сугубо утилизационный режим, когда выхлопные газы ГПА сбрасываются в котел в качестве теплоносителя, энергия которого используется для нагрева сетевой воды. Производительность котла в этом режиме составит до 4,6 Гкал/час, кроме того, более 2,34 Гкал будет вырабатываться за счет систем охлаждения двигателя, масла и рабочего тела. Итого суммарная тепловая мощность блока достигает 6,94 Гкал/ч. (Цифры уточняются по результатам тендерных торгов);

комбинированный режим, когда совмещены функции пикового котла и котла-утилизатора. Здесь газы ГПА используются и как теплоноситель, и как окислитель топлива, поступающего в котел для увеличения его мощности до номинального значения - 25 Гкал/ч. Общая тепловая мощность когенерационного блока оценивается в 27,3 Гкал/час;

автономная работа котла в обычном штатном режиме, когда по тем или иным причинам ГПА не работают. Мощность котла равна номинальной 25 Гкал/ч;

автономная работа ГПА без сбросов газов в котел, когда котел не работает. В этом случае будет получаться горячая вода с температурой 95С, мощность теплового потока - 2,34 Гкал/ч.

Система теплоснабжения закрытая. Топливом для ГПА является природный газ или дизельное топливо, для котлов - уголь.

Основными целями создания АСУ ТП являются:

обеспечение управления газо-угольной ТЭЦ в нормальных, переходных и предаварийных режимах работы для возможности выполнения главной функции - выработки электрической и тепловой энергии требуемого количества и качества;

защита газо-угольной ТЭЦ и его агрегатов путем останова или снижения нагрузки при угрозе аварии;

обеспечение персонала достаточной, достоверной и своевременной информацией о ходе технологического процесса и состояния оборудования для оперативного управления;

обеспечение информацией (включая регистрацию событий, расчет технико-экономических показателей и диагностику оборудования) для анализа, оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонтов.

По отношению к основному технологическому оборудованию АСУ ТП должна обеспечить улучшение следующих показателей:

повышение эксплуатационной готовности газо-угольной ТЭЦ и точности выполнения диспетчерского графика;

повышение экономичности работы газо-угольной ТЭЦ, включая экономию топлива и затрат энергии на собственные нужды;

повышение надежности и долговечности работы оборудования и сокращения затрат на его ремонты;

улучшение использования резервов мощности и маневренности газо-угольной ТЭЦ;

сокращение ошибок оперативного персонала.

Улучшение показателей должно быть достигнуто благодаря применению современных технических и программных средств обеспечивающих:

реализацию более сложных стратегий и алгоритмов управления и регулирования;

улучшение интерфейса "человек-машина";

расширение информационных и управляющих функций АСУ ТП;

улучшение диагностики технологического оборудования и средств АСУ ТП;

повышение живучести и надежности системы при отказах ее элементов.

АСУ ТП представляет собой двухуровневую распределенную микропроцессорную систему управления непрерывно-дискретным технологическим процессом средней информационной мощности, выполняющую функции автоматического регулирования, защит, блокировок и сигнализации, дискретно-логического управления, информационно-вычислительные, а также формирующую рекомендации по выбору управляющих воздействий на объекты с целью экономии топлива и повышения надежности работы оборудования.

Проект автоматизации разработан с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" ПУБЭ М 0.00.1.08-96, "Правил безопасности в газовом хозяйстве" и строительных норм и правил СНиП - II-35-76.

Вспомогательное оборудование котельной включает:

вакуумный деаэратор;

сетевые рециркуляционные, подпиточные насосы;

питательные насосы;

запасный бак воды;

подогреватели воды горячего водоснабжения, баки-аккумуляторы.

Кроме того автоматизации подлежат отделение химводоподготовки и подпиточная установка.

Схема теплового контроля, регулирования и управления оборудования котельной будет уточняться после проведения тендерных торгов, поскольку ГПА поставляется комплектно с автоматикой, приборами контроля и системами защиты, которые интегрируются как часть АСУ ТП газо-угольной ТЭЦ. Технологическая структура АСУ ТП представлена на рис.5.1.

Тепловой контроль организован следующим образом: значение наиболее ответственных параметров, за которыми необходим контроль, выведены на монитор компьютера. Часть параметров контролируется также местными приборами.

Задачей автоматического регулирования является поддержание температуры воды подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком и потребностями горячего водоснабжения.

Работа газо-угольной ТЭЦ в отопительный период и летом различны, что следует из рассмотренных выше режимов. Зимой работают котлы и ГПА, сетевые насосы зимнего режима, рециркуляция, перепуск, подпитка. Летом работают котлы и ГПА, рециркуляционные насосы и подпитка.

В теплосеть вода подается питательными насосами. Предусмотрено использование баков аккумуляторов, деаэрация воды осуществляется в деаэраторе.

Для водогрейных котлов необходимо иметь постоянный расход воды через котел. В данной котельной это осуществляется с помощью регулятора расхода (рециркуляции), общего для двух котлов. Регулятор расхода получает импульс по перепаду давлений между подающим и обратным трубопроводами котлов и воздействует на регулирующий клапан на линии рециркуляции.

Регулятор температуры сетевой воды поддерживает необходимую температуру воды на выходе из котельной (разную в зависимости от температуры наружного воздуха), перепуская часть холодной воды помимо котлов в трубопровод прямой сетевой воды.

Регулятор подпитки в течение отопительного периода обеспечивает поддержание заданного давления в обратной линии сетевой воды. Летом, когда внутренний циркуляционный контур котельной отделяется от внешней сети закрытием соответствующих задвижек, регулятор подпитки должен поддерживать давление во внутрикотельном циркуляционном контуре на необходимом уровне, надежно предупреждающем циркулирующую высокотемпературную воду от вскипания. Для зимнего и летнего периодов предусматривается индивидуальные регулирующие клапаны.

