Проект мини-ТЭЦ в г. Речица с использованием в качестве топлива лигнина

3. автоматическое поддержание давления пара за турбиной (противодавления);

4. удержание турбины на холостом ходу при отключении генератора от сети.

Автоматическое регулирование частоты вращения ротора осуществляется трансформатором давления и обеспечивает:

1. изменение частоты вращения ротора турбины на холостом ходу во время синхронизации генератора;

2. автоматическое поддержание частоты вращения ротора при изменении нагрузки в случае работы на индивидуальную электрическую сеть;

3. автоматическое поддержание заданной нагрузки в регулировочном диапазоне при параллельной работе.

Степень неравномерности автоматического регулирования частоты вращения ротора турбины - 4-5% номинальной.

Степень нечувствительности системы автоматического регулирования частоты вращения не более 0,3% номинальной частоты вращения ротора.

Диапазон синхронизации - 10% номинальной частоты вращения.

Степень неравномерности регулирования давления пара: в производственном отборе - 10% поминальной величины; за турбиной (противодавление) - 20% номинальной величины. Управление синхронизирующим устройством системы автоматического регулирования частоты вращения ротора производится от электродвигателя со щита управления, либо от руки маховиком.

Управление регуляторами давления пара в отборе и противодавлении осуществляется от электродвигателей со щита управления, либо от руки посредством соответствующего маховика.

На турбине предусмотрены следующие устройства защиты:

Два стопорных клапана, автоматически прекращающие подачу свежего пара в турбину при падении давления масла в быстрозапорных устройствах до величины менее 0,3МПа (3 кгс/см2) изб. Одновременно закрывается быстрозапорный клапан-захлопка на производственном отборе пара и под воздействием реле закрытия клапанов происходит закрытие регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы;

регулятор безопасности, обеспечивающий через автоматический затвор закрытие стопорных клапанов при повышении частоты вращения ротора турбины до 56,0 1/с (3360 об/мин).

Автоматический затвор также срабатывает при нажатии на кнопку ручного выключателя автоматического затвора.

Турбина оборудована устройством, позволяющим производить опробование регулятора безопасности на работающей турбине без повышения частоты вращения ротора и срабатывания стопорных клапанов;

гидравлическое реле давления в смазочной системе, обеспечивающее автоматическое закрытие стопорных клапанов при падении давления в смазочной системе до 25кПа (0,2 кгс/см2) изб;

дистанционный выключатель с электромагнитным приводом, обеспечивающий автоматическое закрытие стопорных клапанов при поступлении электрического сигнала в случаях:

- осевого сдвига ротора от рабочего положения на +0,8 мм или минус 0,8 мм; уменьшения давления на всасе главного масляного насоса-регулятора до 25 кПа (0,25 кгс/см2) изб;

- уменьшения давления в смазочной системе до 25 кПа (0,25кгс/см2) изб;

- увеличения давления масла в системе регулирования до 1,18 МПа (11.8кгс/см2 ) изб;

- увеличения частоты вращения ротора до 55 1/с (3300 об/мин);

- увеличения вибрации переднего или заднего подшипников турбины до 11,2 мм/с (соответствует двойной амплитуде виброперемещений 100 мкм);

- уменьшения температуры свежего пара до 410 °С;

- нажатия кнопки под табличкой "Останов турбины" на щите контроля и управления турбины.

5) реле закрытия регулирующих клапанов, обеспечивающее практически одновременно закрытием стопорных клапанов закрытие регулирующих клапанов и попоротой диафрагмы.

6) датчик-реле давления пускового масляного электронасоса (ПМН), автоматически включающий ПМН при останове турбины и отключающий ПМН при пуске турбины после, соответственно, уменьшения и увеличения давления на нагнетании ГМН до заданных величин;

датчик-реле давления аварийного масляного электронасоса, обеспечивающий автоматическое включение стояночного или аварийного (если по какой-либо причине не включился стояночный) насоса при уменьшении давления в смазочной системе до 25 кПа (0.25 кгс/см:) изб:

быстрозапорный клапан-захлопка на паропроводе производственного отбора, предотвращающий обратный поток пара в турбину из коллектора тепловой сети;

паровое импульсно-предохранительное устройство (импульсный и предохранительный пружинные клапаны), обеспечивающее автоматический сброс пара в атмосферу при увеличении абсолютного давления пара в производственном отборе до 1,57 МПа (16,5 кгс/см2);

10) паровые предохранительные клапаны (два клапана рычажно-грузового типа), обеспечивающие автоматический сброс пара в атмосферу при повышении абсолютного давления пара за турбиной до 0,32 МПа (3,2 кгс/см2).

8. Охрана труда и экология

8.1 Охрана труда

8.1.1 Охрана труда при эксплуатации котлоагрегатов

Проектирование, строительство, реконструкция и эксплуатация котельных установок осуществляется согласно Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) и водогрейных котлов с температурой нагрева воды не выше 388 К (115С).

Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы, а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла.

Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов при растопке и нормальном режиме работы. Устройство вводов питательной воды и присоединение труб рециркуляции, а также распределение питательной воды в котле не должны вызывать местного охлаждения стенок элементов котла. Конструкция обогреваемых элементов котла должна обеспечивать надежное их охлаждение теплоносителем и не допускать перегрева.

Участки элементов котлов и трубопроводов с повышенной температурой, доступные для обслуживающего персонала, должны быть покрыты тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 45°С при температуре окружающей среды не более 25°С.

Устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасного скопления газов, обеспечивать необходимые условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания, а также возможность свободного теплового перемещения газоходов. В газоходах за каждым котлом должна быть установлена дымовая заслонка (шибер). В верхней части заслонки котла, работающего на газе и жидком топливе, выполняют отверстие диаметром не менее 50 мм. Приводы шиберов должны выводиться в удобное и безопасное для обслуживания место.

