АННОТАЦИЯ

«Реконструкция деаэраторно питательной установки ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго» с заменой ДА-200 на ДА-300 — Миасс: ЮУрГУ, кафедра «Гидравлика и теплотехника»,  — 90с, ил.

В дипломном проекте рассматривается реконструкция атмосферных деаэраторов деарационно-питательной установки (ДПУ) ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго».

В ходе работы рассчитывается и выбирается оборудование, производятся расчеты конструктивных размеров:

• внутренних элементов деаэрационных колонок;

• элементов охладителя выпара;

• гидрозатвора деаэратора;

• питательных насосов;

Выполняются гидродинамические расчеты деаэраторных колонок, охлади¬теля выпара, комбинированного гидрозатвора, расчет удаления кислорода, производится выбор питательных насосов, составляется смета на приобретение и монтаж оборудования. Разрабатываются схемы подключения оборудования деаэрационно-питательной установки к тепловой схеме ТЭЦ. Предложены рекоменда¬ции по эксплуатации нового деаэрационного оборудования. Описаны контрольно-измерительные приборы, автоматика и сигнализация ДПУ. Дан анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ). Освещены вопросы охрана труда и пожарной безопасности, производен экономический расчет и срок окупаемости.

 

Содержание

Введение стр.3

1 Анализ хозяйственной деятельности стр.6

1.1 История предприятия стр.6

1.2 Описание оборудования и технологической схемы ТЭЦ стр.11

1.3 Анализ существующих методов деаэрации воды стр.16

1.4 Классификация деаэраторных установок стр.26

2 Расчетная часть стр.32

2.1 Расчет конструктивных размеров стр.32

2.2 Тепловой расчет стр.37

2.3 Расчет удаления кислорода стр.38

2.4 Расчет охладителя выпара стр.40

2.5 Расчет комбинированного гидрозатвора стр.44

2.6 Выбор питательного центробежного электронасоса стр.47

3 Автоматизация управления деаэраторами стр.50

3.1 Контрольно-измерительные приборы, автоматика и

сигнализация ДПУ стр.50

3.2 Автоматическое регулирование деаэраторной установки стр.51

4 Безопасность жизнедеятельности стр.58

4.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных

факторов (ОВПФ) стр.59

4.2 Производственная санитария стр.59

4.3 Техника безопасности стр.63

44 Производственная эстетика и

культура производства стр.66

4.5 Пожарная безопасность стр.68

5 Экономический раздел стр.74

5.1 Капитальные затраты стр.74

5.2 Расчет себестоимости электроэнергии стр.76

5.3 Отчет о прибыли стр.78

5.4 Чистая текущая стоимость проекта стр.81

5.5 Внутренняя норма доходности и индекс рентабельности стр.83

Заключение стр.84

Список литературы стр.85

 

Внимание!

Диплом № 2311. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

ОплатаКонтакты.

Введение

Назначение большинства элементов, тепловой схемы установки в общих чертах, становится понятным после знакомства с паросиловым циклами. Деаэратор по своему назначению несколько отличается от остальных элементов схемы. С одной стороны его можно рассматривать, как промежуточный подогреватель смешивающегося типа, поскольку в него поступает горячий пар из второго отбора турбин и химочищенная вода, также различные потоки чистого конденсата с производства в том числе с конденсатоочистки. Однако основное назначение деаэратора – удаление агрессивных газов из питательной воды.

В воде конденсатно-питательного тракта могут присутствовать различные примеси: газообразные (кислород, углекислота, азот, аммиак), твердые (продукты коррозии конструкционных материалов), естественные (хлориды, кремнекислоты и другие).

Борьба с коррозией — одна из важнейших технологических и экономических задач индустриальной эпохи. В первой половине прошлого века коррозия уничтожала до 40% от общего объема производимой стали. Уже больше 100 лет усилия многих ученых во всем мире направлены на создание способов и технологий защиты конструкций от коррозии. Однако даже в настоящее время эта величина составляет около 20% от общего производства основного конструкционного материала — углеродистой стали.

