ДU_p = % (2.186)

Проверка кабеля на термическую стойкость производится по условию:

, (2.187)

где - установившийся ток короткого замыкания линии, А;

С - коэффициент, учитывающий изменение температуры до и после короткого замыкания; по /11, с. 53/ С = 95;

t_пр = t_з + t_в = 1+ 0,075=1,075 с; (2.188)

Для вычисления токов короткого замыкания, составим расчетную схему и схему замещения. Расчет производится в относительных единицах, точным методом.

Задаемся базисными условиями.

Принимаем базисную мощность S_б = 6 МВА (6000кВА)

Базисные напряжения U_б=10,5 кВ

Окончательно принимаем сечение кабеля 10 кВ, F_к=16 мм² - ААБ-10-2 (3Ч16).

2.6.9 Конструктивное выполнение сети 0,4 кВ

От подстанции до РП сеть 0,4 кВ выполнена проводами АПВ и кабелем ВВГ, проложенными открытым способом по стене на скобах, вбитых в стену.

Провода от РП к электроприемникам проложены скрытым способом, в пластмассовых трубах под полом на глубине 100 мм, при котором обеспечивается высокая надежность и хорошая механическая защита проводов.

2.7 Газо-паротурбинная мини-ТЭЦ

После проведенных обследований и расчетов мы приходим к выводу, что реализовав ряд мероприятий, имеется возможность организовать газо-паротурбинную мини-ТЭЦ, с установкой газогенератора и парогенератора с кипящем слоем.

Отдельно устанавливаются: газогенератор, циклоны, дополнительная камера сгорания, дизель-электрогенератор, аварийный маслобак или аварийный масляный насос, щит КИП.



3. Автоматизация и механизация производственных процессов

Правильный выбор схемы регулирования и её параметров имеет весьма важное, практически определяющее значение. Этот выбор зависит от тщательного учета требований, которые ставятся условиями регулирования данного агрегата. Так как практически никогда нельзя в полной мере удовлетворить всем требованиям, необходимо особенно тщательно отобрать главные и на их выполнении сосредоточить основное внимание при разработке системы регулирования.

При проектировании системы регулирования необходимо соблюдать условие, при котором всякий выход из строя узла или линии связи должен приводить к остановке агрегата или снижению нагрузки на него. Если этому требованию не удовлетворяет работа какого-либо элемента системы регулирования, то необходимо обеспечить максимальную надёжность этого элемента в любых условиях эксплуатации. Недостаточная надёжность какого-либо узла в системе регулирования может практически сделать нецелесообразным применение автоматического регулирования. Отказ в работе системы или её ложное срабатывание могут привести к более тяжелым последствиям, чем отсутствие регулирования, а уход за ненадежными системами зачастую требует более квалифицированного персонала, чем обслуживание регулируемого агрегата.

Для всякой силовой установки, казалось бы, автоматическое регулирование должно приводить в соответствие производимую и потребляемую мощность. В действительности при такой постановке задачи не выполняется требование о поддержании определенного качества энергии. Для установок переменного тока качество энергии определяется постоянством частоты тока и его напряжения. Поэтому соответствие между потребляемой и производимой мощностью должно обеспечиваться при одновременном поддержании заданного уровня частоты и напряжения переменного тока. Единственный параметр, однозначно определяющий баланс потребления и производства энергии, - частота сети. Любое изменение нагрузки системы обязательно вызывает изменение частоты сети. Поэтому только измерение и поддержание этого параметра на неизменном уровне позволяют выбранным способом не только поддерживать баланс энергий, но и сохранять высокое качество переменного тока. С другой стороны, измерение частоты может производиться в любой точке системы.

В современных условиях экономически нецелесообразно все изменения частоты полностью воспринимать всеми агрегатами энергетической системы. В последнем случае все агрегаты должны быть настолько недогруженными, чтобы у них сохранялась способность воспринять дополнительную нагрузку полностью. Эта недогрузка должна выбираться с большим запасом с учётом недостаточной приемистости блоков. Но недогрузка мощных блоков должна покрываться увеличением нагрузки менее экономичных агрегатов, существующих во всех энергетических системах. Поэтому более целесообразно мощные агрегаты недогружать лишь настолько, чтобы они воспринимали начальное отклонение частоты. Одновременно на наименее экономичных электростанциях следует устанавливать прецизионные регуляторы частоты, которые передавали бы регулируемым агрегатам соответственно увеличенную команду, что приведет к более быстрому изменению их нагрузки и частота системы восстановится раньше, чем мощные агрегаты воспримут все её изменения. Станционный регулятор частоты выполняет так называемое вторичное регулирование. Соответственно этому изменяются условия работы систем регулирования.

В аварийных ситуациях необходимо значительно большее быстродействие, чем это было раньше, поскольку системы регулирования выполняют функции не только поддержания частоты, но одновременно и защиты.

Автоматизация технологических процессов является одним из решающих факторов повышения производительности, обеспечения оптимальных режимов работы оборудования, повышения надежности систем и безопасности работы персонала.

Система контроля позволяет осуществить измерение параметров работы газогенератора и котла по щитовым и местным приборам и своевременно выявлять нарушения важнейших параметров с помощью звуковой и световой сигнализации. Система предназначена для обеспечения экономичной, безопасной эксплуатации и оперативного управления работой оборудования.

Система защит (блокировок) предусматривает оперативное предотвращение повреждений оборудования при достижении предельных параметров работы газогенератора и котла.

Применяемые в газогенераторе и котле-утилизаторе средства автоматического управления представляют собой комплекс, включающий элементы:

- технологический контроль;

- сигнализацию (предупредительную, аварийную и контрольную);

- технологическую защиту котла-утилизатора от нарушения рабочего процесса;

- автоматическое регулирование (стабилизацию заданного значения регулируемого параметра);

- дистанционное управление запорными и регулирующими органами, операциями пуска и остановке механизмов, узлов, агрегатов;

- запорно-регулирующую и аварийную блокировку;

Автоматическое регулирование - важнейший элемент средств автоматического управления, служащий для поддержания заданного значения регулируемого параметра.

Автоматическое регулирование независимо от свойств регулируемого параметра состоит из характерных элементов:

- объекта регулирования;

- автоматического регулятора.

