продажи энергии:

80% от 824260 тыс.кВтч= 659408 тыс.кВтч

20% от 824260 тыс.кВтч=164852 тыс.кВтч

Тогда =(659408)+( 164852) =327,23

Суммарная выручка от продажи энергии

=

=327,23290,03=617,26

Выручка от продажи тепловой энергии местным потребителям

=7924966 ГДж (1891,4 тыс.Гкал)

С т/э=32,14р/ГДж (134,7р/Гкал)

=792496632,14=254,77

Общая выручка (от продажи эл.энергии и тепловой энергии)

=

254,77617,26

Себестоимость

= Сэ/э

=0,291730600+32,147924966=255,2

Налог на добавленную стоимость

НДС=()

НДС=()

- затраты на топливо до реконструкции

Валовая прибыль

В. П = -

В.П=255,2=526,9



8. Экологическая безопасность работы котельных агрегатов

8.1 Санитарно-гигиенические условия труда

Задачи производственной санитарии-обеспечение наиболее благоприятными условиями труда работающих, путем ограждения здоровья трудящихся от воздействия вредных производственных факторов (шум, вибрация, запыленность помещений, наличие токсичных веществ, плохая освещенность рабочих мест, высокая температура в цехах).

Котельный цех- вредность:

1.Шум, вибрация - последствия:

- шум оказывает общее воздействие на орган слуха, а также оказывает общее действие, например, головокружение, головная боль, шум в ушах, расстройство внутренних органов.

- вибрация способствует развитию вибрационной болезни.

Меры: устранение или уменьшение шума и вибрации достигается - путем уменьшения до min допусков между соединяющими деталями, устранение перекосов, своевременной смазки.

-прокладка амортизирующего материала (резина, пробки, войлок)

-оборудование создающее шум укрывают кожухом

- при работе в условиях воздействия общей вибрации под ноги рабочему ставят специальные виброгасящие площадки.

2. Пыль. Пыль проникает в дыхательную систему, а проникая остается там на длительный срок, вызывая поражение легочной ткани, кроме того пыль, попавшая в глаза, вызывает воспалительный процесс их слизистых оболочек.

Меры: - в местах возможного выделения пыли применяют устройства водяного орошения (пыль смачивается, утяжеляется, оседает).

3.Высокая температура. При высокой температуре уменьшается работоспособность.

Меры: аэрация, механическая вентиляция (обеспечивается огромный воздухообмен, из цеха удаляются избытки тепла и загазованности, доставляется свежий воздух в рабочую зону)./14/

8.2 Анализ объекта по опасности

Выделяют три класса помещений:

1.Без повышенной опасности (отсутствуют факторы повышенной опасности)

2.С повышенной опасностью (наличие одного фактора)

3.Особо опасные (наличие двух и более факторов).

К факторам повышенной опасности относят:

Влажность(сырость), наличие высоких температур(более 30), запыленность, высота, наличие химически активной среды.

Из вышеприведенного можно сделать вывод, что котельный цех относится к классу- особо опасные, так как в нем присутствуют такие факторы как: высокая температура, высота, запыленность. /14/

8.3 Анализ объекта по загрязнению окружающей среды

Таблица 49 - Выбросы вредных веществ за 2006 год

Ингредиент	Объем выбросов за 2006 год	Предельно допустимые выбросы(ПДВ)
Зола	5317	11843
Оксид серы	7342	13237
Оксид азота	2509	3350
Оксид углерода	77	462
Золошлаки	127311	127360
Промстоки	2948835	3500000

Анализируя данные таблицы можем сделить вывод, что объемывыбросов не превышают предельно допустимые, что удовлетворяет всем требованиям и нормам.

8.4 Защита от падения человека с высоты и предметов на человека

Работа на высоте с лесов, подмостей и других приспособлений.

Леса и подмости должны соответствовать требованиям СНиП ІІІ-4-2005.

Леса и подмости, предназначенные для выполнения работ на высоте должны быть инвентарными и изготовляться по типовым проэктам. На инвентарные леса, подмости и люльки должны иметься паспорта завода изготовителя.

Нагрузка на настилы лесов, подмостей и грузоподъемных площадок не должна превышать допустимой, установленной проектом (паспортом).

Настилы лесов и подмостей, расположенные на высоте 1,3м и выше от уровня земли, должны иметь ограждения, состоящие из стоек, перила и ограждения высотой не менее 1,1м, одного промежуточного горизонтального элемента или сетки и бортовой доски высотой не менее 0,15м. Расстояние между стойками поручней должно быть не более 2м.

