Общая технологическая вибрация по требованиям ГОСТ 12.1.012 - 90 ССБТ «Вибрация» на постоянных рабочих местах в машинно-котельном отделении в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 16, 31,5 и 63Гц принимается не выше среднеквадратичных значений виброскорости v=0,2 м/с*10 и соответствующего логарифмического уровня виброскорости Lv=92дБ ().

В соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ «Воздух рабочей зоны» в котельном отделении температура воздуха - 10 - 22С, его относительная влажность в тёплый период года - 60 - 40%, а холодный - 60 - 20%.

В проекте предусмотрены необходимые меры по снижению шума, воздействующего на работников ТЭЦ, до значений, допустимых ГОСТ 12.1.003 - 89 «Шум. Общие требования безопасности»: установка паровых глушителей, глушителей в газовом тракте после дымососа, звукоизоляция корпусов тяго-дутьевых машин.

Газопроводы котельной выполнены на давление 0,3МПа, а для их продувки в течение не более 20мин пятикратного обмена смонтированы продувочные свечи диаметром не менее 19мм. Свечи имеют минимальное количество поворотов и выводятся из здания не менее чем на 1м выше карниза крыши с обеспечением безопасного рассеивания газа и предотвращения попадания в свечи атмосферных осадков. Перед заполнением газопроводы продуваются до содержания кислорода в газе не более 1%, сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Для котлов, работающих на газообразном и жидком топливе, расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения принимаем не менее 1м. Расстояние между фронтом котлов и выступающими частями топок, расположенных друг против друга, составляет не менее 4м, а расстояние между горелочными устройствами - не менее 2м.

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Станционные пеногенераторы в этих системах устанавливаются возле ёмкостей с горючими жидкостями и масляных насосов, а также в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания располагаются переносные пеногенераторы, со свободным напором не менее 0,4, но не более 0,6 МПа ().

Управление стационарными системами пожаротушения - дистанционное и осуществляется из помещений главного щита управлений (ГЩУ), и от мест расположения переносных пеногенераторов, установленных у входа в здание. В котельных в местах расположения мазутопроводов, задвижек к горелкам установлены автоматические тепловые датчики пожарной сигнализации с приемом сигналов на ГЩУ.

На котлах предусматривается система пожаротушения регенеративных воздухоподогревателей (РВП).

11.2.2 Требования к конструкции и изготовлению котлоагрегатов

Конструкция котла Е-420-140 НГМ и его основных частей обеспечивает надёжность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчётных параметрах в течение расчётного ресурса безопасной работы котла, принятого в технических условиях (техническом задании), а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла.

Конструкция котла обеспечивает возможность равномерного подогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного теплового расширения отдельных элементов котла. Для контроля за перемещение элементов котла при тепловом расширении в соответствующих точках устанавливаем указатели перемещения (реперы). Места установки реперов указываются в проекте котла. При невозможном обеспечении свободного теплового расширения при расчётах на прочность учитываем соответствующие дополнительные напряжения. В этом случае установка реперов не требуется.

Бойлер, включённый в естественную циркуляцию котла (расположенный вне барабана), укрепляется на подвесках (опорах), допускающих возможность свободного теплового расширения труб, соединяющих его с котлом, и рассчитанных на компенсацию гидравлических ударов в бойлере.

Участки элементов котлов и трубопроводов с повышенной температурой поверхности, с которыми возможно непосредственное соприкосновение обслуживающего персонала, покрываются тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более +55С при температуре окружающей среды не более +25С. Потери теплоты с поверхности обмуровки котлов не должны превышать 349Вт/м (300ккал/(ч*м)).

Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и газоходов) имеют отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для обслуживающего персонала, или ограждаются отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей. Запрещается заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путём увеличения массы груза или каким-то другим способом. Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены и запломбированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольного перемещения.

Для барабанов и коллекторов располагаются лазы и лючки, отвечающие следующим требованиям. В барабанах лазы изготавливаются круглой, эллиптической или овальной формы: диаметр круглого лаза - 400мм и более, а размер осей эллиптического или овального лаза - не менее 300Х400мм. В коллекторах с внутренним диаметром более 150мм предусматриваются отверстия (лючки) эллиптической или круглой формы с наименьшим размером в свету не менее 80мм для осмотра и чистки внутренней поверхности. Вместо указанных лючков разрешается применение приварных штуцеров круглого сечения, заглушаемых приварным донышком, отрезаемым при осмотре (чистке). Крышку лаза массой более 30кг оснащаем приспособлением для облегчения открывания и закрывания.