Также применяются приборы и аппаратура для измерения основных параметров работы газогенератора и котла приведенные в спецификации ниже.



4. Безопасность жизнедеятельности и экологичность

4.1 Анализ опасностей и вредностей на проектируемом объекте

К работе по обслуживанию газогенераторов и котлов-утилизаторов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по профессии аттестованные на знание инструкции по охране труда и имеющие удостоверение на право обслуживания выше указанных объектов, заверенное государственным инспектором Ростехнадзора. Допуск осуществляется после прохождения стажировки по эксплуатации на объектах цеха теплогазоснабжения распоряжением по цеху.

В процессе работы на оператора могут воздействовать опасные производственные факторы, основными из которых являются:

1) воздействие движущихся и вращающихся частей механизмов - при проникновении в опасную зону во время работы механизма (насосы - НКУ-250, ПЭ-100-53 (56), дымососы - ДН-12, мельничные вентиляторы - ВМ-160/850);

2) термические ожоги при прикосновении к неизолированным частям технологических агрегатов, трубопроводов, а также при не использовании средств индивидуальной защиты (СИЗ) или при повреждении тепловой изоляции на поверхности оборудования, трубопроводов (температура неизолированных паропроводов - до 380 °С, трубопроводов питательной воды - до 105 °С);

3) поражение электрическим током при прикосновении с токоведущими частями механизмов, находящихся под напряжением, при отсутствии или неисправности заземления (напряжение: циркуляционные насосы - 0,4 кВ, питательные насосы - 3 кВ, при силе тока до 83 А);

4) разрушение конструкций, трубопроводов и элементов котла (избыточное давление: паропроводы до 1,6 МПа, трубопроводы питательной воды - до 5,6 МПа, барабан котла - 1,8 МПа). В связи с высокими рабочими параметрами котлов-утилизаторов КСТ-80, данное оборудование зарегистрировано в Ростехнадзоре.

5) высота при неисправности перильных ограждений обслуживающих и переходных площадок (максимальная отметка обслуживаемого оборудования 15,5 м);

6) повышенный шум в рабочей зоне при неиспользовании СИЗ (в районе работающих мельничных вентиляторов - 136,5 дБ, насосов - 123 дБ);

7) химические ожоги при проведении щелочения, кислотной либо реагентной промывке оборудования при неиспользовании СИЗ или неосторожном обращении с хим.растворами (NaOH)

Микроклимат рабочего места.

Установленные нормы оптимального микроклимата в рабочей зоне в зависимости от сезона года и тяжести работы приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Нормы оптимального микроклимата в рабочей зоне; относительная влажность 60-40%

Сезон года, температура наружного воздуха	Категория работ	Температура в рабочей зоне, єС	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный и переходной; менее +10 єС	Легкая I Средней тяжести II а Средней тяжести II б Тяжелая III	20 - 23 18 - 20 17 - 19 16 - 18	0,2 0,2 0,3 0,3
Теплый; +10 єС и более	Легкая I Средней тяжести II а Средней тяжести II б Тяжелая III	22 - 25 21 - 23 20 - 22 18 - 20	0,2 0,3 0,4 0,5

На участке микроклимат в рабочей зоне соответствует требованиям категории работ средней тяжести (II б).

Допустимая область влажности воздуха 40-75%. При влажности более 75% затрудняется испарение пота, менее 40% - наступает пересыхание слизистой оболочки.

Допустимая область подвижности воздуха 0,2-1 м/с. Застойный воздух затрудняет конвекцию; слишком подвижный вызывает сквозняк.

Человеку необходим чистый естественный воздух без примесей пыли, вредных аэрозолей, газов, паров. При наличии в воздухе частиц ядовитых веществ возможно отравление, вредной пыли - заболевание легких (пневмокониоз), древесной пыли (что характерно для участка) - силикоз и антрокоз легких.

Избыточная теплота.

Нагретые поверхности котлов, паропроводов, газогенератора излучают тепловую энергию инфракрасного спектра мощностью в несколько тысяч Вт/м², в то время как допустимое облучение тела человека в этом диапазоне спектра - не более 350 Вт/м². Применяют следующие способы защиты от избыточной теплоты: теплоизоляцию горячих поверхностей; экранирование источников излучения поглощающими и отражающими теплоту экранами; воздушные души и вентиляцию; защитную одежду; ограничение длительности работы при больших тепловых нагрузках.

Согласно санитарным нормам температура наружных поверхностей оболочек теплоизоляции не должна превышать 45 єС. Поэтому излучающие поверхности покрывают тепловой изоляцией: шамотом, изделиями из диатомового кирпича, шлаковой ватой, асбестом со слюдой, минеральной ватой, асбестом, стеклополотном, торкретмассой.

Освещенность рабочих мест и производственных помещений.

Для обеспечения нормальных условий работы все производственные, вспомогательные и бытовые помещения, а также проходы, проезды и определенные участки предприятия должны освещаться. Особенно благоприятен естественный свет, вследствие большого рассеяния, оптимального спектра излучения, наличия ультрафиолетового излучения, необходимого для жизни человека (длина волны 297 нм) и обеззараживания воздуха (максимальный эффект обеззараживания при длине волны 254 нм).

В производственных помещениях в данное время применяется естественное освещение, а в вечернее и ночное время - искусственное. Естественное освещение осуществляется тремя способами: боковое через окна; верхнее через световые фонари и комбинированное. Естественная освещенность на рабочем месте в помещении характеризуется коэффициентом естественной освещенности - КЕО. Значения КЕО для производственных зданий, приведены в таблице 30.

Коэффициент естественной освещенности

Искусственное освещение осуществляется комбинацией общего освещения с местным освещением рабочих мест. Выбор системы освещения регламентируется строительными нормами и правилами и зависит от требований технологического процесса, размеров объектов различения и характера зрительных работ.