Леса высотой более 4м допускаются к эксплуатации только после приемки их комиссией и оформления акта о приемке.

При необходимости проведения кратковременных работ на высоте 1,3м и выше от уровня пола (рабочей площадки) без подмостей обязательно применение предохранительных поясов.

Сборка и разборка лесов должны выполняться по наряду под руководством и наблюдением производителя работ с соблюдением последовательности, предусмотренной проектом производства работ.

На время работ на высоте проход внизу должен быть запрещен и опасная зона ограждена. При работе на решетчатых площадках для предотвращения падений с них инструмента и материала, должен быть сделан плотный дощатый настил.

При совмещении работ по вертикали нижерасположенные рабочие места должны быть оборудованы соответствующими защитными устройствами (настилами, сетками, козырьками и т.п.), установленными на расстоянии не более 6м по вертикали от вышерасположенного рабочего места. При выполнении работ с лесов высотой 6м и более должно быть не менее двух настилов: рабочий (верхний) и защитный (нижний). Каждое рабочее место на лесах, примыкающих к зданию или сооружению, должно быть кроме того, защищено сверху настилом, расположенным на высоте не более 2м от рабочего.

Подвесные и передвижные леса и люльки для подъема людей могут быть допущены к эксплуатации только после их испытания.

8.5 Степень огнестойкости зданий и сооружений

Согласно строительным нормам и правилам (СНиП ІІ-90-81) в зависимости от характеристики обращающихся в производстве веществ и их количества производства подразделяются по пожарной и взрывной опасности на категории: А, Б, В, Г, Д, Е.

К категории Г относится котельный цех, производство, характеризующиеся наличием веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается излучением тепла, искр и пламени, и твердых, жидких и газообразных веществ, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива.

Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений регламентируются СНиП ІІ-2-80. При строительстве зданий и сооружений с учетом категории производства применяют строительные материалы и конструкции определенных степеней огнестойкости, которые подразделяются на три группы: сгораемые, трудносгораемые, несгораемые.

Способность констукций задерживать распространение огня (пожара) оцениваетсяпределом их огнестойкости, выраженным временем в часах от начала испытания строительной конструкции на огнестойкость до возникновения одного из следуещих признаков: образование в конструкции сквозных трещин, повышение температуры на необогреваемой поверхности конструкции в среднем на 180, понижении конструкции несущей способности.

Согласно СНиП здания и сооружения по огнестойкости подразделяются на пять степеней, характеризующихся пределом огнестойкости основных строительных конструкций и пределами распространения огня по этим конструкциям..

Согласно СНиП ІІ-М.2-92 для производств категории Г помещения зданий и сооружений должны быть выполнены из строительных конструкций ІиІІ степеней огнестойкости, количество этажей не ограничивается /14/

8.6 Расчет первичных средств огнетушения

Расчет производим согласно документу -„Нормы первичных средств пожаротушения для энергетических предприятий РАО ЕЭС России”.

Таблица 50- Нормы первичных средств пожаротушения

Наименование помещений, сооружений и установок энергетических предприятий	Единица защищаемой площади или установки					Дополнительные средства пожаротушения
		Пенные и водные вместимость л	порошковые вместимость л	Углекислотные вместимость л	Комбинированные пена, порошок вместимостью л
						Ящик с песком вместимостью 0,5м3
		10	2	5	10	100	2	5	25	80	100
Котельные отделения
Местные тепловые щиты котла	щит	----	2+	-	-	-	2+	2++	1+	-	---	---
Пылеприготовительные мельницы	Две мельницы	4++	-	1+	-	-	-	1+	-	-	---	---
котельное отделение	Две котельные установки	4++	-	2++	2+	1+	2+	1++	1+	1+	1+	2++

Знаком „++” обозначены рекомендуемые к оснащению объектов огнетушители.

Знаком „+”обозначены огнетушители, применение которых допускается при отсутствии рекомендуемых.

Расчет необходимого количества огнетушителей

Наличие оборудования на Краснокаменской ТЭЦ

Количество котельных установок - 11 штук

Пылеприготовительные мельницы -44 штуки

Щит управления - 3 штуки

Согласно нормам:

На щиты отводится - 6 углекислотных огнетушителя вместимостью 5(8)л.