В стенках топки и газоходов предусмотрены лазы и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов. В качестве лазов используются топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств при условии, что их размеры будут не менее указанных выше. Дверцы и крышки лазов, лючков и гляделок прочные, плотные и исключающие возможность самопроизвольного открывания.

Для коллекторов водотрубных котлов применяются плоские днища с внутренним диаметром не более 600мм. Это ограничение не является обязательным, если ресурс коллектора обоснован поверочным расчётом на прочность. Днища, как правило, следует изготавливать из одного листа. Допускаются днища из двух листов, при этом листы свариваются до изготовления, и сварной шов подвергается радиографическому или ультразвуковому контролю (УЗ) по всей длине после изготовления днища. Плоские днища с канавками по внутренней стороне или с цилиндрической частью, выполненные механической расточкой, изготавливаются из поковки, проверенной на сплошность ультразвуковым контролем. Эллиптические, торосферические и плоские днища с отбортовкой изготавливаются с цилиндрическим бортом. Плоские и выпуклые донышки наружным диаметром не более 80мм изготавливаются механической обработкой из круглой прокатной заготовки.

Сварные швы должны быть стыковыми, с полным проплавлением. Применение угловых сварных соединений допускается при условии сплошного ультразвукового или радиографического контроля. Допускается применение угловых швов с конструктивным зазором без контроля радиографией или ультразвуком для приварки к коллекторам, барабанам водотрубных котлов, труб и штуцеров с внутренним диаметром не более 100мм, а также плоских фланцев (независимо от их диаметра) и элементов укрепления отверстий. Контроль качества таких соединений должен выполняться по нормативно-технической документации (НТД), согласованной с Проматомнадзором МЧС РБ.

В стыковых сварных деталей различной номинальной толщины обеспечен плавный переход от одной детали к другой путём постепенного утонения более толстостенной детали с углом наклона каждой из поверхностей перехода не более 15. Допускается увеличение угла наклона поверхностей перехода до 30, если надёжность соединения обоснована расчётом на прочность с определением расчётного ресурса. При разнице в номинальной толщине свариваемых элементов стенки менее 30% толщины стенки тонкого элемента, но не более 5мм, допускается осуществление указанного плавного перехода со стороны раскрытия кромок за счёт наклонного расположения поверхности шва.

Конструкция и расположение сварных швов должны обеспечивать:

- возможность выполнения сварных соединений с соблюдением всех установленных в НТД требований по сварке;

- свободное размещение нагревательных устройств в случае местной термической обработки;

- доступность проведения контроля качества сварных соединений предусмотренными для них методами;

- возможность выполнения ремонта сварных соединений с последующей термообработкой и контролем, если они предусмотрены НТД.

Для котла предусмотрены следующие трубопроводы:

- подвода питательной или сетевой воды;

- продувки котла и спуска воды при останове котла;

- удаления воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;

- продувки пароперегревателя и паропровода;

- отбора проб воды и пара;

- ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации моющих реагентов при химической очистке котла;

- разогрева барабанов при растопке.

Количество и точки присоединения к элементам котла продувочных, спускных, дренажных и воздушных трубопроводов выбраны таким образом, чтобы обеспечить удаление воды, конденсата и осадков из самых нижних и воздуха из верхних частей котла. В тех случаях, когда удаление рабочей среды не может быть обеспечено за счёт самотёка, следует предусмотреть принудительное её удаление продувкой паром, сжатым воздухом, азотом или другими способами.

Продувочный трубопровод служит для отвода воды в ёмкость, работающую без давления. Допускается применение ёмкости работающей под давлением, при условии обеспечения не менее 10-кратного перепада давления между ёмкостью и продуваемым элементом котла.

12. Компоновка главного корпуса станции

Компоновкой главного корпуса электрической станции называется взаимное расположение отдельных помещений, оборудования и строительных конструкций.

Компоновка главного корпуса должна удовлетворять следующим техническим и экономическим требованиям.

1. Обеспечивать безопасное и надёжное осуществление технологического процесса электростанции. Должны выполняться требования противопожарной безопасности и охраны труда. Устройства отдельных элементов главного корпуса электростанции, а также их взаимное размещение должны обеспечивать надёжное осуществление технологического процесса. Деаэраторы с их баками размещаются на необходимой высоте над питательными насосами во избежание вскипания воды и явления кавитации на входе воды в них и т.д.