Основным профилактическим мероприятием, предотвращающим коррозию энергетического оборудования и трубопроводов, является деаэрация завершающая стадия комплексного технологического процесса водоподготовки, предназначенная для удаления из питательной воды котлов растворенных коррозионно-активных газов.

При кажущейся физической простоте, процесс деаэрации довольно сложно организуем технологически. Для эффективной защиты от коррозии требуется удаление газов до очень низких остаточных концентраций: для котлов — до 0,08% от начального значения, а для теплосетей — до 0,4%, т.е. необходимо снизить количество растворенных газов в 250-1250 раз. Удаление из воды 90-95% газов, как правило, не представляет технической трудности. Однако в связи с тем, что скорость газоудаления значительно замедляется по мере снижения остаточной концентрации, именно оставшиеся в воде 5-10% газов и приводят в буквальном смысле к разрушительным последствиям для теплоэнергетического оборудования и трубопроводов

Продукты коррозии, а также некоторые естественные примеси (например, кальций и магний) выпадают в отложения на теплопередающих поверхностях, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и возникновению под отложениями местных, наиболее опасных видов коррозионных повреждений.

Это снижает экономичность, надежность и безопасность работы котельной.

Из газовых примесей наибольшую опасность представляют кислород и углекислота.

Кислород и углекислота являются коррозионно-агрессивными агентами.

Для уменьшения коррозионных процессов, поверхности нагрева ПНД выполняются из коррозионно-стойких материалов — латунных сплавов, нержавеющих аустенитных сталей и высоконикелевых сплавов.

Для того чтобы иметь возможность выполнять ПНД из более дешевых углеродистых сталей, необходимо удалить из воды коррозионно-агрессивные газы и, в первую очередь, кислород и углекислоту. Для этих целей применяют деаэрационную установку, делящую весь тракт от конденсатора до барабана сепаратора, на конденсатный и питательный тракты.

Существующее оборудование для деаэрации не удовлетворяет по расходу и качеству деаэрирования. Эти деаэраторы морально устарели и содержат в себе технические противоречия, которые не позволяют добиться устойчивого газоудаления до требуемых норм в необходимом диапазоне нагрузок.

В дипломном проекте предлагается разработка ДПУ ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго» с деаэрторными установками ДА-200 и ДА-300.

В ходе работы рассчитывается и выбирается оборудование, производятся расчеты конструктивных размеров: внутренних элементов колонок; элементов охладителя выпара; гидрозатвора деаэратора; расчет удаления кислорода, питательных насосов; производится экономический расчет и срок окупаемости .

Разрабатываются схемы подключения этого оборудования к тепловой схеме деаэрационно-питательной установки. Предложены рекоменда¬ции по эксплуатации нового деаэрационного оборудования. Описаны контрольно-измерительные приборы, автоматика и сигнализация ДПУ. Дан анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ). Освещены вопросы охрана труда и пожарной безопасности.

Применение на станции новой ДПУ значительно повысит качество питательной воды котлов, что в свою очередь продлит срок службы поверхностей нагрева котлов и оборудования станции.

Анализ хозяйственной деятельности

1.1 История предприятия

 

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), предназначена для выработки тепловой и электрической энергии, необходимой для жизнедеятельности завода и города.

В далеком 1941 году по решению Государственного Комитета Обороны (ГКО) на Миасских землях начало базироваться моторное производство Московского автозавода. Оборудование завода монтировалось прямо «с колес», под открытым небом в лютые морозы.

В предельно короткий срок строители возвели и сдали в эксплуатацию свыше 43 тысяч квадратных метров производственных площадей. Станочники и литейщики с опережением графика стремились освоить оборудование.

В заводских корпусах начали выпускать первую уральскую продукцию. В те дни особенно остро стала на заводе проблема обеспечения теплом. Без него не могли работать на полную мощность металлообрабатывающие станки, иные просто отказывались работать. Такое нужное заводу оборудование простаивало.