Для обеспечения качественной деаэрации вакуумных деаэраторов предусмотрены: регуляторы температуры химочищеной воды и регулятор деаэрированной воды. Регулятор температуры химочищеной воды поддерживает температуру поступающей в деаэратор химочищеной воды 8 С путем изменения расхода греющей воды через теплообменник. Регуляторы температуры деаэрированной воды поддерживает температуру подпиточной воды на выходе из деаэратора на уровне 70 С изменением расхода греющей воды, поступающей из котла.

Тепловой контроль, регулирование и управление оборудования на первом уровне осуществляется микропроцессорными контроллерами фирмы, определяемой по итогом тендерных торгов. Управление и контроль в целом ТЭЦ осуществляется оператором котельной с ПЭВМ, расположенным в операторской, образует второй уровень управления.

Управление и контроль за работой ГПА осуществляется САУ фирм-изготовителей, поставляемой комплектно с безусловным выполнением всех требований, вытекающих из условий штатного режима работы ГПА. Таким образом, система управления ТЭЦ имеет двухступенчатый уровень.

АСУ ТП котлоагрегата обеспечивает работу котла с учетом изменений условий, вызываемых работой ГПА, т.е. она обеспечивает выполнение ограничений со стороны системы управления ТЭЦ (расход топлива, разрежение в топке, состав дымовых газов).

Для котлоагрегатов КВ-Ф-150-29 предусматривается автоматическое регулирования процесс горения, осуществляемое тремя регуляторами топлива, воздуха и разрежения. Процесс регулирования осуществляется контроллером с помощью программы, реализующей заданный закон регулирования. Регулятор топлива получает импульс по температуре воды за котлами изменяя расход топлива, поступающего в топку и поддерживает температуру воды за котлом в соответствии с заданием.

Регулятор воздуха получает импульс по содержанию кислорода в дымовых газах и изменяет соответствующим образом расход воздуха. Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке котла и поддерживает его постоянным.

Заложена возможность автоматического отключения подачи топлива происходят при:

понижении давления воздуха;

уменьшении разрежения в топке;

повышении температуры воды за котлом;

уменьшении расхода воды перед котлом;

отклонении давления воды за котлом;

Значение абсолютных значений параметров уточняются в архитектурном проекте.

При отклонении от заданного значения отдельных параметров или аварийном состоянии электроприводов оператор получает звуковой сигнал и на мониторе ПЭВМ получает информацию о причине аварии или отклонении значения параметра от нормы. Технический контроль осуществляется на мониторе компьютера и приборами местного контроля.

Управление, регулирование и контроль осуществляется из опрераторской со щита управления ТЭЦ через операторскую ПЭВМ.

АСУ ТП ТЭЦ выполняется на базе технических средств: датчиков с унифицированным токовым выходом 4-20 мА, электротехнических исполнительных механизмов и ПЭВМ не ниже четвертого поколения.

Микропроцессорные контроллеры должны обеспечить:

сбор информации от датчиков и измерительных преобразователей;

регулирование технологических процессов;

дистанционный пуск и останов электрооборудования;

сигнализацию отклонения технологических параметров от нормы;

сигнализацию о работе оборудования и аварийном его состоянии.

Требования к ПЭВМ:

процессор не ниже 1ГГц;

наличие видеокарты, звуковой карты и аудиосистемы;

специальное программное обеспечение верхнего уровня системы выполняется на базе SCADA пакета WinCC или других аналогов;

объем памяти и другие параметры ПЭВМ определяются на стадии выполнения архитектурного проекта системы автоматизации.

Программное обеспечение ПЭВМ должно обеспечить:

опрос контроллера с необходимой периодичностью;

управление технологическим оборудованием;

автоматическое регулирование параметров;

отображение технологического процесса в виде мнемосхемы, таблиц, диаграмм;

расчет технико-экономических показателей;

сигнализацию отклонения технологических параметров от нормы;

ведение архива аварийных нарушений и ведение исторического архива хода технологического процесса с необходимым временем хранения информации.

Система автоматизации должна предусматривать возможность развития за счет:

увеличения и перераспределения количества входных и выходных сигналов;

подключения дополнительных датчиков со стандартными входными и выходными сигналами;

модернизации технических, алгоритмических и программных средств.

Текущая эксплуатация средств автоматизации должна осуществляется электротехническим персоналом, имеющим 5-6 разряд и квалификационную группу по электробезопасности не ниже 3-й, изучившим эксплуатационную документацию и обучены безопасным приемам работы по эксплуатации КТС АСУ. Электрические проводки на ТЭЦ выполняются кабелем и проводами, проложенными в коробах, по кабельным эстакадам в трубах и металлоруковах.

Режим работы контроллеров и ПЭВМ - постоянный.

Напряжение питания сети ~220В, 50Гц.

Предусмотрена установка блоков бесперебойного питания.

Питание щитов управления осуществляется переменным током напряжением~ 220В, частой 50Гц, от датчиков контроля параметров-постоянным током напряжением 24В.

Во избежание поражения обслуживающего персонала электрически током все металлические оболочки оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под ним вследствие повреждения изоляции, подлежат заземлению с использованием специальных заземляющих проводников и отдельных жил кабельных проводок.

Рис. 5.1. Технологическая структура АСУ ТП газо-угольной ТЭЦ

6. Инженерное оборудование, сети и системы

6.1 Отопление и вентиляция

6.1.1 Исходные данные

Настоящий раздел разработан на основании заданий технологических отделов и архитектурно-строительных чертежей.

Теплоносителем системы отопления и вентиляции является горячая вода с параметрами 95С в подающей магистрали и 70С в обратной магистрали.

Параметры внутреннего воздуха в рабочей зоне производственных помещений приняты в соответствии с СНБ 2.04.01-97.

6.1.2 Основные решения по отоплению, вентиляции и кондиционированию

В корпус предусматривается водяная система отопления. В качестве нагревательных приборов приняты чугунные радиаторы, в помещении электротехнических устройств - регистры из гладких труб.

Вентиляция в помещении ГПА рассчитана на ассимиляцию теплоизбытков, но не менее трехкратной. Приток воздуха в зимнее время осуществляется через калориферную панель с подогревом воздуха до 10С, удаление воздуха - крышными вентиляторами. В помещении электротехнических устройств подача наружного воздуха осуществляется через клапан наружного воздуха с электрическим исполнительным механизмом, открываемый по датчику температуры. Удаление воздуха осуществляется осевым вентилятором.