В обмуровке топок котлов и газоходов должны быть лазы: прямоугольные размером не менее 400450 мм или круглые диаметром не менее 450 мм. В качестве лазов могут использоваться топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств при условии, что их размеры будут не менее указанных в данном пункте. Для осмотра топки и наружных поверхностей котлов и газоходов в обмуровке должны быть предусмотрены лючки, закрываемые дверцами. Число лючков, их расположение и размеры устанавливает организация, осуществляющая проектирование котла. Дверцы лазов, топочные дверцы должны иметь прочные запоры, исключающие возможность самопроизвольного открывания и обеспечивающие достаточную газоплотность. На котлах с избыточным давлением газа в топке, газоходах лючки должны быть оснащены устройствами, исключающими выбивание газов наружу при их открывании.

Каждый котел с камерным сжиганием топлива (пылевидного, газообразного, жидкого), с шахтной топкой для сжигания торфа, опилок, стружек и других мелких производственных отходов, а также жаротрубный для защиты их от повреждений при взрывах топочных газов должны быть снабжены взрывными предохранительными устройствами, которые должны быть размещены и устроены так, чтобы при их срабатывании исключалось травмирование людей.

Каждый котел должен иметь трубопроводы:

- подвода питательной или сетевой воды;

- продувки котла и спуска воды при его остановке;

- удаление 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 и моющих реагентов при химической очистке котла;

- отвода воды или пара при растопке и остановке;

- разогрева барабанов при растопке.

Горелочные устройства должны обеспечивать безопасную и экономичную эксплуатацию котлов. Горелочные устройства должны обеспечивать надежное воспламенение и устойчивое горение топлива без отрыва и проскока пламени за пределы топки в заданном диапазоне режимов работы, не допускать выпадения капель жидкого топлива на под и стенки топки.

Подвод топлива к горелкам, требования к запорной регулирующей и отсечной (предохранительной) арматуре, перечень необходимых защит и блокировок, а также требования к приготовлению и подаче топлива регламентируются для каждого вида топлива.

Контроль качества сварки и сварных соединений включает:

1) проверку аттестации персонала;

2) проверку сборочно-сварочного, термического и контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;

3) контроль качества основных материалов;

4) контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;

5) операционный контроль технологии сварки;

6) неразрушающий контроль качества сварных соединений;

7) разрушающий контроль;

8) контроль исправления дефектов.

Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений являются:

-визуальный и измерительный;

-радиографический;

-ультразвуковой;

-радиоскопический;

-гидравлические испытания.

Контроль оборудования и материалов неразрушающими методами должен проводиться предприятиями и организациями, имеющими решение органа технадзора на выполнение этих работ.

Результаты по каждому виду контроля и место контроля должны фиксироваться в отчетной документации.

Визуальному и визуально-оптическому контролю подлежат каждое изделие и все его сварные соединения по всей длине с целью выявления наружных дефектов.

Радиографический и ультразвуковой методы контроля должны применяться для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и т. д.).

Радиографический контроль качества сварных соединений должен производиться в соответствии с ГОСТ 7512 и НД. Ультразвуковой контроль качества сварных соединений должен производиться в соответствии с ГОСТ 14782 и НД.

Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также для трубопроводов в пределах котла принимаются:

- при рабочем давлении не более 0,5 Мпа: РП=1,5Р, но не ниже 0,2Мпа;

- при рабочем давлении более 0,5 Мпа: РП=1,25Р, но не менее (Р+0,3).

При гидравлических испытаниях барабанных котлов, а также пароперегревателей за рабочее давление принимается давление в барабане котла, а для котлов с принудительной циркуляцией (безбарабанных и прямоточных) - давление питательной воды на входе в котел.

Максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами на прочность по НД, согласованной с органом технадзора.

Для управления работой котлов и обеспечения безопасных режимов эксплуатации они должны быть оснащены:

1) устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);

2) указателями уровня воды;

3) манометрами;

4) приборами для измерения температуры среды;

5) запорной и регулирующей арматурой;

6) приборами безопасности;

7) питательными устройствами.

В проекте котла должно быть предусмотрено такое количество арматуры, средств измерения, автоматики и защит, которое необходимо для обеспечения регулировки режимов, контроля параметров, отключения котла, надёжной эксплуатации, безопасного обслуживания, ремонта.

Каждый элемент котла, внутренний объем которого ограничен запорной арматурой, должен быть защищен предохранительными устройствами, автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу или утилизационную систему.

В качестве предохранительных устройств допускается применять:

1) рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия, исключая их использование в транспортабельных котельных;

2) пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

3) выкидные предохранительные устройства (гидрозатворы).

Использование других защитных устройств допускается после согласования с органом технадзора Беларуси.

На паровых котлах давлением выше 4 МПа (40 кгс/см2) (за исключением передвижных котлов и котлов паропроизводительностью менее 35 т/ч) должны устанавливаться только импульсные предохранительные клапаны; на передвижных котлах и котлах паропроизводительностью менее 35 т/ч должны устанавливаться пружинные предохранительные клапаны.

На каждом паровом котле, за исключением прямоточных, должно быть установлено не менее двух указателей уровня воды прямого действия. Допускается дополнительно в качестве дублирующих устанавливать указатели уровня воды непрямого действия. Количество и места установки указателей уровня воды в котлах, в том числе со ступенчатым испарением в барабанах или с выносным сепаратором, определяется организацией, проектирующей котёл.

Каждый указатель уровня воды должен иметь самостоятельное подключение к барабану котла.

На паровых котлах паропроизводительностью более 10 т/ч обязательна установка регистрирующего манометра.

Манометр должен быть установлен на барабане котла, а при наличии у котла пароперегревателя - и за пароперегревателем, до главной задвижки.

На прямоточных котлах манометр должен быть установлен за пароперегревателем, перед запорным клапаном.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были видны обслуживающему персоналу, при этом манометр должен находиться в вертикальной плоскости или с наклоном вперед до 30°. Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометром, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 5 м - не менее 160 мм, на высоте более 5 м - не менее 250 мм. При установке манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

На каждом котле должны быть предусмотрены приборы безопасности, обеспечивающие своевременное и надёжное автоматическое отключение котла или его элементов при недопустимых отклонениях от заданных режимов эксплуатации.