2. Компоновка главного корпуса должна обеспечивать индустриальные методы его строительства и монтажа, ремонта оборудования. На проектируемой ТЭЦ предусмотрена установка грузоподъёмных механизмов для обслуживания основного и вспомогательного оборудования.

3. Компоновка главного корпуса должна предусматривать удобные условия эксплуатации, в частности наличие достаточных проходов между оборудованием, монтажных и ремонтных площадок, свободного места для выемки элементов оборудования. Должны учитываться современные методы управления работой оборудования - автоматического и дистанционного - с устройством блочных щитов управления, с использованием ЭВМ.

4. Санитарно-гигиенические требования включают создание нормальных условий труда персонала электростанции, нормальных условий жизни населения, защиту природы в районе электростанции. В помещениях электростанции должны обеспечиваться естественное освещение (или лампы дневного света), приток свежего воздуха (аэрация), вентиляция. Содержание вредных примесей в уходящих дымовых газах не должно превышать допустимых пределов. Сточные воды, отводимые в бассейны, должны очищаться в соответствии с санитарными нормами.

Главный корпус электростанции - центральный производственный корпус. В нём находятся основные агрегаты - турбины с электрическими генераторами и паровые котлы, большая часть их вспомогательного оборудования, соединяющие их трубопроводы, электрические распределительные устройства собственных нужд, щиты управления работой оборудования, электрические кабели и т.д.

Главный корпус состоит из машинного зала, в котором находятся турбоагрегаты и их оборудование, котельной, где размещены паровые котлы, и промежуточного деаэраторного отделения между ними. На верхнем этаже промежуточного отделения размещены деаэраторы с их баками.

Машинный зал разделён по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся турбоагрегаты, и нижнюю (конденсационную), в которой размещается вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин (между колоннами фундамента турбоагрегата), регенеративные и сетевые подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и другие элементы. Вверху машинного зала установлен электрический кран с основным крюком грузоподъёмностью 100 тонн и малым крюком грузоподъёмностью 10 тонн. В перекрытии над конденсационным помещением устроены проёмы (люки) для обслуживания краном вспомогательного оборудования. Вокруг турбоагрегатов и вдоль стен устроены галереи и переходы.

На проектируемой электростанции принято поперечное размещение турбоагрегатов. Турбоагрегаты размещены турбинами со стороны котельной, а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. При этом улучшается подвод паропроводов к турбинам и отвод электрического тока из генераторов, сокращаются длины паропроводов и выводов электрического тока.

У торцевых стен машинного зала, а также между отдельными турбоагрегатами проектируемой электростанции предусмотрены монтажные площадки на уровне пола конденсационного этажа. Компоновка оборудования машинного зала предусматривает свободные места для выемки ротора электрогенератора, а также трубок конденсаторов турбин.

Каркас здания машинного зала и всего главного корпуса в целом образуется железобетонными колоннами, связанными между собой горизонтальными балками (ригелями). Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения поперечными ригелями. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.

Паровой котёл установлен фронтом к машинному залу. Дымовые газы из котельной выводятся наружу к воздухоподогревателям, затем к дымососам и к дымовой трубе. Близ регенеративных воздухоподогревателей установлены калориферы для предварительного подогрева воздуха. Над котлами передвигается мостовой электрический кран грузоподъёмностью главного крюка 50 тонн и вспомогательного 10 тонн.

Удаление дымовых газов и содержащихся в них оксидов азота осуществляется одной дымовой трубой с диаметром 6 м и высотой 150 м.

13. Генеральный план электростанции

Генеральный план электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции её основных и вспомогательных сооружений. Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами; электрический щит управления, электрические распределительные устройства открытого типа, устройства водоснабжения, топливного хозяйства, химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения.

В генплане электростанции рядом с основной территорией предусмотрено место для строительно-монтажного полигона, на котором выполняют сборку железобетонных и стальных конструкций зданий, а также свободное место для достройки (расширения) главного корпуса в случае увеличения мощности электростанции сверх проектной ввиду постоянного роста электрической и тепловой нагрузок района электростанции. Между зданиями, сооружениями и установками в зависимости от степени огнестойкости и категории производств по СНиП II-89-80 в генплане предусмотрены необходимые пожарные разрывы и проезды.

К помещениям машинного зала и котельной, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформатора, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования предусмотрен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог. Расстояния от наземных резервуаров нефтепродуктов до сливоналивных железнодорожных эстакад выбираются 30 м. Резервуары располагаются группами. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, для наземных резервуаров равно 40 м.