Для помещения ГПА предусматривается удаление газов и дыма после пожара с искусственным побуждением из нижней зоны.

Станция газового пожаротушения оборудуется постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией. Удаление воздуха предусматривается из нижней зоны.

Для помещения щита предусматривается устройство кондиционирования, обеспечивающее температуру внутреннего воздуха 22С. К установке принимается канальный кондиционер с наружным воздухо-обрабатывающим блоком.

Система отопления водяная, осуществляется от индивидуального теплового пункта котельной. В качестве нагревательных приборов приняты регистры из гладких труб. В пределах щита и помещения электротехнических устройств все соединения трубопроводов и нагревательных приборов выполняются на сварке.

Встраиваемые помещения гардероба, санузла оборудуются водяным отоплением. В качестве нагревательных приборов приняты чугунные радиаторы, присоединяемые к существующей системе отопления. Вентиляция предусматривается приточно-вытяжная.

6.1.3 Автоматизация, блокировка, контроль

Имеющийся индивидуальный теплопункт оборудуется приборами учета тепла и контроля параметров теплоносителя.

Работа калориферной панели автоматизируется. Температура приточного воздуха регулируется с помощью клапана с электрическим исполнительным механизмом.

Для помещения электротехнических устройств предусматривается автоматическое открытие клапана наружного воздуха и включения вытяжного вентилятора по датчику температуры.

В помещении щита работа кондиционера автоматизируется. Автоматика поставляется комплектно.

6.2 Водопровод и канализация

6.2.1 Внутренний водопровод и канализация

Внутренний противопожарный водопровод корпуса газо-угольной ТЭЦ - кольцевой, подключен двумя вводами к наружной сети.

Пожарные краны установлены на отм.0.000 в помещении корпуса газо-угольной ТЭЦ, а также в коридорах здания, и обеспечивают орошение каждой точки помещений двумя струями по 2,5 л/с каждая с напором 40 мм. вод. ст.

Встраиваемые помещения гардероба оборудуются хозпитьевым водопроводом, канализацией. Предусматривается подвод горячей воды к умывальнику и душевой сетке от бойлера собственных нужд горячего водоснабжения. Подвод холодной воды к сантехническим приборам осуществляется от существующего хозпитьевого водопровода завода.

Отвод хозбытовых стоков осуществляется в одноименную наружную сеть канализации.

6.2.2 Наружный водопровод и канализация

Водоснабжение артезианской водой для хозяйстаенно-питьевых нужд осуществляется от сетей Жодинского производственного предприятия водопроводно-канализационного хозяйства. Суточный расход артезианской воды по заводу составляет 900-1000 м³.

Водоснабжение технической водой осуществляется от собственного забора на реке Березина в районе н. п. Юшкевичи по двум ниткам водовода Ду=500мм, из которых одна резервная. Протяженность водовода 18 км. Суточный расход - до 3 тыс. м³.

Расход воды на охлаждение генераторов ГПА (в случае их водяного охлаждения) 26 м³/ч, диаметр подводящего водопровода-100мм.

Подключение к указанным водопроводам здания газо-угольной ТЭЦ осуществляется с помощью соединительных сетей протяженностью до 100м.

Настоящим обоснованием инвестиций действующие системы водопровода сохраняются без изменения. При этом система хоз. - питьевого и противопожарного водопровода используется для внутреннего пожаротушения проектируемого здания ТЭЦ. Для охлаждения генераторов, устанавливаемых ГПА будет использоваться локальная система оборотного водоснабжения с автономной градирней производительностью по расходу воды до 100 м³/ч либо в зависимости от итога тендерных торгов охлаждение генрераторов будет воздушным. Наружное пожаротушение зданий предусматривается от гидрантов на сети производственно-противопожарного водопровода.

Проектируемые здания оборудуются наружными водостоками.

Расчетные расходы воды на охлаждение оборудования (генераторов), устанавливаемого с ГПА-2,7 МВт, приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1.

Расход оборотной воды на охлаждение вводимого оборудования

Наименование оборудования	Расход охлаждающей воды, м3/ч	Примечание
	лето	зима
1. Охлаждение генератора	26	26

В обосновании инвестиций для охлаждения оборудования, устанавливаемого с ГПА, предусматривается установка циркуляционных насосов в помещении ГПА.

Стабилизация состава воды в оборотной системе предусматривается за счет выполнения потерь из системы на испарение и унос умягченной водой.

Возможна схема охлаждения оборудования ГПА без градирен с установкой теплообменных аппаратов, но при этом требует решения вопрос утилизации теплоты процесса охлаждения генераторов ГПА, что будет рассмотрено после проведения тендора на поставку ГПА, поскольку это зависит от технических условий предъявляемых конкретным поставщиком.

7. Мероприятия по электро - , взрыво - и пожаробезопасности

7.1 Соответствие генерального плана требованиям электро - , взрыво - и пожаробезопасности

Проектируемое здание ТЭЦ размещается на территории существующей площадки завода, с учетом оптимальных технологических связей и соблюдения противопожарных разрывов. Здание котельной рассчитано на два котла КВ-Ф-29-150. Здание ГПА размером в плане 339 м размещается со стороны постоянного торца котельной. В нем устанавливается четыре ГПА и предусмотрено место для установки дополнительных ГПА.

Пункт подготовки газа для ГПА размещается в объеме помещения топливоподачи на отметке 4,0 м, остекление на данной отметке имеет площадь, обеспечивающую сохранение конструкции при авариях.

В этом районе построены автомобильные дороги с цементобетонным покрытием, что обеспечивает беспрепятственный подъезд пожарных автомашин к зданию газо-угольной ТЭЦ.

Площади остекления здания котельной обеспечивает пожаровзрывобезопасность и рассчитаны на вышеуказанные проектные мощности котельной.

Пожарное депо обеспечивающее пожарную безопасность предприятия "БелАЗ" размещено на площадке завода на расстоянии до 500 м от здания газо-угольной ТЭЦ, что соответствует требованиям и нормам.