Паровые котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня ниже допустимого.

В котлах со слоевым сжиганием топлива автоматические устройства должны отключать в указанных выше случаях тягодутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки.

Для котлов паропроизводительностью 2,5 т/ч и выше, работающих на твердом топливе, подача топлива в котельную и в топку котла должна быть механизирована.

Стационарные котлы должны устанавливаться в зданиях и помещениях, отвечающих требованиям «Котельные установки», «Электростанции тепловые» и «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается.

Внутри производственных помещений допускается установка:

1) прямоточных котлов паропроизводительностью не более 4 т/ч каждый;

2) котлов удовлетворяющих условию (t-100) V?100 (для каждого котла), где t- температура насыщенного пара при рабочем давлении, 0С; V- водяной объём котла, м3;

3) водогрейных котлов теплопроизводительностью каждый не более 10,5 ГДж/ч (2,5 Гкал/ч), не имеющих барабанов;

4) котлов-утилизаторов - без ограничений.

Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом, а в ночное время - электрическим освещением.

Места, которые по техническим причинам нельзя обеспечить естественным светом, должны иметь электрическое освещение. Освещённость должна соответствовать требованиям «Естественное и искусственное освещение».

Помимо рабочего освещения, в котельных должно быть аварийное электрическое освещение.

Подлежат обязательному оборудованию аварийным освещением следующие места:

1) фронт котлов, а также проходы между котлами, сзади котлов и над котлами;

2) щиты и пульты управления;

3) водоуказательные и измерительные приборы;

4) зольные помещения;

5) вентиляторные площадки;

6) дымососные площадки;

7) помещения для баков и деаэраторов;

8) оборудование водоподготовки;

9) площадки и лестницы котлов;

10) насосные помещения.

Рабочее и аварийное освещение, электрическое оборудование и его заземление должны соответствовать требованиям «Правил устройства электроустановок».

Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м, при этом для котлов, работающих на газообразном или жидком топливе, расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения должно быть не менее 1 м, а для котлов, оборудованных механизированными топками, расстояние от выступающих частей топок должно быть не менее 2 м.

Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей и экономайзеров должны быть установлены постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм. Переходные площадки и лестницы должны иметь перила с обеих сторон. Площадки длиной более 5 м должны иметь не менее двух лестниц, расположенных в противоположных концах.

Площадки и ступени лестниц могут быть выполнены:

- из просечно-вытяжного листа;

- из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью, полученной наплавкой или другим способом:

- из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета ячеек не более 12 см2.

Применение гладких площадок и ступеней лестниц, а также выполнение их из прутковой (круглой) стали запрещается.

Площадки и ступени лестниц в котельной полуоткрытого и открытого типов должны быть выполнены ил просечно-вытяжного листа, сотовой или полосовой стали.

Лестницы должны иметь ширину не менее 600 мм, высоту между ступенями не более 200 мм. Ширину ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты должны иметь промежуточные площадки. Расстояние между площадками должно быть не более 4 м.

Лестницы высотой более 1,5 м должны иметь угол наклона к горизонтали не более 50°.

Ширина свободного прохода площадок должна быть не менее 600 мм, а для обслуживания арматуры, котельно-измерительных приборов и другого оборудования -- не менее 800 мм.

Свободная высота над полом площадок и ступенями лестниц в котельной должна быть не менее 2м.

К обслуживанию котлов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов.

Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего котлы, должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев.

Внеочередная проверка знаний проводится:

1) при переходе на другое предприятие;

2) в случае перевода на обслуживание котлов другого типа;

3) при переводе котла на сжигание другого вида топлива;

4) по решению администрации или по требованию инспектора технадзора.

Комиссия по периодической и внеочередной проверки знаний назначается приказом по предприятию, участие в её работе инспектора технадзора определяется этим органом.

Результаты проверки знаний обслуживающего персонала оформляются протоколом за подписью председателя и членов комиссии с отметкой в удостоверении.

Котёл должен быть немедленно остановлен и отключён действием защит или персоналом в следующих случаях:

при обнаружении неисправности предохранительного клапана;

если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10% и продолжает расти;

при снижении уровня воды ниже нижнего допустимого уровня;

при повышении уровня воды выше верхнего допустимого уровня;

при прекращении действия всех питательных насосов;

при прекращении действия всех водоуказательных приборах;

если в основных элементах котла обнаружены трещины, выпучены, пропуски в сварных швах, обрыв анкерного болта;

недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек;

при погасании факела в топке при камерном сжигании топлива.

неисправности автоматики безопасности или аварийной сигнализации, включая исчезновение напряжения на этих устройствах;

возникновения в котельной пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или котлу.

Порядок аварийной остановки должен быть указан в производственной инструкции, причины аварийной остановки должны быть указаны в производственном журнале.

Котлы до пуска в работу должны быть зарегистрированы в органе технадзора. Автономные экономайзеры и пароперегреватели регистрируются как отдельные котлы.

Каждый котел должен подвергаться техническому освидетельствованию экспертом органа технадзора до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях - внеочередному освидетельствованию.

Технические освидетельствования котлов, нерегистрируемых в органах технадзора, проводятся лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.

Освидетельствование пароперегревателей и экономайзеров, составляющих с котлом один агрегат, производится одновременно с котлом.

Котлы и турбоагрегаты электростанций могут устанавливаться в общем помещении или в смежных помещениях без сооружения разделительных стен между котельной и машинным залом.

8.1.2 Охрана труда при эксплуатации турбоагрегатов

Безопасная эксплуатация турбины заключается в обеспечении оптимальных условий работы, как для персонала, так и для оборудования. Температура поверхности изоляции турбоагрегата при температуре теплоносителя 1300°С должна быть не более 45°С. Изоляция рассчитана на поверхностную температуру 40°С при нормативной температуре воздуха в рабочей зоне. Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и против их фланцевых соединений изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.