Трубопроводы серной кислоты, соляной кислоты, аммиака, гидразина и хлора выполнены надземными. Расстояние между ресиверами водорода и кислорода 5м и при этом установлена противопожарная преграда, выступающая над верхними точками ресиверов на 1 м.

Одним из важных факторов, определяющих расположение сооружений электростанции на генплане, являются господствующее направление и сила ветра, характеризуемые “розой ветров”.

Совокупность зданий и сооружений электростанции на её территории представляет собой сложный производственный и архитектурный комплекс, к которому предъявляются требования не только технологической целесообразности и экономичности, но и санитарно-технические, а также эстетические.

Вокруг главного корпуса предусмотрена автодорога на две полосы. Все здания, сооружения и другие объекты электростанции соединены автодорогами шириной 3,5 м, а проезды для пожарных автомобилей вокруг ОРУ - шириной не менее 6м. Расстояние от края проезжей части автомобильной дороги до стен зданий не превышает 25 м. Расстояния между тупиковыми дорогами с площадками для разворота пожарных машин 60 м. Также на территории предусмотрены пешеходные тротуары, а на территории ОРУ служебные пешеходные дорожки наряду с проездами для монтажных и ремонтных механизмов.

Основной подход к главному корпусу электростанции выполняют со стороны его постоянной торцевой стены. С этой стороны устраивают вход через проходную и въезд на территорию электростанции.

Ограждение площадки ТЭЦ, а также ОРУ вне её территории выполнено железобетонным высотой 2 м, с внутренней стороны ограды предусмотрена свободная от застройки зона шириной 5 м для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭЦ имеет четыре автомобильных въезда с воротами, имеющими дистанционное управление, контрольно-пропускными пунктами и площадками для осмотра грузового транспорта.

Технико-экономические показатели

14.1 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 1)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qт-(Qтхо hтхо + Qтфо hтфо)=5886577-(134,56 5500+ 554,48 4500) =2,65.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=2,65.106/(0,93.8,14)=0,35.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=2,65.106(1,502106)=1,76 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,35.106(1,502.106)=0,230 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=0,84.106-0,35.106=0,49.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтх+Qгтф=638000+478.4500=2,79.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,49.106/2,79.106 =0,176 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

ээ=0,123/bээ=0,1230,23=0,53.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

тэ=0,143/bтэ=0,1430,176=0,81.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=19,3.106.0,35.106/(0,84.106)=8,04106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=19,3.106.0,49.106/(0,84.106)=11,23.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(8,04.106+0,35.106.70)/1,502106=21,7 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(11,23106+0,49106.70)/2,79.106=16,3 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,23.70=16,1 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,176.70=12,32 $Гкал =10,62 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=(134,87.106/1,502.106)(0,35106/0,84.106)=37,4 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=(134,87.106/2,79.106)(0,49106/0,84.106)=28,2 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=(451,502.106+132,79.106)/300.106=0,35.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=300106/(3000,8)=1250000 $/чел.

14.2 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 2)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qт-(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо)=4,74.106-(134,56 5500 +445,4 4500)= 2,0.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=2,0.106/(0,93.8,14)=0,26.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=2,0.106(1,27106)=1,57 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,26.106(1,27.106)=0,21 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=0,173.106-0,26.106=0,47.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтх+Qгтф=638000+384.4500=2,37.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,47.106/2,37.106 =0,19 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

ээ=0,123/bээ=0,1230,21=0,59.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

тэ=0,143/bтэ=0,1430,19=0,75.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=17,6.106.0,26.106/(0,73.106)=6,27106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=17,6.106.0,47.106/(0,73.106)=11,33.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(6,27.106+0,26.106.70)/1,27106=20,6 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(11,33106+0,47106.70)/2,37.106=18,66 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,21.70=14,7 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,19.70=13,3 $Гкал =11,5 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=(121,8.106/1,27.106)(0,26106/0,73.106)=26,284 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=(121,8.106/2,37.106)(0,47106/0,73.106)=33,1 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=(451,27.106+132,37.106)/263.106=0,33.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=263106/(2550,8)=1289000 $/чел.