На мельницы - 88 пенных вместимостью 10л.

На котельное помещение - 22 пенных вместимостью 10л.

- 11 порошковых вместимостью 5л.

- 6 углекислотных вместимостью 5(8)л.

- 11 ящиков с песком вместимостью 0,5м3

Итого котельный цех оснащается:

110 пенных огнетушителя вместимостью 10л.

11 порошковых вместимостью 5л.

12 углекислотных огнетушителя вместимостью 5(8)л.

11 ящиков с песком вместимостью 0,5м3

8.7 Экологическая сторона проекта

-- На котле БКЗ - 320-140 установлены четырехпольные электрофильтры ЧГ-2-4-53 по два на котел, с эксплуатационным КПД золоулавливания 94%. Концентрация окислов азота в дымовых газах котла составляет 650мг/м3 при =1,4.

Исходя из современных нормотивых показателей по предельной запыленности дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу (не более 150 мг/м3 ) реконструируемый котел БКЗ -320-140 ст №1 требуется оснастить золоулавливающей установкой с КПД не менее 99%. В результате предусмотренных мероприятий по реконструкции котла концентрация окислов азота будет снижена до 320мг/ м3, что соответствует ГОСТ Р 50831-95.

На начальной стадии проекта было рассмотрено три варианта золоулавливающих установок:

1 вариант - Двухступенчатая схема золоулавливания с батарейным циклоном и пенно-барбатажным аппаратом.

Первая ступень - сухая очистка дымовых газов в батарейном циклоне, содержащем 96 циклонных элементов. Эффективность ступени - 92-95%

Вторая ступень - мокрая очистка дымовых газов от остатков золы мелкой фракции в пенно-барбатажном аппарате (ПБА), состоящем из 32 вихревых скрубберов. Эффективность ступени -99,9%.

-- Для обеспечения нормального температурного режима работы дымососов котла, внешних газоходов и дымовой трубы в установке предусматривается повышение температуры очищенных дымовых газов до 100-107 путем подмешивания дымовых газов котла с температурой 144

Часть дымовых газов котла по двум байпасным линиям, пройдя очистку от золы в групповых циклонах, состоящих из 8-10 циклонных элементов, направляются через щелевые отверстия в обций газовый короб перед дымососами. Эффективность группового циклона 96%.

Поскольку только часть уходящих газов проходит одну ступень очистки перед смешением, общая запыленность дымовых газов повышается незначительно и остается в пределах 99,5%.

Для оценки экономических показателей реконструированного котлоагрегата с двухступенчатой схемой золоулавливания эксплуатационная эффективность этой схемы принимается 99%.

-- Дымовые газы поступают в каждый вихревой скруббер пенно-барбатажного аппарата через завихритель, орошаются водой (технической), поступающей сверху через специальное разбрызгивающее устройство. На стенках скруббера создается постоянный слой пены. Золовая пульпа отводится в золовый канал и далее в систему ГЗУ. Удельное орошение газа -100-120г/ м3.

Суммарный расход воды на установку 37-45 т/ч.

-- Во второй ступени установки из-за наличия щелочных агентов в золе происходит частичное улавливание окислов серы и азота.

-- Двухступенчатую золоулавливающую установку предлагается установить на существующий железобетонный постамент после демонтажа, расположенных на нем корпусов электрофильтров.

Достоинства схемы:

1.Имеет высокую эффективность (99,5%), отличается сравнительно простой конструкцией аппаратов, технологичностью их изготовления из отечественных и местных материалов, простотой в эксплуатации и ремонте, сравнительно низкой сметной стоимостью 8 млн. 830 тыс. руб.

2.Отличительной особенностью является применение в батарейном циклоне элементов большого диаметра (до 750мм), что уменьшает металлоемкость конструкции и предупреждает забивание элементов золой.

3.Равенство гидравлических сопротивлений в обоих газовых трактах (основном и байпасном) позволяет выдержать выбранное соотношение расходов газа при изменении их суммарного расхода, что имеет место при изменении паропроизводительности котла, и обеспечить постоянство температуры уходящих газов (очищеных).

Недостатки схемы:

Единственным недостатком схемы золоулавливания является наличие золопульпы и необходимость ее утилизации, но этот недостаток как несущественный, учитывая ее малый выход ( не более 55 т/ч).