Таблица 4.2 - Значения КЕО

Разряд работы	Характер работ, выполняемых в помещениях	Размер объекта различения, мм	Коэффициент естественной освещенности
			при комбинированном освещении	при боковом освещении
I II III IV V VI	Особо точные Высокой точности Точные Малой точности Грубые Работы, требующие общего наблюдения за ходом производственного процесса	0,1 и менее 0,1-0,3 0,3-1,0 1-10 Более 10 -	10 7 5 3 2 1	3,5 2 1,5 1,5 0,5 0,25

Таблица 4.3 - Нормы освещенности некоторых помещений теплоэнергетических установок

Рабочие места	Освещенность, лк, не менее
Пульты управления, измерительные приборы, указатели уровня воды на котлах, указатели загазованности Машинный зал Фронт котлов, подвал машинных залов, помещения дымососов, вентиляторов топливоподачи, электропомещения Зольное помещение, площадки обслуживания, проходы за котлами,генераторами Лестницы оборудования	300 200 100 50 10

По результатам мониторинга микроклимата рабочих мест, предоставленным управлением промышленной безопасности Общества, нормы освещенности и КЕО на участке соответствуют нормам.

Производственный шум и вибрация.

Работа некоторого оборудования промышленных установок сопровождается значительным шумом, вибрацией и сотрясением. К такому оборудованию относятся дробилки, мельницы, компрессоры, двигатели, вентиляторы, пневматический инструмент и др. Шум, вибрации и сотрясения отрицательно влияют на организм человека и при длительном воздействии могут вызвать профессиональные заболевания.

Основными характеристиками шума являются частотный спектр интенсивности звука и звуковое давление.

Органы слуха человека воспринимают частоты от 20 Гц до 20000 Гц и звуковое давление от до 20 Па. Уровень звукового давления, достигающий болевого порога, составляет 130 дБ при частоте 1000 Гц.

Санитарными нормами установлены допустимые уровни звукового давления. Они приведены в таблице 3.4.



Таблица 4.4 - Предельно допустимые уровни звукового давления шума, действующие более 4 часов

Рабочие места, помещения	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Котельный участок - щит котлов Газогенераторный участок - щит управления	95 83	87 74	82 68	78 63	75 60	73 57	71 55	69 54

Вибрация оборудования, передаваемая через конструкции и пол организму человека, вызывает заболевания с потерей трудоспособности. Предельно допустимые вибрации на рабочем месте в зависимости от частоты колебаний, амплитуды, скорости и ускорения колебательных движений приведены в таблице 3.5.

Таблица 4.5 - Предельно допустимые вибрации на рабочем месте

Частота колебаний, Гц	Амплитуда колебаний, мм	Скорость колебательных движений, см/с	Ускорение колебательных движений, см/с2
До 3 3-5 5-8 8-15 15-30 30-50 50-75 75-100	0,6-0,4 0,4-0,15 0,15-0,05 0,05-0,03 0,03-0,009 0,009-0,007 0,007-0,005 0,005-0,003	1,12-0,76 0,76-0,46 0,46-0,28 0,28-0,25 0,25-0,23 0,23-0,22 0,22-0,19 0,19-0,17	12-14 14-15 15-18 18-27 27-32 32-70 70-112 112-120

Для ослабления вибраций под основание оборудования устанавливают виброгасители в виде эластичных прокладок, пружины или пневматические демпферы. Для исключения вибраций и сотрясений от работы машин несущие конструкции здания и площадки не должны соприкасаться с фундаментами машин.

Опасность поражения электрическим током.

Проектирование электроустановок должно осуществляться в соответствии с Правилами устройства электрических установок.

Поражение человека электрическим током может быть в следующих случаях:

прикосновения к токоведущим частям - к одной фазе (полюсу) при нахождении ног на земле или токопроводящем полу;

прикосновение к нетоковедущим, конструктивным частям электроустановки, случайно оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции;

разряда через человека, конденсатор или кабель, отключенный от источников питания, но заряженный в соответствии с их его электрической емкостью;

ожогов тела электрической дугой;

воздействия электромагнитного поля.

Степень поражения человека электрическим током зависит от характера помещения, в котором произошло включение человека в цепь тока.

Рекомендуемые номинальные напряжения для электроустановок приведены в таблице 3.6.

Таблица 4.6 - Номинальные напряжения для электроустановок и область их применения

Напряжение, В	Область применения
12 36 65 200 220, 380, 660 Выше 1000	Для ручных светильников в помещениях особо опасных Для ручного инструмента Для ручной сварки Для стационарных осветительных установок Для электропривода Для технических целей, кроме освещения, ручных электроприборов

Взрыво- и пожароопасность.

Помещение относится к категории пожароопасности В. Для локализации возникших пожаров, опасными факторами при которых являются: открытый огонь, повышенная температура воздуха и предметов, дым, недостаток кислорода в воздухе, предусмотрены укомплектованные по правилам пожарной безопасности пожарные щиты, в комплект которых входит: багор, топор, лом, ведра, огнетушители (ОУ-2 - 2 шт, ОУ-5 - 2 шт, ОУ-10 - 2 шт, ОУ-20 - 2 шт.), ящики с песком.

газогенератор топливо котел утилизатор

4.2 Обеспечение безопасности труда

В дополнение к существующим инструкциям по охране труда для операторов, после проведения мероприятий предлагаемых в данном дипломном проекте, необходимо разработать инструкцию по охране труда для машинистов газогенераторной установки, в которой в обязательном порядке должны быть рассмотрены:

а) режим пуска и нагружения газоагрегата по отдельным операциям;

б) условия, при которых эксплуатация запрещается - предельные давление и температура газа перед турбиной, давление в контрольной ступени, давление отработавшего пара и газа, температура газа в выхлопном патрубке турбины, давление масла в маслопроводе к подшипникам и на регулирование, температура масла после маслоохладителей и в подшипниках;

в) предельный пропуск газа через цилиндры (части);

г) аварийные случаи, при которых газогенератор и дизель-эелектрогенератор должны быть немедленно остановлены.

Пуск должен производиться под руководством начальника смены или машиниста цеха (старшего машиниста), а после выхода из ремонта - под руководством начальника цеха или его заместителя.

Для турбин, не имеющих валоповоротного устройства, в местной инструкции должен быть предусмотрен режим пуска в зависимости от времени простоя турбины, а также установлен промежуток времени после остановки газотурбины, в течение которого повторный пуск ее не допускается.