Табл.14.1. Сводная таблица технико-экономических показателей

№ пп.	Наименование показателя	Обозна-чение	Размерость	ТЭЦ - 300 МВт	ТЭЦ - 255 МВт
				Общ. пок-ль	Э/э	Теплота	Общ. пок-ль	Э/э	Теплота
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Установленная мощность	N, Q	МВт Гкал/ч		300	478		255	384
2	Число часов использования	hээ hтф hтх	ч/год		5500	4500 5500		5500	4500 5500
3	Годовой отпуск энергии	Э, Qгод	МВт-ч/год*106 Гкал/год		1,50	2,79		1,27	2,37
4	Удельный расход тепла	q	Гкал/Мвт-ч		1,76			1,57
5	Удельный расход топлива на производство энергии	bээ, bтэ	тут/МВт-ч тут/Гкал		0,23	0,176		0,21	0,19
6	КПД	ээ, тэ	- -		0,53	0,81		0,59	0,75
7	Полные капиталовложения	К	млн.$	300	127,2	173,7	263	93,81	169
8	Условно-постоянные издержки	Ипос	млн.$/год	19,3	8,04	11,2	17,6	6,27	11,3
9	Годовой расход топлива	В	тут/год*106	0,84	0,35	0,49	0,73	0,26	0,47
10	Переменные издержки	Ипер	млн.$/год	57,4	24,5	33,3	51,1	18,2	32,9
11	Приведенные затраты	Зпр	млн.$/год	134,9	57,23	78,2	128,5	45,8	82,6
12	Удельные приведенные затраты	Зээ, Зтэ	$/МВт-ч $/Гкал		37,4	28,2		26,3	33,1
13	Цена тонны условного топлива	Цтут	$/тут	70			70
14	Топливная составляющая себестоимости	Стээ, Сттэ	$/МВт-ч $/Гкал		16,1	10,6		14,7	13,3
15	Себестоимость энергии	Сээ, Стэ	$/МВт-ч $/Гкал		21,7	16,3		20,6	18,7
16	Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт	0,8			0,8
17	Норма амортизации	Ра	%	4,1			4,1
18	Удельные капиталовложения	kуд	$/МВт *106	1,0			1,03
19	Показатель фондоотдачи	Кфо		0,35			0,33
20	Показатель фондовооружённости	Кфв	тыс.$/чел	1250			1289
21	Внутренняя норма доходности	IRR	%	15			14

15. Специальное задание

Методы подавления образования окислов азота на газо-мазутных котлах

В настоящее время имеется широкий набор технологических мероприятий по подавлению образования окислов азота, с достоверно выявленной технологической эффективностью.Все они в той или иной мере применимы практически ко всем видам котлов, эксплуатируемых на предприятиях Республики Беларусь.

Существует три основных механизма окисления азота при сжигании энергетических топлив:

1.Окисление молекулярного азота воздуха в зоне максимальных температур с образованием так называемых «тепловых окислов».

Образование окислов азота по этому механизму зависит от следующих факторов:

-температура в зоне горения;

-время пребывания в зоне горения;

-избыток воздуха в факеле.

2.Окисление азота, выделяющегося при термическом разрушении азотосодержащих соединений топлива.

Так как на энергопредприятиях Беларуси сжигаются только мазут и газ, которые практически не содержат азота, методы подавления образования окислов азота за счёт влияния на этот механизм их образования в дальнейшем не рассматриваются.

3.Образование «быстрых» окислов азота на начальном участке факела при сравнительно низких температурах.

Этот механизм действует в зоне разогрева топливовоздушной смеси, и известные технологические методы подавления NOх практически не влияют на образование «быстрых» окислов.

В реальных топочных процессах действуют все три механизма, и ведущая роль того или иного из них определяется свойствами топлива и спецификой организации факела.

Основными направлениями в разработке методов подавления образования окислов азота в настоящее время являются следующие:

-дифференцированный выбор средств воздействия на топочный процесс в зависимости от преобладающего механизма образования NOx (для газо-мазутных котлов - снижение температурного уровня и избытков воздуха, уменьшение размеров высокотемпературной зоны, выравнивание температурных полей в топке);

-локальное воздействие на начальный участок факела;

-интенсификация восстановительных процессов в топке.

Рассмотрим основные методы подавления образования NOx .

1.Ступенчатое сжигание

Наиболее распространён метод ступенчатого сжигания, при котором в топке пространство разделено на основных процесса - воспламенение, формирование ядра факела и завершение смесеобразования с догоранием топливовоздушной смеси.Горение на первой стадии идёт при недостатке кислорода,на второй - при избытке, обеспечивающем догорание топлива.