2 вариант - Одноступенчатая схема золоулавливания с электрофильтрами

Предлагается замена проектных четырехпольных электрофильтров ЧГ-2-4-53 котлоагрегата БКЗ-320-140 на современные модифицированные электрофильтры типа ЭГВМ со степенью очистки дымовых газов не менее 99%.

Для существующей компановки котлоагрегата ст №1 предпочтителен вариант электрофильтра с активной высотой электродов 7,5м, а активная длина увеличивается за счет установки дополнительного поля на входе в электрофильтр.

-- Предлагается к установке один двухсекционный электрофильтр типа ЭГВМ с пятью полями длиной 4,5м каждое, ячейка электрофильтра по фронту 21м. активная высота электродов - 7,5м.

--Подтверждена возможность использования для модернизированного пятипольного фильтра существующего каркаса ЧГ2-4-53.

-- Стоимость разработки техдокументации, изготовления и поставки основного оборудования и конструкций электрофильтров ЭГВМ для одного котла 320 т/ч (без учета НДС, транспортных расходов, и др. налогов) оценивается в сумму 25 млн. руб. С учетом строительно-монтажных и других работ ( составляют 20% стоимости оборудования) полная стоимость золоулавливающей установки оценивается в 30,5 млн.руб.

Достоинства схемы:

1.Обеспечивает требуемую степень очистки не менее 99%.

2.Золоулавливающее оборудование укомплектовано современными агрегатами питания с системой комплексного управления и оснащено системой автоматического контроля.

Недостатки схемы:

1.Вариант создания пятипольного электрофильтра типа ЭГВМ на базе существующего корпуса и строительных конструкций проектного электрофильтра ЧГ 2 технически возможен, но требует значительных материальных и трудовых затрат, финансовых затрат не менее 27,5 млн.руб.

3 вариант - Двухступенчатая схема золоулавливания с прямоточными циклонами и рукавными (кассетными) фильтрами

-- Данный вариант предусматривает установку на месте существующих электрофильтров ЧГ 2 трех групп золоочистного оборудования на один котлоагрегат 320т/ч.

--Каждая группа состоит из прямоточного циклона диаметром 3400 мм и фильтрационной установки с поверхностью 11500м2 производства ЗАО„Спейс-мотор”(г.Санкт-Петербург) .Степень очистки не менее 99%.

-- Заявленная разработчиком ориентировочная стоимость оборудования составит 39 млн. руб., а с учетом строительных работ (20% от стоимости оборудования ) полная стоимость оценивается в сумме 46,8 млн.руб.

Достоинства схемы:

1.Обеспечивает требуемую степень очистки 99%.

Недостатки схемы:

1.Фильтрующий компанент - термостойкое полотно является импортным изделием с высокой стоимостью, что определяет первоначальную ценуочистного аппарата, а учитывая высокую изнашиваемость фильтрующих поверхностей также будут велики эксплуатационные расходы.

Резюме: Все рассмотренные варианты золоулавливающей установки, имея одинаковые экологические показатели (эффективность золоулавливания не менее 99%), значительно разнятся между собой по реальности проектов, стоимости и трудозатратам к их реализации. По сумме технико - экономических показателей предлагается реконструируемый котел БКЗ -320-140 ст№1 оснастить золоулавливающей установкой по варианту 1 - Двухступенчатая схема золоулавливания с батарейными циклоном и пенно-барбатажным аппаратом. /2/



Таблица 51 - Максимальные секундные выбросы вредных веществ с дымовыми газами от котла БКЗ-320-140 ст.№1 до и после реконструкции

Наименование вещества	Выбросы (г/сек)	Выбросы (т/год)
	До реконструкции	После реконструкции	Снижение	До реконструкции	После реконструкции	Снижение
	КПД 94%	КПД 99%	----	КПД 94%	КПД 99%	----
Зола	76,4	12,5	63,9	1730	288	1442
Сернистый ангедрид	78,9	71,5	7,4	1785	1642	143
Окислы азота	59,5	29,3	30,2	1358	668,6	689,4
Итого	214,8	113,3	101,5	4040,6	2598,6	2274,6

В результате предусмотренных мероприятий по реконструкции котельного агрегата концентрация окислов азота будет снижаться с 650 мг/мм3 до 320мг/мм3 при =1,4, что соответствует ГОСТ Р 50831-95.