Пуск в эксплуатацию запрещается при следующих дефектах регулирования:

а) если регулирование не удерживает холостого хода и при мгновенном сбросе нагрузки скорость вращения ротора превышает 110% номинальной величины или величины, указанной заводом-изготовителем для настройки автомата безопасности;

б) при неисправности стопорного клапана, автомата безопасности, электромагнитного выключателя котла, масляных насосов и устройств их автоматического включения, а также при заедании органов регулирования.

При неисправности обратного клапана отбора работа с соответствующим отбором не разрешается.

Подача пара на уплотнения и прогрев ротора в неподвижном состоянии запрещается, если на этот счет нет специальных указаний завода - изготовителя.

Система регулирования должна удовлетворять следующим требованиям:

а) устойчиво удерживать ход на холостом ходу при полностью открытых запорных задвижках;

б) обеспечивать при изменении нагрузки плавное, (без толчков) перемещение регулирующих клапанов;

в) удерживать скорость вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе нагрузки - от полной до нуля;

г) обеспечивать плотное закрытие стопорных клапанов; у турбин давлением 9,0 МПа и выше плотность закрытия клапанов может быть признана удовлетворительной, если при полном их закрытии установившаяся скорость вращения ротора не превышает 50% от номинального значения;

д) неравномерность регулирования турбины должна быть 4,0±1,0%, а степень нечувствительности - не более 0,5 %.

Состояние стопорного клапана должно проверяться ежедневно путем перемещения шпинделя на некоторую часть хода, если это допускает конструкция.

Автомат безопасности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении скорости вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или до величины, указанной заводом - изготовителем.

Проверка автомата безопасности должна производиться после разборки системы защиты и регулирования, длительной стоянки (более 1 мес.) и через каждые 4 месяца работы. При этом после разборки системы регулирования автомат безопасности проверяется посредством повышения числа оборотов; в остальных случаях допускается проверка без повышения числа оборотов.

Аксиальное положение ротора должно проверяться при холостом ходе и наборе нагрузки, при резких изменениях режима работы и при приемке смены.

Для контроля за проточной частью и заносом ее солями должна производиться проверка величины давлений и перепадов давлений по ступеням, а также проверка степени открытия паровпускных клапанов при различных режимах работы.

Для каждого агрегата должны быть установлены предельные величины давления в контрольных ступенях.

Масляный пусковой насос, вспомогательные масляные насосы смазки и устройства их автоматического, включения должны проверяться в работе 1 раз в неделю и перед каждой остановкой оборудования.

Основные паровые эжекторы при наличии резервных групп должны чередоваться в работе каждый месяц.

Маховики задвижек и вентилей, установленных на маслопроводах перед маслоохладителями, должны быть запломбированы.

Вибрация подшипников, газогенератора и возбудителя должна проверяться:

а) при вводе в эксплуатацию после монтажа;

б) 1 раз в 3 мес.;

в) перед выводом агрегата в капитальный ремонт и при вводе его в работу после капитального ремонта;

г) при заметном повышении вибрации подшипников;

Сетки фильтров охлаждающей воды, у масло- и воздухоохладителей, фильтров в масляном баке и на паропроводах к основным эжекторам должны осматриваться и очищаться по графику, учитывающему местные условия.

Для достижения максимальной экономичности при эксплуатации установки должны обеспечиваться:

а) нормальные параметры пара, газа, экономический вакуум и отсутствие переохлаждения конденсата;

б) частота проточной части котла и теплообменных поверхностей, конденсаторов, подогревателей и испарителей;

в) подогрев конденсата и питательной воды в регенеративной установке в соответствии с давлением;

г) открытие регулирующих клапанов в соответствии с тепловой нагрузкой.

Газогенератор должен быть отключен от сети (при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит) в случаях:

а) возникновения внезапной сильной вибраций;

б) гидравлического удара;

в) воспламенения смеси и невозможности быстро потушить огонь;

г) появления дыма из подшипников или из генератора;

д) отказа в работе автомата безопасности при повышении скорости вращения ротора турбины до величины, на которую настроен автомат безопасности;

е) понижения уровня масла в баке за нижний предельный уровень;

ж) появления металлического шума;

з) осевого сдвига ротора, превышающего установленную предельную величину;

и) понижения вакуума до аварийной величины;

При заедании стопорных и регулирующих клапанов и невозможности устранения его на ходу генератор должен быть разгружен открытием главных запорных задвижек, а затем остановлен воздействием на автомат безопасности.

Для каждой агрегата должна быть определена длительность выбега, соответствующая остановке агрегата при нормальном вакууме. В эксплуатации длительность выбега проверяется при всех остановках и записывается в сменный журнал. При отклонении выбега от нормального должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры по устранению.

Насосы конденсатные, циркуляционные, дренажные, грязевые и технической воды имеющие резервные агрегаты, должны чередоваться в работе. Простой каждого из этих насосов в резерве не должен превышать 1 месяц.

При эксплуатации конденсационной установки должны производиться:

а) периодическая проверки воздушной плотности конденсатора с устранением всех неплотностей;

б) проверка водяной плотности конденсатора путем химического контроля качества конденсата с устранением всех неплотностей;

в) профилактические мероприятия; по предотвращению загрязнений конденсатора; если по местным условиям проведение этих мероприятий затруднено, допускается в качестве временной меры периодическая очистка конденсаторов механическим или химическим способом; необходимость применения химических промывов конденсаторов устанавливается в каждом отдельном случае главным инженером электростанции.

Испытания в процессе эксплуатации должны производиться после внесения изменений в ее проточную часть или в тепловую схему установки. Объем и программа испытаний утверждаются главным инженером электростанции. В объеме испытаний должны включаться испытания конденсационной установки и системы регулирования.

Для ремонта машинный зал должен быть оборудован одним или двумя подъемными кранами грузоподъемностью, соответствующей весу статора генератора, или самой тяжелой части, поднимаемой при ремонте, если монтаж статора генератора производится специальным приспособлением. Кроме того, цех должен иметь набор такелажных и ремонтных приспособлений и инструмента.

Детали должны быть маркированы, и иметь контрольные шпильки для облегчения и ускорения сборки. Детали оборудования весом более 0,5 т должны иметь на видном месте клеймо с указанием веса.