Турбина по техническим условиям размещается в контейнере, оснащенном системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины, а также обеспечивает вентиляцию, контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в дренажный канал. Маслопроводы, расположенные вне короба, отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы и другие места соединений (тройники, стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы, сварные швы и участок трубы длиной 100--120 мм от шва.

Подвальные помещения паровых турбин делаем просторными и хорошо освещенными. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы, насосы, трубы и пр.) расположены так, чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать. Стопорные клапаны турбин плотно запираются и установлены непосредственно на патрубке турбины. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько, чтобы исключалась термическая деформация металла. Отработавшие газы удаляются в атмосферу через достаточно высокую дымовую трубу. Для уменьшения шума, создаваемого выхлопными газами, объем глушителя, если последний не имеет специальной конструкции, не превышает 5-ти кратный объем рабочего хода цилиндра.

Эксплуатация турбоустановки должна производиться в полном соответствии с инструкциями по эксплуатации турбоустановки, вспомогательного оборудования и систем, Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами Проматомнадзора, Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий, Правилами техники безопасности при эксплуатации теплосилового оборудования электростанций, ведомственными директивными материалами.

Запрещается эксплуатировать неисправное оборудование, а также оборудование с неисправными или отключенными устройствами аварийного отключения, блокировок, защит и сигнализации.

Работа турбины не допускается:

1) при отклонении каких-либо параметров за установленные пределы;

2) по временной или незаконченной схеме установки;

3) при нарушении тепловой изоляции корпуса турбины или паропроводов в пределах фундамента;

4) при неисправности хотя бы одной из защит, прекращающих подачу пара в турбину;

5) при абсолютном давлении в камере регулирующей ступени превышающем 2,55 МПа (26,0 кгс/см2);

6) при повышении виброскорости подшипников турбины более 7,1 мм/с, а также если при установившемся режиме происходит внезапное изменение вибрации одного из подшипников агрегата на 1 мм/с от любого начального значения виброскорости при установившемся режиме эксплуатации.

Подъёмные приспособления, поставляемые с турбиной, должны отвечать требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов.

Эксплуатация турбины должна осуществляться обученным персоналом, допущенным к эксплуатации паровых турбин и вспомогательного оборудования в установленном порядке.

Все горячие части турбины, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции не должна превышать 45 ОС.

При приемке смены персонал, обслуживающий турбоустановку, должен следить за достаточным освещением рабочего места и исправностью аварийного освещения и за плотностью масляной системы во избежание пожара, не допускать подтёков масла и попадания его на горячие поверхности.

В целях пожарной безопасности маслопроводы вблизи горячих поверхностей заключаются в короба. Фланцевые соединения, тройники, штуцерные подключения напорных маслопроводов вне коробов заключаются в специальные кожухи. Из коробов и кожухов масло отводится в бак грязного масла.

При производстве огневых работ на трубопроводах маслосистемы последние должны быть освобождены от масла, очищены и пропарены.

Вблизи генератора с водородным охлаждением должны быть вывешены плакаты «Не курить», «Взрывоопасно», «Работа с огнем запрещена».

Все огневые работы в радиусе 10 метров от маслобака и маслопроводов, заполненных маслом, должны производиться по плану производства огневых работ с указанием последовательности операции и объёма работ.

Огневые работы на расстоянии менее 10 метров от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т.д.).

Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, запрещаются.

Запрещается наступать на оборванные, свешивающиеся или лежащие на земле и полу провода, а также на обрывки проволоки, веревки, тросы, соприкасающиеся с этими проводами или прикасаться к ним.

Корпусы электродвигателей должны быть заземлены.

Не допускать касания электрических кабелей горячих поверхностей оборудования, трубопроводов и арматуры.

При возникновении пожара на оборудовании, находящимся под напряжением, необходимо предварительно снять напряжение, а затем приступить к тушению пожара в соответствии с противопожарной инструкцией.

Если по какой-либо причине произошел несчастный случай, немедленно примите меры к уменьшению последствий несчастного случая вплоть до аварийного отключения оборудования, снятия напряжения, закрытия подачи пара, воды и т.д.

Оказывая пострадавшему первую помощь, одновременно сообщите в медпункт и начальнику смены цеха, при этом не прекращать наблюдений за работающим оборудованием.

8.1.3 Мероприятия по охране труда и технике безопасности на участке добычи и подготовки лигнина

Добыча и подготовка лигнина является пожароопасным производством и требует повышенного внимания и строгого соблюдения правил пожарной безопасности. В связи с этим на мини ТЭЦ предусматривается производственно-противопожарный водопровод с подачей воды от береговой насосной станции с 3 насосами 300Д90 Q=1260 м3/ч; противопожарный водопровод с 2 насосами производственных нужд и внутреннего пожаротушения К65-50-160 Q=20 м3/ч и 2 насосами пожарных нужд 1Д315-71а Q=300 м3/ч.

Значения пожароопасных и санитарно-гигиенических характеристик лигнина приведены в таблице 8.1.3.1

Таблица 8.1.3.1 Значения пожароопасных и санитарно-гигиенических характеристик лигнина

Показатели	Значения показателей
Температура воспламенения, °С	195
Температура самовоспламенения, °С	425
Температура тления, °С	185
Минимальная влажность при которой взрыв невозможен, %	30
Класс опасности по ГОСТ 12.1.005	3
Способность пыли лигнина вызывать аллергические заболевания	Способна вызывать

Кабины машин, предназначенные для работ по добыче и перевозке лигнина оборудуются герметическими уплотнениями и вентиляцией с пылезащитным фильтром.

Рабочие участка по подготовке лигнина обеспечиваются специальной одеждой, пылезащитными очками и респираторами.

Во избежание падения машин на расстоянии 2 м от края площадки по сушке лигнина, расположенной на верху отвала, на расстоянии 10 м друг от друга устанавливаются вешки окрашенные в желтый цвет с черными полосами.

Машины, предназначенные для работ по добыче и перевозке лигнина, оборудуются исправными искрогасителями и первичными средствами пожаротушения.