Газо-угольная ТЭЦ оборудуются системами пожаротушения (наружного и внутреннего пожарного водопровода и пр. (напор 40 м при расходе воды 1300 тонн в сутки)).

В здании пульта управления на первом этаже предусмотрена станция газового пожаротушения с отдельным входом.

7.2 Архитектурно-строительные решения

Корпус газо-поршневого агрегата по огнестойкости несущих и ограждающих конструкций относится к степени II, класс ответственности здания II.

Категория здания по взрывопожарной и пожарной опасности - "Г".

Эвакуационные выходы из здания и помещений соответствуют действующим нормам.

7.3 Тепломеханические решения

Настоящим обоснованием инвестиций предусматривается установка ГПА, которая выполняется с учетом требований нормативно-технической документации по технике безопасности, взрыво - и пожаробезопасности.

Взрывопожаробезопасность обеспечивается следующими мероприятиями:

применением несгораемых и трудносгораемых конструкционных материалов, изоляционных и лакокрасочных покрытий, не распространяющих огонь;

отстройкой трубопроводов масляной, топливной и воздушной систем ГПА от резонансных колебаний;

исключением взрывоопасных скоплений масловоздушной смеси и газа в элементах ГПА;

установкой датчиков сигнализации о пожаре и датчиков загазованности;

выполнением электрооборудования ГПА с учетом требований по пожаробезопасности для газовых помещений;

расположением агрегатов топливной и масляной систем ГПА, исключающим их недопустимый нагрев;

наличием трубопроводов подачи огнегасящего вещества (углекислоты) непосредственно к ГПА;

Электрическая безопасность обеспечивается:

заземлением электрооборудования;

применением корпусов или съемных кожухов, исключающих случайный контакт токопроводящих элементов с обслуживающим персоналом.

Все трубопроводы выполняются из стальных труб, арматура соответствует 1-му классу герметичности.

Для аварийного слива масла из газо-поршневых двигателей, предусматриваются подземные емкости, расположенные за пределами ТЭЦ.

Возможные дренажные утечки, в виду их небольшого количества, предусматривается собирать в приямок, из которого они откачиваются в передвижные емкости для возможности утилизации.

Газопроводы также оснащаются технологическими защитами и блокировками. На газопроводах применяется стальная арматура герметичности класса А, противошумная и тепловая изоляция газопроводов из несгораемых материалов.

7.4 Электротехнические мероприятия

Электротехнической частью проекта предусматривается ряд мероприятий, обеспечивающих пожарную безопасность проектируемых сооружений.

Для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зонах обслуживания электротехнических устройств и установок предусматривается для вновь проектируемых зданий и сооружений наружное заземляющее устройство, которое объединяется с существующим контуром заземления трансформаторной подстанции. Для защиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции проектом предусматривается выполнение защитного заземления и зануления оборудования путем соединения его с контуром заземления или нулевыми проводниками в соответствии с требованиями главы 1.7 ПУЭ и ГОСТ 3031.1-95. Предусматривается выравнивание потенциалов земли в местах входов и выходов в здания и сооружения, содержащие электроустановки.

В помещениях с повышенной опасностью для питания ремонтного освещения и электроинструмента предусматривается применение пониженного напряжения в соответствии с требованиями раздела 6 ПУЭ.

Пожарная безопасность генераторов обеспечивается с помощью станции газового пожаротушения, поставляемых комплектно с генераторами ГПА.

Пожарная безопасность кабельного хозяйства достигается путем разделения кабельных сооружений огнестойкими перегородками на отсеки, герметизацией отверстий при проходе кабелей через стены и перекрытия, применения кабелей с защитными покровами, не распространяющими горение, и другими мероприятиями, предусмотренными разделом 2 ПУЭ и разделом 5 "Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий" РД-34.49-101.87.

Пожарная безопасность помещений с ЭВМ обеспечивается в соответствии с требованиями раздела 10 "Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий" РД-34.49-101.87.

Предусмотрена молниезащита зданий и сооружений газо-угольной ТЭЦ, выполненная в соответствии с требованиями "Руководящих указаний по защите электростанций и подстанций 3 - 500 кВ от прямых ударов молнии" и РД 34.21.122-87.

7.5 Технические требования к пожарной защите

Газопоршневые агрегаты в случае поставки по результатам тендера с воспламенением от сжатия должны быть снабжены на участке топливаной системы оборудованием, предотвращающем попадание струй топлива на горячие поверхности, электрическикие устройства и системы впуска воздуха.

В системе предусматриваются устройства для обнаружения утечек топлива. Гидравлические масляные системы должны выдерживать давление равное максимальному динамическому рабочему давлению в них и иметь устройство для обнаружение утечек.

7.6 Автоматические установки газового пожаротушения

В соответствии с техническими условиями, устанавливаемые газо-поршневые агрегаты оборудованы трубопроводами газового пожаротушения и датчиками пожарной сигнализации. В качестве огнегасящего вещества предусматривается использование двуокиси углерода - СО₂.

Подводящие трубопроводы запитываются от станции газового пожаротушения.

Размещение станции газового пожаротушения предусматривается в помещении с отдельным входом, которое располагается в здании пульта управления на первом этаже рядом с отделением газо-поршневых агрегатов. Станция оборудуется батареей баллонных автоматических установок БАУ, наборной секцией СН и распределительным устройством РУ - 32А.

Масса огнегасящего вещества с учетом 100% -ного запаса составляет 320 л (100 кг).

7.7 Автоматическая пожарная сигнализация и пожарная связь

Автоматической пожарной сигнализацией оборудуются служебные, бытовые, гардеробные помещения ГПА.

В качестве извещателей о пожаре устанавливаются датчики типов ИП105-2/1; ИП212-02, а также ручные - типа ИПР.

Для приема сигналов о пожаре предусматривается приемная станция типа МАС-16 на 16 лучей, устанавливаемых на щите управления ГПА.

Общий сигнал о пожаре в ГПА выдается на существующую приемную станцию в пождепо. Установка пожарной сигнализации блокируется с системами приточно-вытяжной вентиляции для автоматического их отключения во время пожара.