Известны различные способы ступенчатого сжигания:

-перераспределение воздуха (топлива) между нижними и верхними ярусами горелок (вертикальная ступень), между горелками одного яруса (горизонтальная ступень) или сочетание ступеней;

-отключение по топливу отдельных горелок или ярусов горелок;

-сброс части воздуха в топку помимо горелок через стационарные сопла (шлицы) над основными горелками в виде встречного дутья.

Анализ опыта внедрения ступенчатого сжигания на ТЭС показывает:

-внедрение не требует значительных затрат (чисто режимные мероприятия или малозатратные реконструктивные работы);

-в зависимости от способа и условий организации ступенчатого сжигания выхода окислов азота составляет от 15 до 50%;

-при сжигании газа двухстадийное сжигание в центральных горелках более эффективно (в 2 раза) , чем на периферийных за счёт неравномерного охлаждения начальных участков факелов этих горелок в топке;

-при сочетании ступенчатого сжигания с другими способами воздействия на выход окислов азота (например, рециркуляцией дымовых газов) на отдельных типах котлов отмечается суммирование эффекта этих методов;

-влияние ступенчатого сжигания на технико-экономические показатели котла неоднозначно (в большинстве случаев КПД котла снижается на 0,2…1,5%)

Эффективность этого метода - от 20 до 60%.

2.Восстановление окислов азота в топке

При сгорании топлива одновременно с процессами окисления азота в высокотемпературной зоне идут процессы восстановления образовавшихся окислов с участием продуктов недожога (водород, окись углерода и др.). Повышение концентрации продуктов недожога в факеле может приводить к снижению выхода окислов азота.

Использование метода связано с установкой специальных горелок с недостатком воздуха и вводом воздуха для дожигания топлива через сопла под этими горелками (трёхступенчатое сжигание, т.е. пространственно разделены зоны образования NOx и зона формирования восстановительной среды) или снижение общего избытка воздуха в топке для сжигания топлива с регулируемым остаточным химическим недожогом.

Отличие этого метода от рассматриваемого выше состоит в том, что при трёхступенчатом сжигании в качестве основного фактора выступает восстановление образования окислов азота.

3.Снижение общего избытка воздуха

Метод изменяет условия развития всех топочных процессов (в т.ч. окисление азота в высокотемпературной зоне) - воспламенение и догорание топливовоздушной смеси, теплообмен в топке и конвективных поверхностях нагрева и т.д.

Снижение избытка воздуха воздействует на все механизмы окисления азота в факеле:

-снижается выход «тепловых» окислов за счёт затянутого смешения топлива и воздуха и рассредоточенного по длине факела тепловыделения (т.е. снижения максимальных температур в факеле);

-снижение «топливных» окислов (уменьшение концентрации кислорода в зоне термического разрушения азотосодержащих соединений);

-возрастает образование «быстрых» окислов (из-за повышения уровня углеводородных радикалов СН) .

Опыт организации на газо-мазутных котлах топочного режима со сниженными избытками воздуха показывает возможность уменьшить выход NOx на 10…30%.

4.Ввод влаги в топку

Влияние ввода влаги на условия образования окислов азота объясняется:

-балластированием топливновоздушной смеси аналогично равному по объёму их теплосодержанию количеству рециркулирующих дымовых газов, т.е. замедлением выгорания смеси;

снижением максимальной температуры факела вследствие растягивания процесса горения.

Эффективность этого метода зависит от способа ввода влаги в топку.В настоящее время широко известны следующие способы:

-подача воды в зону горения через паровые каналы мазутных форсунок совместно с распыливающим паром;

-ввод воды водяными форсунками, размещёнными на боковых стенках топки перпендикулярно оси факелов горелок или встречно через форсунки на задней стене топки;

-впрыск воды в воздушный канал перед горелками.

Опыт применения ввода влаги в факел позволяет сделать следующие выводы:

-ввод влаги - одно из самых малозатратных мероприятий (если не учитывать снижение экономичности котла за счёт возрастания потерь тепла с уходящими газами);

-наименьшие потери в экономичности отмечаются при поступлении воды непосредственно в начальный участок факела, где происходит диссоциация пара воды (снижение КПД котла на 1…1,5%);

-воздействие впрыска воды и рециркуляции дымовых газов не только суммирует эффект, но и в ряде случаев усиливает влияние ввода влаги в факел.

Эффективность этого метода - до 25%.

5.Рециркуляция дымовых газов в факел

Система принудительной рециркуляции дымовых газов используется на многих котлах Белорусской энергосистемы для регулирования температуры дымовых газов на выходе из топки, т.е. в основном для регулирования температуры перегретого пара. В этом случае воздействие рециркуляции газов на выход окислов азота является как бы побочным фактором. Однако рециркуляцию дымовых газов можно рассматривать как типовой и ставший одним из наиболее распространённых способов подавления выбросов окислов азота, даже при отсутствии необходимости использования её для регулирования температуры пара.