Капитальный ремонт агрегата должен производиться через год после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 2 года. С разрешения главного инженера энергосистемы допускается в случае необходимости производство капитального ремонта агрегата ежегодно, а также удлинение периода работы между капитальными ремонтами до 3 лет и более, если агрегат работает нормально и по своему состоянию может обеспечить надежную работу в дальнейшем.

Текущий ремонт установки производится по мере необходимости.

При капитальном ремонте производиться проверка и наладка работы системы регулирования и защитных устройств и определяется статическая характеристика регулирования. Статическая характеристика регулирования определяется также после изменения схемы регулирования.

Зазоры в проточной части, подшипниках, уплотнениях и прочих элементах, установленные заводом-изготовителем, должны строго выдерживаться. При ремонтах должно производиться тщательное измерение этих зазоров с внесением результатов измерения в формулярагрегата. Измерение зазоров в проточной части должно производиться при полном охлаждении.

Подшипники и масляная система всего агрегата находятся в ведении турбинного участка. Проверка и балансировка агрегата выполняются турбинным участком. Ремонт электрической части генератора, включая выемку и обратную установку ротора, а также системы охлаждения генератора выполняется электроцехом.



5. Экономическая часть

5.1 Расчет стоимости

Предусматривается, что проектируемая газогенераторная дизельная электростанция будет работать на дешевом топливе -дровах.

Древесина является наиболее легко газифицируемым твердым топливом. Содержание золы в древесине составляет от 0,2 до 2% (зависит от породы древесины и условия произрастания). Температура плавления древесной золы выше температуры газификации, что предотвращает образование корковых сводов в камере газификации. Древесина не содержит сернистых соединений. Теплотворность рабочей массы древесины в среднем составляет 2700-3000 ккал/кг.

Укрупненные расчеты экономической целесообразности использования древесины в качестве топлива в сравнении, например, с дизельным топливом, показывают следующее:

– калорийность дизельного топлива Q_ндт=11 000 ккал/кг,

– калорийность древесины Q_ндр=2700 ккал/кг.

– стоимость древесины с транспортными расходами С_д= 500 руб/т,

– стоимость дизельного топлива с транспортными расходами Сдт= 30 000 руб/т при перспективе дальнейшего роста.

– низшая теплотворная способность 1кг древесины меньше 1кг дизельного топлива:

О_ндт/ Q_ндр = 11 000/2700 = 4,07 раза. (5.1)

– отношение стоимости дизельного топлива к древесине:

Сдт / Сд = 30 000 руб/т / 500 руб/т = 60 раз. (5.2)



В итоге каждая калория, полученная из древесины, дешевле, чем из дизельного топлива, в 15 раз (60/4).

Технико-экономические показатели газогенераторной дизельной электростанции приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Расчет экономического эффекта от использования газо-паро-генераторной дизельной электростанции

Технические характеристики
Технические характеристики	Час	Год
Объем вырабатываемого газа, м.куб.	300	2628000
В пересчете на природный газ, м куб.	75	657000
Топливо - дрова 15-55% влаж, кг/ед.врем.	115	1007400
Кол-во электроэнергии, кВт	135	5314000
Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт	26,3	55480
Фактический объем вырабатываемой электроэнергии, кВт		5258520
Попутное тепло, кВт	330	2890800
Фонд рабочего времени (0,5 чел. круглосуточно)		4380
Количество смолы (5% от объема топлива), литр	138	50370
Текущие расходы при эксплуатации
Затраты по электроэнергии на собственные нужды, руб.(0,7руб/кВт)		38 836
Затраты по обслуживанию(с ЕСН), руб		914 836
Статьи дохода
Экономия по электроэнергии (2,46 руб/кВт),руб		4 985 024
Экономия газа по попутному теплу (0,1176 куб.м газа/кВт тепла; 2.3 руб/куб.м), руб		783 263
Доход от реализации топлива		1 450 656

Капитальные затраты

Оборудование
Склад топлива с бункерами хранения 5-ти суточного запаса топлива	1200000
Газогенераторная установка	4900000
Дизель-генератор	1650000
Котел-утилизатор	860000
Прочее оборудование	170000
Общая стоимость оборудования мини-ТЭЦ	8780000
Стоимость работ
Проектные работы(6% стоимости оборуд.), руб.	526800
Строительные работы (15% стоимости оборуд.), руб.	1331200
Шеф-монтаж, пусконаладка, руб. (5% от стоимости оборудования)	439000
Итого по капитальным затратам, руб.	11063000
Удельные капиталовложения на 1 квт. установленной мощности руб	2081,8

Экономическая эффективность по электроэнергии и теплу
Прибыль от применения, руб	6265271
Срок окупаемости, месяц	21
Себестоимость электроэнергии по эксплуатационным затратам (без учета капвложений), руб/кВт	0,18
Себестоимость электроэнергии с учетом капвложений, руб/кВт	2,08

Для оценки эффективности энергетического использования древесины посредством производства генераторного газа необходимо прежде всего определить коэффициенты полезного действия установки. Нами выполнены эти расчеты с использованием проектных данных и результатов испытаний установки.

Проектный КПД по выработке электроэнергии, определенный как отношение отпущенной электроэнергии к теплоте сгорания использованного топлива, составил 98,9% (5258520/ 5314000* 100%).

Таким образом, по экономической эффективности использования теплоты древесины установка газо-паро-генератор - электро-дизель генератор не уступает установкам с прямым сжиганием древесного топлива - паровым и водогрейным котлам и электростанциям с паровыми турбинами.

Капитальные затраты на сооружение установки составили в современных ценах 11 млн. руб. Можно оценить удельные затраты на 1 кВт установленной мощности величиной около 2081,8 руб.

Паротурбинные тепловые электростанции на древесном топливе при аналогичных удельных капиталовложениях имеют меньший эффективный КПД при гарантированном сроке эксплуатации более 30 лет, большем уровне загрязнении окружающей среды и возможности в широких пределах изменять соотношение электрической и тепловой мощности.

Отметив положительные стороны оценки эффективности разрабатываемой установки, нельзя не указать и на отрицательные стороны.