Для оповещения персонала о пожаре используются командно-поисковые сети ГПА и котельной.

7.8 Перечень нормативных документов, использованных для разработки раздела

ГОСТ 29076-91Дизели судовые, тепловизионные и промышленные (требования к пожарной бехоласности)

СНБ 2.04.05-98Естественное и искуственное освещение

СНБ 4.03-01-98Газоснабжение

СНиП 2.01.02-85*Противопожарные нормы

СНиП 2.09.02-85*Производственные здания

СНиП II-35-76Котельные установки

СНиП 2.04.01-85*Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 2.04.02-85*Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.05-91Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП II-89-80Генеральные планы промышленных предприятий

СНиП 2.04.09-84Пожарная автоматика зданий и сооружений

ПУЭ-86Правила устройства электроустановок

РД34.03.355-90Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических установок.

РД 34.49.101-87Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий.

№80002 ТМ-Т1Перечень помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности.

8. Архитектурно-строительные решения

8.1 Архитектурно-планировочные решения

Архитектурно-строительной частью проекта строительства энергетического комплекса Белорусского автомобильного завода в г. Жодино предусмотрено строительство здания газо-угольной ТЭЦ.

Здание ТЭЦ относится к зданиям производственного назначения. Объемно-планировочные решения определились назначением здания технологическими требованиями, размещением оборудования, особыми требованиями к микроклимату и местными установками строительства.

В планировочных решениях здания котельной учтен принцип удобных технологических и транспортных связей.

Помещение гао-угольной ТЭЦ - сложное в плане и сложное в высотном отношении, что продиктовано технологией производства, состоит из трех объемов и навеса:

Основной объем (котельный зал) прямоугольный в плане с размерами 2424м расположен в осях 4-10; ВЖ.

На отм.0.0 расположены котельный зал и топливоподача. Этот объем выполнен с сеткой колонн 624м, в металлическом каркасе с металлическими колоннами и с металлическими фермами длинной 24м. Кровля совмещенная рулонная по утеплителю и металлическому профнастилу.

Ограждающие конструкции котельного зала из газосиликатных панелей 1,86,0 м толщиной 200мм.

Окна металлические с двойным остеклением. Полы бетонные шлифованные.

Блок ГПА расположен с левой стороны котельного зала в осях 13, ВЖ и имеет размеры в плане 1224м высотой до низа балок 7,2м.

Блок ГПА выполнен в одноэтажном каркасе с сеткой колонн 612м.

Колонны сборные ж/б, размером 400500мм.

Балки ж/б с параллельными поясами длиной 12м.

Панели ограждения газосиликатные, заводского изготовления размером 1,8х6,0м толщиной 200мм.

Оконные блоки металлические с двойным остелением. Полы бетонные шлифованные.

Щит управления расположен в осях И-Л, 1-8 и имеет размеры в плане 9х36м. Здание щита управления четырехэтажное с высотами этажей 3,6м

Здание щита управления каркасное с сеткой колонн 6х6м выполнено по серии 1.020.

Колонны ж/б размером 400400.

Перекрытия - плиты многопустотные 61,2м.

Панели ограждения многослойные, эффективные - размером 61,8h.

Оконные блоки деревянные с тройным остеклением 2,11,8м

В здании расположены две лестницы по торцам в осях "И-Л" у оси "1" и "8". У оси "8" проектом предусмотрена ж/б лестница, с высотой подъема марша 1,8м.

У оси "1" расположена металлическая эвакуационная лестница с уклоном 1: 1.

В объеме здания щита управления расположены вспомогательные, бытовые и производственные помещения.

Навес для воздухоподогревателей расположен в нижней части котельного зала в осях А-Б, 48 и имеет размеры в плане 924м и высотой до низа балки 4,8м.

Покрытие навеса выполнено из рубероидного ковра по сборным ж/б плитам размером 1,56м.

Навес выполнен в каркасе с сеткой колонн 612м. Колонны ж/б прямоугольного сечения с размерами 400400мм.

Балки покрытия сборные ж/б с параллельными поясами длиной 12м.

Пол навеса бетонный из бетона класса В22,5, F150.

Выход на кровлю котельной проектом предусмотрен по металлической лестнице в осях И-Л у оси 1. Кроме того, на перепадах высот проектом предусмотрены металлические стремянки по оси "З" и "В".

Питание работающих предусмотрено в заводской столовой и комнате приема пищи. Численность персонала ТЭЦ в сравнении с существующим блоком котельных уменьшается, что не увеличивает нагрузку на существующие мощности столовых завода.

Предусматривается оснащение здания стационарными грузоподъемными механизмами грузоподъемностью 5 т.

Закатка ГПА в газомоторное отделение осуществляется через ворота. Размеры проема ворот 4,24,2 м.

8.2 Помещения электротехнических устройств

Эти помещения размещены на первом этаже здания щита управления, площадь которого 36 х 9м и высотой до низа несущих конструкций покрытия 6 м.

8.3 Объединенный щит управления

Объединенный щит управления размещается в отдельном помещении на втором этаже отдельно стоящего здания, площадь которого 936 м. Размеры указанного помещения щита управления: площадь 918 м², высота - 6 м, что позволяет сделать вывод о несомненной возможности размещения на его площадях пульта управления ГПА, котлами и дополнительного оборудования, обеспечивающего контроль и управление их совместной работой.

8.4 Площади и объемы административно-бытовых помещений

Площади и объемы административно-бытовых помещений приняты в соответствии с заданием технологического отдела и в соответствии СНиП 2.09.04 - 97 "Административные здания".

На первом этаже в осях КЛ, 68 четырехэтажного объема щита управления расположен женский гардероб на 15 человек категория производства 2в, наибольшая смена 5 человек.

На втором этаже в осях КЛ, 68 этого же объема щита управления расположен мужской гардероб на 35 человек, категория производства 2в, наибольшая смена 15 человек.

Рядом с бытовыми помещениями предусмотрены санузлы и места для приема пищи.