Многосторонний характер воздействия газов рециркуляции на условия окисления азота в топке определяется следующими факторами:

-охлаждение факела относительно холодными инертными газами;

-замедленным смесеобразованием и растянутым тепловыделением (особенно при вводе газов рециркуляции в «рассечку» между воздушными потоками);

-затягиванием горения вследствие балансирования горючей смеси, то есть снижением максимальной температуры факела;

-уменьшением неравномерности концентрационных и температурных полей в начальном участке факела (что характерно для вихревых горелок) с соответствующим снижением локальных максимальных температур;

-воздействием на условия начального воспламенения при принудительном подводе рециркулирующих газов по оси горелок.

Опыт применения на газо-мазутных котлах рециркуляции дымовых газов показывает:

в большинстве случаев выход окислов азота удаётся снизить при сжигании газа на 40…50%, мазута - на 30…40%;

наибольший эффект достигается при целенаправленном воздействии на физико-химические процессы в начальном участке факела, так как на выход окислов азота влияет та часть рециркулирующих газов, которая непосредственно поступает в эту зону;

-оптимальное конструктивное решение ввода рециркулирующих газов через горелку специфично для различных топочно-горелочных устройств (в одних случаях предпочтителен ввод газов рециркуляции в рассечку между воздушными потоками, в других наибольший эффект даёт ввод их по периферийному каналу или по оси горелки);

-эффективность системы рециркуляции газов по ширине топки (например, увеличением подачи газов в центральные горелки с соответствующим уменьшением на крайние);

-с увеличением избытка воздуха в топке влияние рециркуляции на генерацию окислов азота ослабляется (присосы воздуха в топку и газоходы повышают концентрацию кислорода в газах рециркуляции);

-при достижении определённого предела (обычно 15…20%) дальнейшее увеличение доли рециркулирующих газов не приводит к существенному изменению выхода окислов азота;

-применение рециркуляции дымовых газов в факел снижает КПД котла в среднем на 0,03…0,06% на каждый 1% кратности рециркуляции.

В зависимости от места ввода газов рециркуляции эффективность может быть различной. Газы рециркуляции могут вводиться:

-в под топки (при расположении горелок на вертикальных стенах);

-через шлицы под горелками;

-по наружному каналу горелок;

-в воздушное дутьё;

-в рассечку двух воздушных потоков.

Наиболее эффективный способ из перечисленных - ввод газов рециркуляции в рассечку двух воздушных потоков.

Для нашего котла Е-420-140 НГМ (БКЗ-420-140 НГМ-4) хорошо зарекомендовала себя рециркуляция дымовых газов в сочетании со вторичным дутьём.

Головной котёл ТЭЦ-12 Мосэнерго оборудован верхним дутьём через сопла над горелками верхнего яруса, что позволяет значительно снизить выбросы окислов азота из топки.

Газоплотный котёл с естественной циркуляцией предназначен для сжигания газа и мазута под наддувом и имеет следующие основные расчётные параметры:

газ мазут

паропроизводительность,т/ч 420

давление пара в барабане,МПа 16,0

давление пара за котлом,МПа 14,0

температура перегретого пара, C 560

температура питательной воды, C 230

температура уходящих газов, C 115 135

коэффициент избытка воздуха за в/э 1,05

бр,% 94,95 93,94

степень рециркуляции дымовых газов,% 15 25

На фронтовой стене котла в два яруса, по четыре в каждом, расположены 8 газо-мазутных горелок конструкции ПО «Сибэнергомаш». С целью повышения экологических характеристик котла в нём предусмотрено выполнение верхнего дутья воздуха через сопла над горелками верхнего яруса.

Подача воздуха над горелками верхнего яруса осуществляется с помощью поворотных сопл; расход его регулируется шибером, установленным перед каждым соплом. Отвод воздуха на сопла верхнего дутья осуществляется из воздушной перемычки после двух вращающихся воздухоподогревателей типа РВП.

Котёл оборудован двумя дымососами рециркуляции дымовых газов, подача газов рециркуляции осуществляется в общие воздушные короба, расположенные перед горелками.