КПД газогенераторной установки мог бы повыситься за счет полезного использования тепла. Однако с технической точки зрения эта задача достаточно сложна, а с экономической - затратна, поскольку теплоту предстоит собирать на большом количестве объектов установки и при различных уровнях температур: на сушилке топлива, на шахте газогенератора, на воздушном охладителе, на пенном охладителе, от системы охлаждения и выхлопных газов дизеля.

Весьма затратным является решение проблемы очистки газа до степени, обеспечивающей нормальную и долговечную работу дизеля даже при условии использования запального топлива в количестве 20-30% от общей теплоты сгорания используемого топлива. Сложная и дорогая система охлаждения и очистки генераторного газа и воды значительно увеличивает стоимость установки, но не обеспечивает их эффективной очистки.

Газогенераторная установка представляет собой небольшой химический завод, со всеми вытекающими последствиями: требованиями к материалам, из которых должно быть изготовлено оборудование, и требованиями к охране окружающей среды. С учетом изложенного, энергохимические установки могут иметь экономическую эффективность только при производстве химических продуктов с достаточно высокой рыночной ценой одновременно с выработкой силового генераторного газа.

Из изложенного можно сделать вывод об эффективном использовании газификации древесины для выработки тепловой и электрической энергии.

Выводы:

1. Текущие расходы при эксплуатации электростанции составят 914 836 руб. (затраты по обслуживанию) и 38 836 руб. (затраты по электроэнергии на собственные нужды).

2. Общие капиталовложения составят 11063000 руб.

3. Доходы от использования электростанции составят:

- экономия по электроэнергии (2,46 руб/кВт) - 4 985 024 руб.

- экономия газа по попутному теплу (0,1176 куб.м газа/кВт тепла; 2.3 руб/куб.м) - 783 263 руб.

Доход от реализации топлива - 1 450 656 руб.

4. Ожидаемый уровень годовой прибыли составит: 6265271 руб.

5. Срок окупаемости проекта составляет 21 месяц.

6. Себестоимость электроэнергии планируется на уровне 0,696 руб./кВт.

Рассчитанные показатели делают проект использования газо-паро-генераторной дизельной электростанции не только более выгодным, но и устойчивым к возможным изменениям внешних и внутренних условий при его реализации.

5.2 Расчет тарифа на электроэнергию

Резкий и продолжающийся рост цен и тарифов на газ, уголь, нефтепродукты, электроэнергию, а также удаленность многих предприятий и небольших населенных пунктов от основных и традиционных источников энергии побуждает их переходить на собственные автономные источники энергии с использованием дешевых местных видов топлива и возобновляемой биомассы.

Использование биомассы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) позволяет получать дешевую тепловую и электрическую энергию, а также пиролизный и синтез-газ для производства жидкого топлива.

Одним из эффективных способов энергохимического использования биомассы, включая древесину, является газификация. На сегодняшний день в мире в основном применяются традиционно известные способы газификации древесины в шахтных газогенераторных установках (ГГУ) с прямым или обращенным процессами. Теплотворная способность газа, получаемого на таких установках, низкая и не превышает 4,2 - 4,6 МДж/нм³. Такой газ, как правило, пригоден, в основном, для производства тепла и малоэффективен при производстве электро энергии- мощность газоэлектрогенераторов падает до 25%.

Разработанные новые способы газификации древесины, а также древесных отходов /быстрый пиролиз/, заключающиеся в терморазложении исходного сырья и газификации образующегося карбонизата водяным паром, с получением генераторного газа. При изменении параметров технологического режима получения генераторного газа, его можно использовать для производства высокооктанового бензина и дизельного топлива. Состав генераторного газа приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Состав генераторного газа

Тип ГГУ	состав газа по компонентам, % объёма
	СО	Н2	СН4	СnHm	СO2	N2	O2	горючая часть
Разрабатываемая ГГУ	39,7	36,7	6,7	1,9	9,8	4,6	0,6	85,0
шахтная ГГУ (традиционная)	29,0	11,9	2,2	0,5	7,4	48,6	0,4	44,0

Как видно из таблицы 9, генераторный газ на 85 % состоит из горючих компонентов, в основном, СО и Н₂, соответственно, 39,7 и 36,7 %.

В таблице 14 приведено сопоставление основных показателей газогенераторной установки с другими установками.

Таблица 5.3. Сравнительные показатели газогенераторной установки

Показатели	ед. изм.	заявляемый проект	газотеплогене-ратор «Альтернатива»	WBG350 «Flex- Technology» США - Австрия
вид древесного сырья		дрова	опилки	щепа
влажность древесины	% относит.	10-15	-	20
расход топлива на 1 кВт произведённой электроэнергии	кг	0,3	0,6	1
теплота сгорания газа	МДж/нм3	12	>4,4	4,4



Теплотворная способность генераторного газа, полученного в разрабатываемой ГГУ, в 2,7 раза выше по сравнению с газом, получаемым на существующих в мировой практике традиционных ГГУ прямым или обращенным процессами (12 МДж/нм³ против 4,4 Мдж/нм³); количество образующейся смолы в 6 раз меньше, чем в традиционном процессе. Расход биомассы на производство 1 кВт электроэнергии, полученной с использованием разработанной ГГУ, составляют 0,3 кг (для сравнения: расход древесины на традиционных ГГУ составляет 0,6 - 1 кг на 1 кВт).

Таким образом, разрабатываемая ГГУ обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными ГГУ.

Полученный генераторный газ можно использовать:

- в качестве синтез - газа для производства жидких топлив (дизельного и высокооктанового бензина);

- при прямом сжигании в котельных вместо угля и топочного мазута;

- как топливо в газодизельных электростанциях, обеспечивая одновременно производство из 1 м³ древесины до 1900 кВт электроэнергии и до 0,25 Гкал тепловой энергии.

Сравним тарифы на различные виды топлив

1. Дизтопливо. Удельная теплота сгорания дизтоплива 42 мДж/кг; или, с учетом плотности 40 мДж/литр; учитывая КПД котла на солярке (89 %) получим, что при сжигании 1 литра получим 35,6 мДж энергии, или в более привычных единицах 9,9 кВт*ч.

Стоимость 1 литра солярки - 14р.40к.

Стоимость 1кВт*ч энергии - 1р.45к.