Кроме того на третьем этаже с отм.7,2 проектом предусмотрена комната отдыха с размерами в плане 3х6м.

8.5 Соответствие принятых строительных решений новейшим достижениям отечественной науки и техники

В планировочных решениях корпуса котельной принят принцип максимальной блокировки основных и вспомогательных производст, что уменьшает длину ограждающих конструкций; уменьшает длину коммуникаций и в конечном счете экономит энергоресурсы.

Теплоизоляция конструкций соответствует требованиям действующих СНиПов.

8.6 Очередность строительства и пусковые комплексы

Заказчик может принять двухэтапное строительство объекта с учетом своего финансового положения.

Если Заказчик считает необходимым ввод по очередям, то предусматривается две очереди:

первая очередь - котельная, вспомогательные объекты и два ГПА;

вторая очередь - два ГПА.

8.7 Перечень нормативных материалов, использованных для разработки раздела

СНБ 2.04.01-97Строительная теплотехника.

СНБ 2.04.02-2000 Строительная климатология.

СНиП 2.01.02-85*Противопожарные нормы.

СНиП 2.01.07-85*Нагрузки и воздействия.

СНиП 2.03.01-84*Бетонные и железобетонные конструкции.

СНиП 2.03.11-85Защита строительных конструкций от коррозии.

СНиП 2.03.13-88Полы.

СНиП 2.09.02-85*Производственные здания.

СНиП 2.09.03-85Сооружения промышленных предприятий.

СНиП II-22-81Каменные и армокаменные конструкции.

СНиП II-23-81*Стальные конструкции.

СНиП II-35-76Котельные установки.

СНиП 3.03.01-87Несущие и ограждающие конструкции.

СНиП III-18-75Металлические конструкции.

9. Кадры и социальное развитие

9.1 Организационно-производственная структура

Организационная структура управлением газо-угольной ТЭЦ принята в соответствии с рекомендуемыми организационными структурами управления и нормативами численности промышленно-производственного персонала тепловых электростанций (Минск, 1996 г.).

Для организации эксплуатации ТЭЦ предусматривается участок тепломеханического оборудования, участок электротехнического оборудования, участок ТАИ, АСУТП, связи и телемеханики, предусмотрены дежурный персонал и небольшая служба производственно-технического обеспечения и управления.

Учитывая, что ТЭЦ находится на территории ПО "БелАЗ”, которое располагает комплексом бдочных угольных котельных, квалифицированными кадрами и является одним из его структурных подразделений рационально привлечь имеющийся ремонтный персонал завода для обслуживания и ремонтов оборудования газо-угольной ТЭЦ, производственно-технической базы и персонала завода.

Предусматривается также централизация в аппарате управления предприятия следующих функций управления ТЭЦ:

бухгалтерский учет, отчетность и финансовая деятельность;

технико-экономическое планирование, организация труда и заработной платы;

капитальный ремонт и капитальное строительство.

Персонал эксплуатационных участков обеспечивает эксплуатацию оборудования ТЭЦ в части оперативного и технического обслуживания, ремонтное обслуживание осуществляет персонал завода.

Оперативное обслуживание осуществляет сменный персонал.

Планируемая численность приведена в таблице 9.1 Режим работы - 3-х сменный. Число часов работы в году - 8500 часов.

Определение численности персонала ТЭЦ произведено с учетом следующих условий:

основное оборудование - четыре ГПА мощностью по 2,7 МВт каждый;

два водогрейных котла КВ-Ф-29-150;

топливо природный газ и каменный уголь;

доставка газа по газопроводу.

При определении штата эксплуатационного персонала газо-угольной ТЭЦ также учитывалось наличие аналогичных служб на БелАЗе, исполнение части функций персоналом завода, новые подходы по эксплуатации и совмещению профессий.

Нормативная численность персонала газо-угольной ТЭЦ определена в количестве 52 человек.

Таблица 9.1.

Штатное расписание после пуска газо-угольной ТЭЦ

№п/п	Наименование	Численность	Примечание
1	2	3	4
	Начальник участка	1
	Мастера	5
	Кочегар	8
	Машинист ГПА	8
	Слесарь-ремонтник	7
	Электромонтер	9
	Электросварщик	2
	Тракторист	2
	Водитель погрузчика	4
	Слесарь сантехник	6
	Уборщик	1
	Итого	52

10. Экологическая оценка проекта

Данный раздел представлен отдельным томом, прилагаемым к данному отчету.

11. Соображения по организации строительства

Настоящим обоснованием инвестиций рассматривается вопрос строительства газо-угольной ТЭЦ в составе 4-х газомоторных двигателей единичной мощностью 2,75 МВт каждый и двух угольных водогрейных котлов со сжиганием угля в кипящем слое, производительность каждого из котлов 29 МВт. Фирмы поставщики будут определены по результатам тендерных торгов. Строительство ТЭЦ призвано снизить энергетическую составляющую продукции ПО "БелАЗ", что необходимо для увеличения конкурентоспособности ее, стабилизации положения предприятия, упрочения позиций в обострившейся ситуации на рынках сбыта.

Для газо-угольной ТЭЦ строятся здание для котельного, машинного залов и отделения топливоподочи, здание щита управления с бытовыми помещениями ТЭЦ и административными помещениями служб ОГЭ, здание для склада извести, градирня (может отсутствовать в случае воздушного охлаждения генераторов), пункт подготовки газа, система теплового аккумулирования, дымовая труба. Поскольку намеченный объем работ предстоит выполнить в условиях действующего предприятия, сметной документацией учтены стесненные условия производства работ путем введения повышающего поправочного коэффициента к нормам затрат труда, заработной плате рабочих и затратам на эксплуатацию машин и механизмов.

В качестве генеральной подрядной организации для проведения работ рекомендуется привлечь ОАО "Белэнергострой".

Вопросы по организации строительства рассматриваются для варианта с ГПА.

11.1 Объемы работ. Потребность в материалах

Объемы строительно-монтажных работ определены на основании данных соответствующих разделов проекта. В таблице 11.1 приведены основные физические объемы строительно-монтажных работ. Расход основных строительных материалов (в таблице 11.2).