АО фирма «ОРГРЭС» провела испытания головного котла с улучшенными экологическими характеристиками при работе его на газе и мазуте (18) . В задачу испытаний входили определение эффективности подавления окислов азота при работе котла с загруженным ДРГ, при различном положении сопл и разном расходе воздуха через них. Сравнение проводилось с соседним котлом без применения вторичного дутья.

Концентрация окислов азота ,измеряемая газоанализатором Testo - 33, приведена к избытку воздуха =1,4.

Испытания при сжигании газа

без верхнего дутья, ДРГ отключены,

с верхним дутьём, ДРГ отключены,

без верхнего дутья, ДРГ загружены

на 100%

с верхним дутьём, ДРГ загружены

на 100%

По полученным результатам построены графики, по которым можно сделать вывод, что применение верхнего дутья воздуха под горелками верхнего яруса приводит к значительному снижению окислов азота (примерно в 2 раза) .Если сравнивать с котлом, не оснащённым ДРГ, то вариант работы ДРГ с УП ,равный 100%, в сочетании с верхним дутьём даёт снижение окислов азота в 5 раз.

Аналогичная ситуация и при сжигании мазута.

Испытания при сжигании мазута

В обоих случаях ДРГ загружены.

Проведенные испытания показали достаточно высокую эффективность применения вторичного дутья, особенно в сочетании с рециркуляцией дымовых газов.

Заключение

Целью данного дипломного проекта является проектирование ТЭЦ для крупного промышленного центра. В качестве основного оборудования были приняты турбоустановки ПТ-80/120-130, 2хТ-110/120-130 и 4хБКЗ-420. В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, связанных с проектированием ТЭЦ. Произведено экономическое обоснование выбора основного оборудования. Был сделан расчёт принципиальной тепловой схемы турбины Т-110/120-130 и укрупнённый расчёт котла БКЗ-420. На основании произведённых расчётов выбрано вспомогательное тепломеханическое оборудование. Согласно принятому в проекте топливу (основное - газ, резервное - мазут) произведён расчёт и описание топливного хозяйства. В качестве системы технического водоснабжения принята оборотная система с градирнями. Согласно принятым тепловым нагрузкам, типу оборудования и особенности потребления тепла рассчитана водоподготовительная установка. Для барабанных котлов проектируемой ТЭЦ принят гидрозинно-аммиачный водно-химический режим. Выбраны и описаны системы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ. Спроектирована электрическая часть электростанции в объёме схемы главных электрических соединений, рассчитаны токи короткого замыкания в наиболее опасных точках. Рассмотрены вопросы по охране труда при выборе площадке и разработке генерального плана ТЭЦ. В разделе «Охрана окружающей среды» выполнены расчёты вредных выбросов при работе станции на основном топливе и рассчитана дымовая труба. В специальном задании рассмотрены методы подавления образования окислов азота на газо-мазутных котлах. Проведённые исследования показали достаточно высокую эффективность применения вторичного дутья, особенно в сочетании рециркуляции дымовых газов.

Литература

Александров А.А., Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980.

Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Денисенко Г.Ф. Охрана труда. - М.1985.

Долин П.А. Справочная книга по технике безопасности в энергетике. - М.: Энергия, 1984.

Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. - Мн.: ВШ. 1978.

Леонков А.М., Качан А.Д. Тепловые и атомные электрические станции. Дипломное проектирование. - Мн.: ВШ 1991.

Методическое пособие. "Водно-химический режим тепловых электростанций"/ Золотарёва В.А., Карницкий Н.Б., Чиж В.А. - Мн.: БГПА, 1994.

Методическое пособие. ”Выбор вспомогательного оборудования пылеугольных ТЭС”/ Леонков А.М., Шкода Н.И., Карницкий Н.Б. - Мн.: БПИ, 1985.

Методическое пособие. “Основы проектирования водоподготовительных установок”/ Золоторёва В.А., Карницкий Н.Б., Чиж В.А. - Мн.: БГПА, 1995.

Нагорнов В.Н. Методические указания к курсовой работе по `Организация, планирование и управление предприятием' для студентов специальности 10.05 `Тепловые электрические станции' - Мн.: БГПА, 1990.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. С. -М.: Энергоатомиздат, 1989.

Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. - М.: Энергоиздат, 1981.

Плетнев Г.П., Зайченко Ю.А., Зверев Е.А., КиселевЮ.Е. Проектирование, монтаж и эксплуатация автоматизированных систем управления теплоэнергетическими процессами - М.: издательство МЭИ, 1995.

Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей - М.: Энергоатомиздат, 1985.

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книга энергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

Размещено на Allbest.ru