--Концентрация сернистого ангидрида в дымовых газах реконструируемого котла составит 780 мг/мм3 при =1,4. Для котлов вводимых в эксплуатацию с 01.01.2001 года в соответствии с ГОСТ Р 50831 -95 нормативный удельный выброс в атмосферу окислов серы должен быть не более 950 мг/ мм3 для котлов мощностью 320 т/ч, работающих на топливе с приведенным содержанием серы не более 0,045 % кг/МДж.

Всвязи с вышеизложеным, применение сероочистки на реконструируемом котлоагрегате не требуется.



Выводы:

котёл тепловой энергия реконструкция

Техническая сторона

-- Увеличивается глубина топки, т.к. при прежних габаритах нагрузка котла не сможет быть выше 0,7Дн (224т/ч).

-- Принято фронтовое расположение прямоточных горелок с системой нижнего дутья, так как в случае установки вихревых горелок температура на выходе из топки возрастает до 1150, что приведет к ограничению 0,85 Дн(272 т/ч).

--Ввод в состав сушильного агента газов рециркуляции, что позволило:

а) повысить нагрузку котла до 320 т/ч

б) снизить долю первичного воздуха с rперв=0,6 до rперв=0,39

в) уменьшить NOх

-- Замена дутьевых вентиляторов и дымососа газовой рециркуляции в связи с переходом на систему пылеприготовления с прямым вдуванием и на сушку топлива горячим воздухом

-- Замена второй ступени пароперегревателя для обеспечения безшлаковочной работы пароперегревателя

--Замена третьей и четвертой ступеней пароперегревателя в связи с увеличением глубины топки за счет сдвижки заднего экрана в сторону конвективной шахты

--Уменьшение второй ступени водяногоэкономайзера (Н=1800м2) для увеличения температуры горячего воздуха использованного для сушки воздуха

Данные мероприятия позволяют обеспечить:

- Надежную работу котла с твердым шлакоудалением на номинальной нагрузке при сжигании Уртуйского угля по схеме прямого вдувания с сохранением существующих мельниц

- Сохранение номинальных параметров пара в диапазоне 60-100% номинальной нагрузки

- Высокие экономические показатели работы котла КПД увеличился по сравнению с существующим вариантом на 1,5% и составил 91,66%, что привело к снижению расчетного расхода топлива на котел с 14,39кг/с(51,8 т/ч) до 14,15кг/с (50,94т/ч).

Экономическая сторона

Произведены экономические расчеты эффективности реконструкции, в результате получилось:

- срок окупаемости дополнительных капиталовложений составил Ток =6,2 года, т.к. он получился меньше нормативного , то затраты в реконструкцию эффективны и оправданы.

- себестоимость эл.энергии уменьшилась с 0,317коп/кВтч до 0,21 коп/кВтч

Себестоимость тепловой энергии уменьшилась с 143 руб/Гкал до 96,22 руб/Гкал.

Прибыль ТЭЦ увеличилась с 407,61 до 526,9
Затраты в реконструкцию составили 323735000 руб., реконструкция первого котла является наиболее эффективной, по сравнению с монтажем нового котельного агрегата.

Экологическая сторона

-Установка новой двухступенчатой золоулавливающей установки с батарейным циклоном и пенно - барбатажным аппаратом вместо существующих электрофильтров ЧГ-2-4-53 позволит снизить выбросы (Таблица 51). Концентрация окислов азота снизится с 650 мг/м3 до 320 мг/м3.

Показатели выбросов вредных веществ после реконструкции полностью соответствуют ГОСТ 50831-95, который и будет применяться для котельных агрегатов, вводимых в эксплуатацию с 01.01.2001 года.



Заключение

В результате проделанной работы были подробно изучены выбранные мероприятия по совершенствованию оборудования с целью повышения его эффективности.

1.Перевод котлоагрегата БКЗ-320-140 ст №1 с жидкого на твердое шлакоудаление.

2. Переход с сушки топлива топочными газами на сушку горячим воздухом.



Список используемой литературы

1.Каталог оборудования Краснокаменской ТЭЦ.

2.Основные предложения по реконструкции котла БКЗ-320-140 . Проект АО„Новосибирсктеплопроект”.

3.Липов Ю.М.,Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В.

Компановка и тепловой расчет парового котла: Учебное пособие для вузов-М.: Энергоатомиздат, 1988-208с.

4.Типовой расчет котельных агрегатов (Номативный метод)./ Под редакцией Кузнецова

5.С.Л. Ривкин, А.А Александров. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник . М.: Энергоатомиздат, 1984- 78с.