2. Природный газ. Состав магистрального природного газа зависит от месторождения или состава смеси газов различных месторождений. Среднее значение низшей теплоты сгорания природного газа Qн=31-40 мДж/м3. Удельная теплота сгорания метана 34 мДж/м³., с учетом КПД газового котла (92 %) имеем 31,3 мДж/м³ или 8,7 кВт*ч. Стоимость 1 куб. м. природного газа для частника 1р.50к.

Стоимость 1 кВт*ч энергии - 0р.17к.

3. Пропан-бутановая смесь СПБТ (СУГ)

Удельная теплота сгорания пропанистой смеси 103 мДж/м3 или, с учетом плотности 46 мДж/литр, учитывая КПД газового котла, получим, что при сжигании 1 литра получим 42,3 мДж энергии, или в более привычных единицах - 11,8 кВт*ч.

Стоимость 1 литра СУГ - 9 руб.

Стоимость 1кВт*ч энергии - 0р.64к.

4. Электроэнергия: стоимость 1 кВт*ч энергии для частника - 1р.50к.

Таблица 5.4 Сравнительная таблица

№ п\п	Вид топлива	Цена 1 кВт*ч энергии
1	Дизтопливо	1,45 руб.
2	Природный газ	0,17 руб.
3	СУГ	0,76 руб.
4	Электроэнергия	1,50 руб.

Для данной электростанции себестоимость электроэнергии по эксплуатационным затратам (без учета капиталовложений) составляет 0,18 руб/кВт, а с учетом капиталовложений - 2,08 руб/кВт (таблица 5.4).

Принимая во внимание срок окупаемости 21 месяц, можно утверждать, что владелец электростанции через 21 месяц сможет отпускать электроэнергию во внешнюю сеть по цене значительно меньшей, чем 1,50 руб.

5.3 Метод ЮНИДО в оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта

Для коммерческой оценки эффективности инвестиционного проекта в его развитии применяют специальный метод ЮНИДО, разработанный институтом развития и организации - ООН.

- отчёт о себестоимости;

- простые методы;

- отчёт о прибылях и убытках;

- чистая текущая стоимость

- отчёт о движении денежных средств; (NPV);

- прогнозный балансовый отчёт

- индекс рентабельности (PI);

(финансовые коэффициенты).

- внутренняя норма доходности (IRR);

- период окупаемости (PP).

Экономическая оценка инвестиций показывает, каков экономический эффект, выраженный в рублях, приносит данный проект за весь период экономической жизни, с учётом удовлетворения требований инвестора.

Чистая текущая стоимость (NPV): этот показатель рассчитывается на основе сравнения доходов и расходов по инвестиционному проекту за весь период экономической жизни:

NPV=I+PV,(5.3)

где: I - инвестиции, руб. PV - сумма доходов, руб.

Для определения будущей стоимости FV, руб, сегодняшних денег в финансовой математики используют метод наращения:

FV=PЧ(1+R)ⁿ,(5.4)

где: P - денежный поток, руб.

R - ставка дисконтирования, %

n - период планирования, лет.

Стоимость будущих денег сегодня PV, руб:



PV=FV/(1+R)ⁿ,(5.5)

Тогда окончательно чистая текущая стоимость NPV, руб, будет равна:

,(5.6)

Уравнение (71) может иметь 3-и решения:

если I>PVNPV<0, то проект не окупается;

если I=PVNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если I<PVNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Индекс рентабельности (PI): этот показатель показывает, сколько денежных единиц суммарной текущей стоимости доходов по проекту приходится на одну денежную единицу вложенных инвестиций в этот проект.

,(5.7)

Уравнение (33) может иметь 3-и решения:

если PV<IPI<1 и NPV<0, то проект не окупается;

если PV=IPI=1 и NPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если PV>IPI>1 и NPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Внутренняя норма доходности (IRR): этот показатель отвечает на вопрос, какая величина прибыли достигается при реализации проекта.



, %(5.8)

Уравнение (34) может иметь 3-и решения:

если IRR<RNPV<0, то проект не окупается;

если IRR=RNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если IRR>RNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

5.5 Расчет заработной платы

1) затраты на заработанную плату.

Количество рабочих на участке - 36 человек:

котельное отделение - 4 смены по 3 человек;

турбинное отделение - 4 смены по 2 человек;

лаборатория - 4 смены по 2 человек;

рабочая бригада слесарей - 8 человек.

Средняя заработанная плата с учетом роста 10 000 руб./чел. в месяц, начисления на зарплату - 26%, тогда затраты на зарплату З_зп, руб/год составляют:

, руб/год (5.9)

2) затраты на ремонт и содержание основных фондов.

По калькуляции за 2009 год по участку затраты на ремонт составляют 4 919 333 руб. (с учетом капитальных ремонтов). Поскольку агрегаты устанавливаются только новые, то расход только на их содержание по калькуляции 1%, тогда затраты на ремонт и содержание основных фондов З_соф, руб/год составляют:



, руб/год (5.10)

3) затраты на общецеховые расходы.

По калькуляции за 2009 год затраты составляют 3 352 590 руб., а с вводом газогенераторов увеличится на 20%, тогда затраты на общецеховые расходы З_ор, руб/год составляют:

, руб/год (5.11)

Годовые затраты З, руб/год:

руб/год (5.12)

За год вырабатывается электроэнергии, N, МВтЧч/год:

МВтЧч/год

5.6 Расчет объема инвестиций

По данным, приводимым в литературе и интернет-информации стоимость 1 кВт установленной электрической мощности (газогенератор +дизель-электрогенератор) составляет порядка $100. Предлагаемый в данной работе проект предусматривает установку 6 МВт электрической мощности.

Принимаем курс доллара США - 29 руб.

Общие затраты N, руб, составят:

руб.



Заключение

Объемы энергопотребления в современном обществе огромны. Минимизация энергопотребления и оптимизация производственных процессов в промышленно-развитых странах дополнена организацией отопления зданий за счет автономных, расположенных на чердаках или технических этажах, паровых котельных на газе и электричестве.

Наибольшей популярностью и в мире, и в России сегодня пользуются поршневые агрегаты на дизельном и газовом топливе установленной электрической мощности 200-1500 и более кВт, которые применяются, как правило, для энергоснабжения обособленных населенных пунктов и промышленных предприятий, прежде всего с непрерывным технологическим циклом.