Уборочные машины оборудуются сигнализирующими устройствами и зеркалом заднего вида для наблюдения за состоянием рабочих органов.

Уборка лигнинной пыли в пункте по сортировке и дроблению лигнина производится ежесменно после предварительного ее увлажнения мелким разбрызгиванием из распылителей или других подобных устройств.

Во избежание пыления все технологическое оборудование накрывается металлическими кожухам, а штабеля подготовленного лигнина уплотняются и при необходимости укрываются полиэтиленовой пленкой. Загрузка готовой продукции в автотранспорт производится через телескопический рукав.

Рабочие места обслуживающего персонала оборудуются необходимым комплектом исправного инструмента, инвентаря, инструкциями.

Рабочие места по сортировке оборудуются двухсторонней громкоговорящей связью и звуковой сигнализацией.

На рабочих местах вывешиваются таблички с условной сигнализацией:

- один сигнал - пуск механизма в работу через 30 с;

- два сигнала - остановка механизма;

- три сигнала - сбор обслуживающего персонала смены в установленном месте;

- более трех сигналов - тревога, пожар, авария.

Для очистки бункеров от пыли и наростов применяются инструменты, не дающие искрения.

При ремонтных работах применяются переносные светильники напряжением не выше 36 В, снабженные предохранительной сеткой и крючком для подвески.

Все оборудование заземляется.

Внутренние поверхности крышек шкафов с открытыми токоведущими элементами электрооборудования окрашиваются в красный сигнальный цвет.

Все соединительные муфты приводов, цепные и клиноременные передачи оборудуются жестко закрепленными ограждениями, окрашенными в желтый сигнальный цвет.

Для проектируемой ТЭЦ важное значение имеет не только охрана труда и техника безопасности, но и экологические вопросы, к решению которых необходимо проявить серьезный подход, так как тепловая электростанция использует для сжигания твердое топливо - лигнин, отходы гидролизного завода.

8.2 Экология

Загрязнение воздушной среды котельными установками и ТЭС, использующими в качестве топлива - торф, древесные опилки и лигнин, связано с выбросами в дымовую трубу токсичных газов (диоксида и оксида серы, окислов азота, окиси углерода) и мелкодисперсной золы.

Так как для проектируемой мини ТЭЦ основным видом топлива является лигнин, то при его сжигании выделяются вредные вещества, загрязняющие окружающую среду.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу и их предельно допустимая концентрация в атмосфере населенных пунктов приведен в таблице 8.2.1.

Таблица 8.2.1 Предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосфере населенных пунктов

Наименование вещества	Предельно-допустимая концентрация, мг/м3
	максимально-разовая	среднесуточная
Пыль и в том числе зола	0,5	0,15
Сернистый ангидрид (SO2)	0,5	0,05
Серный ангидрид (SO3)	0,3	0,03
Оксид углерода	3,0	1,0
Диоксид азота	0,085	0,085

Для отвода уходящих газов из котлоагрегатов в атмосферу служат дымовые трубы. Необходимая высота дымовой трубы определяется для электростанции в зависимости от расхода топлива, содержания золы и токсичных газов.

Для проектируемой ТЭЦ с 3 котлоагрегатами БКЗ-75-39-440 ФБ при сжигании лигнина выбросы вредных веществ определены согласно методике.

Определение минимальной высоты трубы производим в такой последовательности:

1. Определяем выброс золы (г/с)

(8.1)

где ВР=69.34 т/ч - расчетный часовой расход топлива всеми котлами, работающими на дымовую трубу;

?ЗЛ - КПД золоуловителя, %. ?ЗЛ=99% ([9], стр. 61);

q4 - потеря теплоты от механической неполноты горения,

q4=3% ([6], табл. 7-1, стр. 74);

АР - зольность топлива, АР=8,52 %.

2. Определяем выброс SO2 (г/с)

 г/с (8.2)

где SP - содержание серы в рабочей массе топлива, SP =0,31%;

?SO2 и ?S - молекулярная масса SO2 и S, их отношение равно 2.

3. Определяем выброс оксидов азота, рассчитываемый по NO2 (г/с)

г/с (8.3)

где ?1 - безразмерный поправочный коэфф., учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, ?1=1,4, ([11], табл. 12.3, стр. 236);

?3 - коэфф., учитывающий конструкцию горелок, ?3=1, ([11], стр. 236);

r - степень рециркуляции продуктов сгорания, при отсутствии рециркуляции r=0;

?2 - коэфф., характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от условия подачи их в топку, ?2=0;

к - коэфф., характеризующий выход оксидов азота на 1 т сожженного топлива, к=3,05кг/т, ([11], стр. 237).

4. Определяем диаметр устья дымовой трубы (м)

м (8.4)

где VТР=94,78 м3/с - объемный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении;

?ВЫХ=25 м/с - скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (из аэродинамического расчета котлоагрегата).

Принимаем по рекомендации [11] диаметр устья дымовой трубы 3,6 м.

5. Определяем предварительную минимальную высоту дымовой трубы (м)

м, (8.5)

где А - коэфф., зависящий от метеорологических условий местности,

А=120, ([11], стр. 237);

ПДКSO2, ПДКNO2 - предельно допустимые концентрации SO2 и NO2,

([11], табл. 12.1, стр. 234);

Z - число дымовых труб одинаковой высоты, устанавливаемых на ТЭЦ, z=1;

?t - разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень, °С: ?t=180-22,5=157,5 °С.

6. Определяем коэфф. f и ?М:

(8.6)

(8.7)

6. Определяем коэфф. m в зависимости от параметра f:

(8.8)

8. Определяем безразмерный коэфф. n в зависимости от параметра ?М:

При ?М>2 n=1.