Таблица 11.1

Основные физические объемы строительно-монтажных работ

Наименование работ	Ед. изм.	Количество
1	2	3
Устройство монолитных бетонных конструкций	м3	150
Устройство монолитных железобетонных конструкций	м3	450
Монтаж строительных металлоконструкций	т	133
Монтаж металлических оконных блоков	м2	150
Кладка из кирпича	м3	221
Монтаж металлических ворот	м2	72
Кладка из газосиликатных блоков	м3	190
Устройство полов бетонных	м2	360
Устройство полов паркетных и дощатых	м2	600
Устройство полов из линолеума	м2	900
Штукатурные работы	тыс. м2	1,2
Лакокрасочные работы	тыс. м2	0,9
Облицовка плиткой	м2	400
Тепловая изоляция	м3	210
Изоляция минераловатными изделиями	м3	140
Прокладка инженерных коммуникаций из стальных труб	км	0,6
Прокладка инженерных коммуникаций из чугунных труб	км	0,5
Прокладка инженерных коммуникаций из газовых труб	км	0,6
Прокладка кабеля силового 10 кВ	км	5,0
Прокладка проводов до 1 кВ	км	1,0
Прокладка контрольного кабеля	км	4,5
Прокладка кабеля связи	км	2
Монтаж оборудования технологического	т	270
Монтаж оборудования электротехнического	т	80
Монтаж прочего оборудования	т	5,5

Таблица 11.2

Расход основных строительных материалов

Наименование здания и сооружения	Бетон тяжелый для железобетонных конструкций, м3	Бетон легкий (ячеистый), м3	Бетон тяжелый для бетонных конструкций, м3	Стальные конструкции, т	Всего стали, включ. арматуру, т	Примечание
	всего:	в том числе сборных		всего:	в том числе сборных
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Фундаменты ГПА	50	---	---	16	---	6	6
2. Здание котельной	150	---	---	190	190	180	180
3. Электротехнич. помещения	130	---	120	---	---	20	---
4. Объединенный щит управления	---	160	180	---	---	12	---
5. Конструкции опор газоходов	---	---	---	---	---	21	---
ИТОГО:	330	160	300	206	190	239	186

11.2 Сроки осуществления строительства

Продолжительность работ принята на основании нормативов, приведенных в СНиП 1.04.03-85*.

Строительство, монтаж, наладка и ввод в эксплуатацию когенерационной установки осуществляется очередями:

первая очередь охватывает котельную, вспомогательные объекты и два ГПА 10 месяцев;

вторая очередь охватывает оставшиеся два ГПА 2 месяцев.

12. Технико-экономические показатели и расчет эффективности инвестиций

В основу оценок эффективности инвестиционного проекта (ИП) положены следующие основные принципы, применимые к любым типам проектов независимо от их технических, технологических, финансовых, отраслевых или региональных особенностей:

Рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода) - от проведения прединвестиционных исследований до прекращения проекта;

Моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период с учетом возможности использования различных валют;

Сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта);

Принцип положительности и максимума эффекта. Для того чтобы ИП, с точки зрения инвестора, был признан эффективным, необходимо, чтобы эффект реализации порождающего его проекта был положительным;

Учет фактора времени. При оценке эффективности проекта должны учитываться различные аспекты фактора времени, в том числе динамичность (изменение во времени) параметров проекта и его экономического окружения, неравноценность разновременных затрат;

Учет только предстоящих затрат и поступлений. При расчетах показателей эффективности должны учитываться только предстоящие в ходе осуществления проекта затраты и поступления, включая затраты, связанные с привлечением ранее созданных производственных фондов, а также предстоящие потери, непосредственно вызванные осуществлением проекта (например, от прекращения действующего производства в связи с организацией на его месте нового).

Многоэтапность оценки. На различных стадиях разработки и осуществления проекта его эффективность осуществляется заново, с различной глубиной проработки.

В данной работе приведены результаты выполненной оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию проекта газо-угольной ТЭЦ на ПО "БелАЗ" двух вариантов:

с установкой газо-поршневых агрегатов суммарной номинальной мощностью 10-12 МВт;

и с установкой 2-х ГТУ номинальной мощностью по 2,85 МВт (эл.).

С этой целью были разработаны программные комплексы в среде Delphi, а также в среде электронных таблиц Excel. Тестирование указанных программ проводилось на основе имеющихся результатов расчета по проектам для Белорусского цементного завода, стеклозавода "Неман”, РУП "ГПО "Химволокно". При разработке этих комплексов использованы современные экономические методики, алгоритмы и численные методы, предоставляемые вышеуказанными программными средами.

Стоимость строительства принята по данным сводного сметного расчета, выполненного в базисных ценах 1991 года. Перевод стоимости строительства в ценах 1991 года в ткущие цены на 31.10.02 Курс доллара, установленный Национальным Банком РБ на 31. 10. 02., составлял 1884 рублей. выполнен с использованием утвержденных Министерством строительства и архитектуры РБ коэффициентов с учетом структуры капиталовложений (см. Приложение).

Финансирование строительства мини - ТЭЦ предполагается осуществить за счет собственных и заемных средств (см. Приложение). Предлагаются следующие объемы долевого участия финансирования проекта:

за счет инновационного фонда концерна БелЭНЕРГО - 6%;

за счет инновационного фонда Минпрома РБ - 53%;

за счет средств ПО "БелАЗ" - 41%.

В соответствии с действующими методическими рекомендациями /1,2/ для проектов, реализация которых не оказывает влияния на действующее производство, применяется метод прогнозирования денежных потоков без оценки действующего производства. Объектом анализа являются лишь те изменения, которые вызваны принятием или отклонением проекта (концепция прироста).

При проведении оценки эффективности инвестиций, связанных с реализацией проекта установки теплодвигательных установок, принимается во внимание, что мероприятия по совершенствованию технологического процесса повлияют на величину налоговых выплат в бюджет:

снижение затрат на покупку электроэнергии в энергосистеме приведет к увеличению налогооблагаемой базы при расчете налога на прибыль;

увеличение стоимости основных производственных фондов повлечет за собой рост налога на недвижимость и величины расходов на обязательное страхование имущества, которые рассчитываются от остаточной стоимости фондов.