Газопоршневые агрегаты (ГПА) и газодизельные агрегаты (ГДА) представляют собой более совершенную модификацию классических дизельных агрегатов, приспособленных работать либо на чистом газе (ГПА), либо на смеси газа с дизельным топливом (ГДА). Основное преимущество газопоршневых агрегатов перед дизельными - более дешевое топливо.

Все производители газотурбинных установок (ГТУ) предусматривают возможность оснащения своей продукции котлами-утилизаторами тепла выхлопных газов. При этом суммарный коэффициент использования теплоты сгорания топлива может достигать 85-90%. Чем ниже электрический КПД базовой ГТУ, тем больше тепловой энергии может быть выработано на газотурбинной теплоэлектроцентрали (ГТУ-ТЭЦ) при традиционной схеме построения котла-утилизатора. При этом сохраняется взаимосвязь режимов работы станции по электрическому и тепловому графикам, присущая установкам для совместной выработки тепла и электричества. Однако более сложные котлы-утилизаторы могут оснащаться системой дожига топлива, которая играет роль своеобразного пиково-газового котла или газо-газового подогревателя, увеличивая выработку тепловой энергии ГТУ-ТЭЦ при неизменном режиме работы ГТУ по электрическому графику. При этом электрический КПД ГТУ-ТЭЦ снижается.

Основная цель термической газификации - обеспечение выработки в процессе конверсии биомассы более ценного в энергетическом отношении и удобного в эксплуатации вида газообразного топлива за счет резкого снижения содержания смолы или полного удаления не окислившейся смолы из газа путем крекинга. Это позволяет использовать генераторный газ в дизельных двигателях, транспортировать его по трубопроводам и в присутствии пропана хранить в баллонах высокого давления в сжатом виде. Более-менее производительный пиролизер - это пиролизер с внутренним обогревом реактора и поярусно перемешиваемыми циркуляционным образом слоями биомассы.

Комплекс газогенераторной установки для производства генераторного газа, предназначенного к последующему использованию, состоит из узла подготовки древесного сырья, его хранения и подачи в газогенератор, собственно газогенератора или блока газогенераторов, газгольдерной станции для сбора и хранения газа, системы подготовки, распределения и подачи газа потребителям, узла подготовки сжатого газа и поставки его потребителям в газовых баллонах.

Твердое, жидкое и газообразное биотопливо, произведенное из древесного сырья, может быть использовано в различных энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в двигателях внутреннего сгорания лесохозяйственных машин. При этом весь процесс может происходить либо вообще без потребления органического топлива, либо при его незначительном расходе.

Предлагается создать новую дизельную газо-паро-турбинную станцию на основе усовершенствования существующих конструкций газогенераторов: УТГ-600. В ходе опытно-промышленной эксплуатации указанных аппаратов на них были достигнуты следующие технико-экономические показатели: КПД 80-85 %; низшая теплота сгорания генераторного газа Q^r = 4,0-6,0 МДж/м.

Наиболее устойчиво работают аппараты номинальной мощностью от 50 кВт до 5 МВт. В слоевых аппаратах большей мощности наблюдается постепенное увеличение содержания органических веществ в зольном остатке, что ведет к снижению экологических характеристик работы газогенераторной установки и снижению ее удельной мощности. При мощности меньше 50 кВт возникает спекание слоя и зависание топлива, следствием чего является нарушение стабильности работы аппарата, необходимость периодической шуровки и т. п.

Крупнейшие моторостроительные предприятия России, занимающиеся производством теплостанций, работающих на газопаровых агрегатах, расположены в Барнауле, Волгограде, Екатеринбурге, Коломне, Нижнем Новгороде, Санкт-Петербурге, Тутаеве, Чебоксарах, Ярославле.

В качестве котла-утилизатора принимаем котел КСТ-80, предназначенный для охлаждения конвертированных газов и производства насыщенного пара паропроизводительностью 5 т/ч и давлением 0,8 МПа и температурой 170єС.

Для данной электростанции себестоимость электроэнергии по эксплуатационным затратам (без учета капвложений) составляет 0,18 руб/кВт, а с учетом капвложений - 2,08 руб/кВт.

Принимая во внимание срок окупаемости 21 месяц, можно утверждать, что владелец электростанции через 21 месяц сможет отпускать электроэнергию во внешнюю сеть по цене значительно меньшей, чем 1,50 руб.

Полученный генераторный газ можно использовать:

- в качестве синтез - газа для производства жидких топлив (дизельного и высокооктанового бензина);

- при прямом сжигании в котельных вместо угля и топочного мазута;

- как топливо в газодизельных электростанциях, обеспечивая одновременно производство из 1 м³ древесины до 1900 кВт электроэнергии и до 0,25 Гкал тепловой энергии.

Был произведен тепловой расчет котельного и газового агрегата, в результате которого были вычислены: тепловосприятие испарительной поверхности, расчетная длина дымогарных труб барабана, коэффициенты теплоотдачи от газов к стенке, теплопередачи в шахматных пучках конвекцией и излучением с учетом загрязнения стенки труб, средняя скорость газов, погрешность вычислений. Также в результате расчета была определена конструкция котла в частности увеличение длин дымогарных труб в испарительных барабанах для улучшения тепловосприятия и теплообмена путем излучения утилизируемых газов.

В главе безопасность жизнедеятельности были составлены инструкции по технике безопасности для персонала мини-ТЭЦ, изучена экологическая ситуация при эксплуатации мини-ТЭЦ.



Список использованной литературы

1. ФЗ от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ "О техническом регулировании» ( в ред. ФЗ № 160-ФЗ от 23.07. 2008г.)//СЗ РФ. - 2002. - № 52 (ч. 1).

2. Указ Президента РФ от 04.08.2004г. № 1009 (ред. от 12.06.2008г.) «Об утверждении перечня стратегических предприятий и стратегических акционерных обществ»//СЗ РФ. - 2004. - № 32. - Ст. 3313.

3. Комментарий к ФЗ «О техническом регулировании» (постатейный) - изд. 3 перераб. и доп./Под ред. Т.А. Гусева, Л.Е. Чапкевич. - М.: ЗАО Юстицинформ, 2008. - 436 с.