9. Определяем предварительную минимальную высоту дымовой трубы (м) во втором приближении

м (8.9)

Так как разница между H1 и H больше 5%, то второй уточняющий расчет:

f'=1,378 и ?М'=9,81;

m1=0,858 и n1=1;

10. Второй уточняющий расчет (м)

м (8.10)

11. Определяем выброс СО (г/с)

(8.11)

12. Определяем выброс SO3 (г/с)

г/с (8.12)

13. При высоте дымовой трубы H2 определяем максимальную приземную концентрацию каждого из вредных веществ (золы, SO2, NO2, SO3, СО) по формулам

 мг/м3 (8.13)

мг/м3 (8.14)

мг/м3 (8.15)

мг/м3 (8.16)

мг/м3 (8.17)

где F - безразмерный коэфф., учитывающий скорость оседания золы в атмосферном воздухе, принимается равным 2, ([11], стр. 239).

12. Проверяется условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1, т.е.

(8.18)

Так как указанное условие не соблюдается, то увеличим высоту дымовой трубы, при которой безразмерная суммарная концентрация не превысит 1, т.е. примем 120 м.

13. Производим пересчет максимальных приземных концентраций каждого из вредных веществ

мг/м3

мг/м3

 мг/м3

мг/м3

мг/м3

Следовательно, принимаем к установке дымовую трубу из железобетона высотой 120 м и с диаметром выходного отверстия 3,6 м.

При сжигании твердого топлива и удалении шлака в твердом состоянии только незначительная часть золы топлива остается в шлаке, а большая часть ее (~90 %) уносится дымовыми газами из котельного агрегата. Содержащаяся в дымовых газах летучая зола сильно загрязняет атмосферный воздух и оказывает вредное воздействие на человеческий организм и растения, а также резко увеличивает износ газоходов и дымососов.

Поэтому проектируемая ТЭЦ, сжигающая твердое топливо - лигнин, оборудуется золоулавливающими устройствами - электрофильтрами (см. раздел «Расчет и подбор вспомогательного оборудования для котлоагрегатов и турбоустановки»), для эффективной очистки дымовых газов в соответствии с требованиями санитарных норм.

Проблема очистки дымовых газов от диоксида серы в данном дипломном проекте не рассматривалась, но как рекомендация - необходима установка абсорбера до электрофильтра с использованием известково-известнякового метода очистки дымовых газов.

Сущность способа заключается в том, что в поток дымовых газов, выходящих из котла, при температуре примерно 180 °С впрыскивается суспензия гидроокиси кальция. При этом происходит нейтрализация двуокиси серы известью, а вода испаряется за счет тепла дымовых газов. Дымовые газы, содержащие смесь твердых частиц продуктов нейтрализации и золы топлива, поступают в электрофильтр, в котором происходит частичная доочистка дымовых газов от двуокиси серы за счет избытка подаваемой гидроокиси кальция.

Кроме этого предусматриваются мероприятия, направленные на улучшение природного состояния местности размещения проектируемого объекта: посадка зеленых насаждений, создание водоемов, противоэрозийные работы и пр.

9. Технико-экономическое обоснование проекта

Любой инвестиционный проект вне зависимости от источников финансирования должен быть экономически оправдан, т.е. выгода полученная от проекта должна покрывать затраты необходимые для его реализации. Для оценки экономической эффективности внедрения мини-ТЭЦ проведем расчет основных экономических показателей.

9.1 Технико-экономическое обоснование установки котла для сжигания лигнина

В данном разделе приведены результаты выполненной оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию проекта установки котла для сжигания лигнина на проектируемой мини-ТЭЦ. Цель проведения данных расчетных исследований состоит в получении научно-обоснованной информации для принятия решения об инвестировании проекта.

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

При установке котла сжигающего местные виды топлива экономический эффект достигается за счет разности в стоимости сжигаемого топлива (замещение импортируемого газа местным видом топлива - лигнином).

Определим капиталовложения и простой срок окупаемости проекта.

Стоимость оборудования составляет 108,66 млн. долл. США.

Стоимость строительно-монтажных работ составляет 25% от стоимости оборудования и равна - 27,165 млн. долл. США.

Стоимость проектных работ составляет 10% от стоимости строительно-монтажных работ и равна - 2,7165 млн. долл. США.

Стоимость пуско-наладочных работ составляет 4% от стоимости оборудования и равна - 4,35 млн. долл. США.

Капиталовложения в мероприятие:

КМВТ=108,66+27,165+2,7165+4,35=142,8915 млн. долл. США.

Определяем годовые затраты на сжигаемое топливо (если бы топливо был газ и существующее - лигнин), млн. долл. США

З=ВЧ·ТЧ·n·CТ·10-9

где ВЧ - часовой расход топлива работающими котлами (см. раздел 2.3 «Тепловой расчет котлоагрегата БКЗ-75-37-440 ФБ»);

ТЧ - число часов работы котлов в год, 8760ч;

n - число работающих котлоагрегатов, n=2;

CТ - стоимость топлива, долл./ тнт.

ЗГАЗ=5671·8760·2·110·10-9=10,93 млн. долл. США

ЗМВТ=35000·8760·2·2,33·10-9=1,429 млн. долл. США

Определяем разность в стоимости сжигаемого топлива, млн. долл. США

?C= ЗГАЗ- ЗМВТ=10,93-1,429=9,501 млн. долл. США.

Определяем срок окупаемости мероприятия за счет разности в стоимости сжигаемого топлива, год

С учетом того, что 90% постоянных издержек составляет топливная составляющая, для укрупненного расчета другими издержками можно пренебречь.

Срок= КМВТ/?C=142,8915/9,501=15,0 лет.

Определим экономическую эффективность методом динамического срока окупаемости.

Метод динамического срока окупаемости обладает преимуществами благодаря более объективному отражению экономической ситуации. Это достигается путем учета изменения стоимости денег, посредством коэффициента дисконта.