При проведении оценки эффективности инвестиционного проекта предполагается, что его осуществление не приведет к росту реализации основной продукции по заводу в целом и величина налогов, рассчитываемых от объема реализации, не изменится. Возможные изменения объемов реализации основной продукции предприятия, вызванные снижением ее себестоимости и повышением конкурентоспособности, не принимались во внимание ввиду сложности их прогнозирования и оценки дополнительной прибыли, которая также должна быть отнесена на эффективность проекта.

Экологический налог определялся исходя из тарифов на выбросы в зависимости от класса опасности загрязняющих веществ (См. Приложение) и самих выбросов, величина которых определялась в разделе "Охрана окружающей среды".

Основные исходные данные, использованные при проведении расчетов, приведены в табл.12.1 и 12.2.

Таблица 12.1

Необходимые данные для расчета технико-экономических показателей Все стоимостные показатели приведены с учетом НДС

Показатель	Единицы измерения	Существующее положение	Вар. с ГТУ-2,85	Вар. с ГПА "Jenbacher”
1	2	3	4	5
Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	41,3	49,9	54,5
Установленная электрическая мощность	МВт	0	5,7	10,9
Годовая выработка теплоэнергии (ТЭ)	тыс. Гкал	77,5	224,3	224,3
Потребление ТЭ на с/н котельной	тыс. Гкал	1,9	5,5	5,5
Годовой отпуск ТЭ	тыс. Гкал	75,6	219	219
Годовое потребление электроэнергии (ЭЭ) предприятием	млн. кВтч	61,4	61,4	61,4
Годовая выработка ЭЭ	млн. кВтч	0	48,5	92,8
Потребление ЭЭ на с/н от выработки	млн. кВтч	0	2,4	2,3
Годовой отпуск ЭЭ	млн. кВтч	0	46	90,5
Расход условного топлива на теплофикационную ТЭ	т/год	0	12393,5	12957,9
Расход условного топлива на выработанную ТЭЦ ЭЭ	т/год	0	7700,0	13846,7
Удельный расход условного топлива
на отпуск когенерационной ТЭ	кг/Гкал	0	166	166
- в зимний период	кг/Гкал	0	170	170
- в летний период	кг/Гкал	0	160	160
на отпуск ТЭ от котлов	кг/Гкал	213	168	168
на выработку ЭЭ	г/кВтч	0	167,3	153
Годовой расход условного топлива, в т. ч.:	тыс. т	16,1	44	50
на котлы	тыс. т	16,1	24,2	23,6
на ТДУ	тыс. т	0	20,1	26,8
Число часов работы в году ТДУ	час/год	0	8500	8500
Срок службы ТДУ	лет	0	15	30
Норма амортизации		0	7,1%	3,5%
Тариф на электроэнергию	руб/кВтч	67,14*
Стоимость условного топлива (газ)	руб/т	76419,5*
Стоимость условного топлива (уголь)	руб/т	92343,4*
Тариф на тепловую энергию	руб/Гкал	22827*
Курс доллара	руб.	1865*
Норма дисконтирования	%	10%
Теплотворная способность газа	ккал/м3	8200
Теплотворная способность угля	ккал/т	4950
Теплотворная способность условного топлива	ккал/кг	7000
* - данные указаны на 1.10.2002 (см. Приложение)

Таблица 12.2

Данные по основному оборудованию (ГПА, ГТУ, КА) для расчета технико-экономических показателей

Показатель	Единица измерения	Значение
1	2	3
ГПА фирмы "Jenbacher”
Цена	млн. руб	2126,1
Текущий ремонт ГПА	млн. руб	136,15
Капитальный ремонт (каждые 60 тыс. часов)	млн. руб	212,6
Затраты на масло ГПА в год	млн. руб	102,2
ГТУ-2,85
Цена	млн. руб	2424,5
Текущий ремонт ГТУ	млн. руб	67,14
Капитальный ремонт (каждые 25 тыс. часов)	млн. руб	848,58
Затраты на масло ГТУ в год	млн. руб	32
Дожимной компрессор	млн. руб	746
Котлоагрегат КВ-Ф-29-150
Цена	млн. руб	753,6
Текущий ремонт котлоагрегат	млн. руб	18,84
Капитальный ремонт (каждые 25 тыс. часов)	млн. руб	282,6

Оценка эффективности инвестиций проведена в соответствии с требованиями /3, 4/ на основе действующих методических рекомендаций с использованием разработанного программного обеспечения.

Поскольку инвестиции представляют собой долгосрочное вложение экономических ресурсов с целью создания и получения чистых выгод в будущем для оценки инвестиций, необходимо все требуемые вложения и отдачу по проектам оценить с учетом временной ценности денег. Т.е. с учетом того обстоятельства, что сумма денег, находящаяся в распоряжении в настоящее время, обладает большей ценностью, чем такая же сумма в будущем. Поэтому при оценке эффективности вариантов целесообразно использовать концепцию дисконтирования потока реальных денег.

Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании, является норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

При проведении расчетов, норма дисконта принималась на уровне 10% что соответствует рекомендациям большинства работавших в РБ международных финансовых организаций.

В качестве основных показателей, используемых для расчетов эффективности ИП, рекомендуются:

чистый доход;

чистый дисконтированный доход;

внутренняя норма доходности;

индексы доходности затрат и инвестиций;

срок окупаемости.

Чистым доходом (другие названия - ЧД, Net Value, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

,

где - значение денежного потока, $;

суммирование распространяется на все шаги расчетного периода.

Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход (другие названия - ЧДД, интегральный эффект, Net Present Value, NPV) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. NPV рассчитывается по формуле:

,

где - коэффициент дисконтирования, который в свою очередь определяется из следующей формулы:

где - момент окончания т-го шага, год.

NV и NPV характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта соответственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени.

Разность NV - NPV нередко называют дисконтом проекта.

Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы NPV проекта был положительным; при сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением NPV (при выполнении условия его положительности).