6. Теплотехнический справочник. Т-2. Под общей редакцией В.Н. Юренева и Лебедева П.Д. М.: Энергия, 1976

7.Левит Г.Т. Пылеприготовление на тепловых электростанциях- М.: Энергоатомиздат, 1991-384с.

8. Теплотехнический справочник Т-1. Под общей редакцией В.Н. Юренева и Лебедева П.Д. М.: Энергия, 1976

9.Смирнов А.Д.,Антипов К.М. Справочная книжка энергетика 4-е издание М.: Энергоатомиздат, 1984- 440с.

10. Тепловые и атомные электрические станции Т-3 / Под общей редакцией В.А. Григорьева и В.М. Зорина - М.:Энергоиздат, 1982 - 624с.

11.Качан А.Д. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. Мн.: Высш школа, 1983, 159с.

12.Нормы расхода мазута на ТЭС. Методические указания.

13.А.А. Ионин, Б.М.Хлыбов,В.Н. Братенков, Е.Н.Терлецкая Теплоснабжение М.: Стройиздат, 1982-336с.

14. Охрана труда в электроустановках.: Учебник для вузов/ Под редакцией Князевского Б.А.-3-е издание, перереботанное и дополн. - М.: Энергоатомиздат, 1983- 336с.

СПРАВКА

о паспортных данных, основных показателях эксплуатации и ремонта, и о техническом состоянии основного оборудования ТЭЦ ППГХО (в течении всего периода эксплуатации)

№ пп	Условные сокращения	Тип оборудования	Зав.№	Год изготовления	Год монтажа	Срок службы на 01.01.07	Наработка на 01.01.07	Среднегодовая наработка на 01.01.07	Кол. К.Р	Фактический межремонтный ресурс	Примечание
										В час.	В год
1.	К-1	БКЗ-320-140 ПТ-2	961	1970	1972	28 лет	90056	-----	----	----	----
2.	К-2	БКЗ-320-140 ПТ-2	989	1971	1973	27 лет	99996	-----	----	-----	----
3.	К-3	БКЗ-320-140 ПТ-5	1020	1972	1974	30 лет	108539	2294	----	20659	4.9
4.	К-4	БКЗ-320-140 ПТ-5	1074	1973	1977	28 лет	104343	3485	6	16821	4,6
5.	К-5	БКЗ-210-140 -8	1299	1977	1979	26 лет	138916	5451	5	26939	5,0
6.	К-6	БКЗ-210-140 -8	1407	1979	1980	25 лет	139293	5304	4	34631	6,3
7.	К-7	БКЗ-210-140 -8	1482	1980	1982	23 года	138196	5516	4	37608	5,6	Нарушен.
8.	К-8	БКЗ-210-140 -8	1548	1981	1984	21 год	134695	5355	3	48500	7,5	ГОСТа
9.	К-9	БКЗ-210-140 -8	1672	1983	1988	17 лет	104671	3718	2	34691	5,5	Р50831-
10.	К-10	БКЗ-210-140 -10	1933	1987	1990	15 лет	103749	5246	1	60164	8,9	95
11.	К-11	БКЗ-210-140 -10	1944	1988	1991	14 лет	103606	8118	1	57556	8,0
12.	К-12	БКЗ-210-140 -10	---	---	---	----	----	----	---	---	---
13.	ТГ-1	ПТ-60-130/13	1226	1971	1972	34 года	178439	5317	6	38499	7,3	Нар.ПТЭ
14.	ТГ-2	Т-50-130	29548	1972	1974	31 год	182581	3909	6	39948	6,2	Нар.ПТЭ
15.	ТГ-3	ПТ-60-130/13	1343	1973	1976	23 года	103027	-----	---	-----	---
16.	ТГ-4	Т-50-130	29551	1977	1981	24 года	152980	3485	4	42512	6,0	Нар.ПТЭ
17.	ТГ-5	ПТ-60-130/13	1537	1978	1984	21 год	150591	2480	6	21552	3,0
18.	ТГ-6	ПТ-80-130/13	1963	1988	1989	16 лет	113292	7462	2	62677	9.5	Нар.ПТЭ
19.	ТГ-7	Т-100-130	26027	1990	1993	12 лет	94480	7016	2	50110	6.0	Нар.ПТЭ

Иноземцев Б.П, - 2-13-33

Размещено на Allbest.ru