Таблица 9.1.1 Расчет уровня внутренней доходности

годы	Кап. вложения (млн. долл. США)	Экономия (млн. долл. США)	d=10%	d=20%	Настоящая стоимость при 10%	Настоящая стоимость при 20%	Чистый дисконтированный доход при 10%	Чистый дисконтированный доход при 20%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	142,89		1	1			-142,89	-142,89
1		9,501	0,9524	0,9434	9,05	8,96	-133,84	-133,93
2		9,501	0,9070	0,8900	8,62	8,46	-125,23	-125,47
3		9,501	0,8638	0,8396	8,21	7,98	-117,02	-117,50
4		9,501	0,8227	0,7921	7,82	7,53	-109,20	-109,97
5		9,501	0,7835	0,7473	7,44	7,10	-101,76	-102,87
6		9,501	0,7462	0,7050	7,09	6,70	-94,67	-96,17
7		9,501	0,7107	0,6651	6,75	6,32	-87,92	-89,85
8		9,501	0,6768	0,6274	6,43	5,96	-81,48	-83,89
9		9,501	0,6446	0,5919	6,12	5,62	-75,36	-78,27
10		9,501	0,6139	0,5584	5,83	5,31	-69,53	-72,96
11		9,501	0,5847	0,5268	5,56	5,01	-63,97	-67,96
12		9,501	0,5568	0,4970	5,29	4,72	-58,68	-63,24
13		9,501	0,5303	0,4688	5,04	4,45	-53,64	-58,78
14		9,501	0,5051	0,4423	4,80	4,20	-48,84	-54,58
15		9,501	0,4810	0,4173	4,57	3,96	-44,27	-50,62
16		9,501	0,4581	0,3936	4,35	3,74	-39,92	-46,88
17		9,501	0,4363	0,3714	4,15	3,53	-35,78	-43,35
18		9,501	0,4155	0,3503	3,95	3,33	-31,83	-40,02
19		9,501	0,3957	0,3305	3,76	3,14	-28,07	-36,88
20		9,501	0,3769	0,3118	3,58	2,96	-24,49	-33,92
21		9,501	0,3589	0,2942	3,41	2,79	-21,08	-31,12
22		9,501	0,3418	0,2775	3,25	2,64	-17,83	-28,48
23		9,501	0,3256	0,2618	3,09	2,49	-14,74	-26,00
24		9,501	0,3101	0,2470	2,95	2,35	-11,79	-23,65
25		9,501	0,2953	0,2330	2,81	2,21	-8,98	-21,44
26		9,501	0,2812	0,2198	2,67	2,09	-6,31	-19,35
27		9,501	0,2678	0,2074	2,54	1,97	-3,77	-17,38
28		9,501	0,2551	0,1956	2,42	1,86	-1,34	-15,52
29		9,501	0,2429	0,1846	2,31	1,75	0,96	-13,77
30		9,501	0,2314	0,1741	2,20	1,65	3,16	-12,11
31		9,501	0,2204	0,1643	2,09	1,56	5,26	-10,55
32		9,501	0,2099	0,1550	1,99	1,47	7,25	-9,08
33		9,501	0,1999	0,1462	1,90	1,39	9,15	-7,69
34		9,501	0,1904	0,1379	1,81	1,31	10,96	-6,38
35		9,501	0,1813	0,1301	1,72	1,24	12,68	-5,14
36		9,501	0,1727	0,1227	1,64	1,17	14,32	-3,98
37		9,501	0,1644	0,1158	1,56	1,10	15,88	-2,88
38		9,501	0,1566	0,1092	1,49	1,04	17,37	-1,84
39		9,501	0,1491	0,1031	1,42	0,98	18,79	-0,86
40		9,501	0,1420	0,0972	1,35	0,92	20,14	0,06

Рис. 9.1 Норма внутренней рентабельности

Рис. 9.2 Распределение дисконтированного дохода по годам

Основные показатели экономической эффективности мероприятия:

1. простой срок окупаемости - 15,0 лет;

2. динамический срок окупаемости - 28,6 лет;

3. чистый дисконтированный доход - 20,14 млн. долл. США;

4. внутренняя норма доходности - 11%.

Основные причины относительно низкой эффективности рассматриваемого проекта состоят в достаточно высокой стоимости проекта. При увеличении стоимости замещаемого топлива ежегодная прибыль от реализации проекта возрастает.

9.2 Технико-экономическое обоснование внедрения турбогенераторной установки

Расчёт энергетической эффективности производится в полном соответствии с «Методическими рекомендациями по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий», разработанных Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь в 2003 году.

Предусматривается установка одного противодавленческого турбоагрегата с одним регулируемым (промышленным) отбором пара производства Калужского турбинного завода. Установленная электрическая мощность турбины 12 МВт с параметрами пара 3,4 МПа и температурой 435°C.

Часовой расход пара на турбоагрегат: =104,3 т/час.

Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии:

Удельный расход тепла на 1 кВт*ч:

[3830,5 кДж/кВт·ч]

Для определения годовых расходов тепла и топлива принимаем, что турбоагрегат будет работать постоянно, за исключением технического обслуживания. В этом случае число часов использования установленной мощности турбоагрегата определяется в размере 8500 часов в год.

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата:

Годовое потребление тепла на производство электроэнергии до реконструкции:

[390710 ГДж/год]

Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате до реконструкции:

где к.п.д. котла (нетто) определён с учётом расхода тепла на собственные нужды в размере 5,0 % (?кнт=?кбр*0,95). ?кбр=0,8468.

?тр - потеря тепла в паропроводах, ?тр=0,98.

Приняв расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата в размере 0,5%, определим удельный расход топлива на отпуск электроэнергии. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

Годовой расход топлива, при использовании ТЭЦ в качестве топлива газа:

Годовая экономия топлива в энергосистеме, полученная в результате работы турбоагрегата (при сжигании лигнина):

32640-16896,3=15743,7 т.у.т/год

Цена топлива равна 143,59долл.США/т.у.т, тогда стоимость сэкономленного в энергосистеме газообразного топлива составит:

Стопл=2068,93·143,59=2251 тыс.долл./год=4,83 млрд. руб

Капиталовложения в мероприятия составляют:

Стоимость турбогенератора составляет 1376000 долл.США.

Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 15% от стоимости турбогенератора - 206,4 тыс. долл.США;

Стоимость тепломеханической части (паропроводы и др.) составляет ориентировочно 15% от стоимости турбогенератора - 206,4 тыс. долл.США;

Стоимость оборудования : СОБ=1376+206,4+206,4=1788,8 тыс. долл.США.

Стоимость строительно-монтажных работ при размещении турбогенератора в котельной 15% от стоимости оборудования - 268,32 тыс. долл.США;

Стоимость проектно-изыскательных работ 10% от стоимости строительно-монтажных работ - 26,83 тыс. долл.США;

Стоимость пуско-наладочных 3% от стоимости оборудования - 53,66 тыс. долл.США.

КТГ=1788,8+268,32+26,83+53,66=2137,61 тыс. долл.США.

Срок окупаемости капиталовложений за счёт разности в стоимости топлива составит:

Ток=КТГ/Стопл=2137,61 /2251=0,95 года

Годовой фонд заработной платы.

Численность персонала, необходимая для обслуживания котлоагрегатов и турбоустановки составляет 104 человека.

=(52·130000·1,57·1,1·12·1,8)+(52·130000·1,63·1,1·12·1,8)=513976,32 тыс. руб =239,616 тыс. долл. /год.

где Ч - численность обслуживающего персонала, чел;

Тст1 - месячная тарифная ставка первого разряда, руб. мес.;

kтар1, kтар2- тарифные коэффициенты, принимается в соответствии с действующей тарифной сеткой для работников производственных отраслей экономики РБ. Принимаем значение kтар1 равное 1,57, что соответствует четвёртому разряду и значение kтар2 равное 1,63, что соответствует пятому разряду ;

kтхн - коэффициент технологических видов работ, равен 1,1.

kпр.доп - коэффициент, учитывающий премиальные начисления и доплаты. Принимаем его равным 1,8.

Отчисления на социальные нужды определяются в соответствии с их составом и нормативами отчислений и платежей по действующему законодательству:

- нормы отчислений: отчисления в фонд социальной защиты населения 35%;

- в фонд занятости - 1%;

- чрезвычайный налог - 3%.

Исоц=Изп·0,39=513976,32 ·0,39=200,45 тыс.руб=93,45 тыс. долл./год

Амортизационные отчисления:

Иам=Нам·Коб=4,5·153,33/100=6,9 млн. долл./год

где Нам - норма амортизации. Принимаем значение 4,5;

Коб - стоимость оборудования;

Затраты на ремонтно-эксплутационное обслуживание:

Ирэо= Нрэо· Коб=5·153,33/100=7,67 млн. долл./год

где Нрэо - норма отчислений на ремонт и обслуживание. Принимаем равным 5.

Прочие расходы:

Ипр=Нпр·Изп=1,5·239,616=359,42 тыс. долл./год

где Нпр - норма прочих расходов. Принимаем значение 150%.

Таблица 9.2.1 Расчёт уровня внутренней доходности

годы	Кап. вложения (тыс. долл. США)	Экономия (тыс. долл. США)	d=10%	d=20%	Настоящая стоимость при 10%	Настоящая стоимость при 20%	Чистый дисконтированный доход при ставке 10%.	Чистый дисконтированный доход при ставке 20%.
0	2137,61		1	1			-2137,61	-2137,61
1		2251	0,9091	0,8333	2046,4	1875,8	-91,2	-261,8
2		2251	0,8264	0,6944	1860,3	1563,2	1769,1	1301,4
3		2251	0,7513	0,5787	1691,2	1302,7	3460,3	2604,1
4		2251	0,6830	0,4823	1537,5	1085,6	4997,8	3689,6
5		2251	0,6209	0,4019	1397,7	904,6	6395,5	4594,3



Рис. 9.3 Распределение дисконтированного дохода по годам.

Основные показатели экономической эффективности мероприятия:

1. простой срок окупаемости - 0,95 лет;

2. динамический срок окупаемости - 1,05 лет;

3. чистый дисконтированный доход - 6395,5 тыс. долл. США.

Таблица 9.2.2 Основные показатели эффективности

Наименование показателей	Размерность	Величина
1	2	3
Тип агрегата		ПР-12-3,4/1,0/0,1
Номинальная электрическая мощность	МВт	12
Годовое производство электроэнергии: -выработка -собственные нужды	млн.кВт·ч/год	102 0,51
Пропуск пара через турбину - максимально часовой	т/ч	104,3
Годовой расход топлива на производство электроэнергии	т.у.т/год	16896,3
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	г.у.т/кВт·ч	166,48
Годовое потребление тепла на производство электроэнергии	Гкал/год	93248,4
Капиталовложения в мероприятие	млн.долл. США	144,5
Годовой фонд заработной платы	тыс. долл./год	239,616
Ремонтное обслуживание	тыс. долл./год	7670
Отчисления на социальные нужды	тыс. долл./год	93,45
Амортизационные отчисления	тыс. долл./год	6900
Прочие расходы	долл./год	359,42
Стоимость воды	руб./м3	27
Стоимость топлива	руб./тут	54572,1
Годовые издержки	руб/год	4·1010
Годовой расход топлива	тыс. тут/год	135
Простой срок окупаемости	год	15,9
Динамический срок окупаемости	год	28,6
Чистый дисконтированный доход	млн. долл.	13,25
Внутренняя норма доходности	%	11
Себестоимость производимой продукции: - электроэнергия - тепловая энергия	руб./кВт·ч руб./Гкал	41,2 59163

Заключение

В дипломном проекте рассмотрен проект мини-ТЭЦ в г. Речица с использованием в качестве топлива - лигнина, отходов гидролизного завода.

Использование лигнина Речицкого гидролизного завода в качестве топлива на мини-ТЭЦ помимо экономического эффекта, достигаемого за счет вытеснения импортируемого газа, вызовет еще и значительный социально-экономический эффект. Ликвидация отвалов лигнина у д. Деражня позволит существенно оздоровить окружающую среду в зоне их расположения за счет снижения неорганических выбросов в атмосферу лигниновой пыли и газообразных продуктов его разложения, а также отравления лигнином почвы и подземных вод.