2 января 1942 года приказом № 3 по Миасскому автомоторному заводу им. Сталина был создан отдел главного энергетика, основной костяк которого составила группа специалистов ТЭЦ Московского автозавода, прибывших вместе с автомобилестроителями. Возглавил отдел главного энергетика инженер Махлин Я.М.

Перед энергетиками завода стояла нелегкая задача. В предельно короткий срок решить технические задачи, ввести в эксплуатацию новые агрегаты, объекты, сооружения, проблему подачи тепла и пара.

Для решения проблемы подачи тепла и пара, специалистами энергослужбы была разработана временная система отопления, оригинальная по своему творческому решению – на три паровоза установили дымовую трубу, протянули к цехам паропроводы и установка заработала.

Одновременно весной 1942 года на самой окраине заводской территории началось строительство заводской котельной, которая уже к концу 1942 года была оснащена 4-мя котлами «Шухова» производительностью по 4 т/час пара каждый.

С этого момента ведется отсчет работы заводской котельной по полному технологическому циклу с обеспечением потребителей технологическим паром, теплом.

Обслуживание котлов было сопряжено с большими трудностями, но труженики котельной всячески старались облегчить и улучшить свои условия труда. Прикладывали немало усилий для того, чтобы, особенно в зимний период, котлы работали без срывов.

Постепенно завод начал разрастаться, прибывало новое оборудование для цехов. Все острее вставал вопрос о подаче в цехи не только тепла и горячей воды, но пара и электроэнергии. Рядом с заводом рос Октябрьский поселок, где ежегодно возводились десятки домов. Первое время они обогревались местными маломощными котельными, построенными в каждом жилом квартале. Требовалась централизация отопительной системы и горячего водоснабжения. Мощностей котельной хватало лишь на то, чтобы подавать в цехи тепло.

Положение с теплом улучшилось в январе 1945 года, когда был пущен в работу котел № 1 «Бобкок-Вилькокс» производительностью 12 т/час с металлической трубой.

Теплоэлектроцентраль вошла, как структурное подразделение, в состав УралАЗа, обеспечивая завод и центральную часть города тепловой энергией.

К 1950 году был сформирован коллектив ТЭЦ, численность работающих составляла чуть более 200 человек.

Вскоре началось строительство корпусов ТЭЦ, к каждому производственному корпусу потянулись траншеи для прокладки инженерных коммуникаций. Одновременно со строительными работами велись монтажные работы основного оборудования: 4-х котлов по 75 т/час, двух турбин и двух компрессоров.

В 1950 году 9 июня смонтирован и пущен в работу котел № 2 фирмы «Релей-Стокер» — производительностью 75 т/ч., который находится в работе, по сей день, но это все равно не решило проблему обеспечения теплом.

Днем рождения ТЭЦ принято считать 3 марта 1951 года, так как в этот день был пущен в работу первый турбогенератор фирмы «Фрезер Чалмерс» мощностью 12 МВт с двумя отборами пара.

В ноябре этого же года смонтирован и введен в эксплуатацию котел № 3 ЦКТИ, производительностью 75 т/ч с отдельной трубой высотой 100 м.

В феврале 1952 года введен в эксплуатацию турбогенератор № 2 Ленинградского завода им. Кирова, мощностью 12 МВт с двумя отборами пара. Таким образом мощность электростанции увеличилась до 24 МВт.

Ежегодно вводились все новые и новые объекты.

Большие надежды в период расширения завода возлагались на использование природного газа. В сжатые сроки были проведены работы по газификации завода, начатые в 1964 году. Силами работников ТЭЦ проводился технологический перевод второго энергетического котла «Релей-Стокер» с твердого топлива на газ. А 13 сентября 1966 года произведен пробный розжиг котла. С приходом природного газа на ТЭЦ значительно повысилась культура производства и санитарно-гигиенические условия работы.

Совместно с котельным цехом были установлены теплофикационные экономайзеры за котлами вторым, третьим и четвертым. В результате снизились затраты топлива и была получена значительная экономия тепла. Были внедрены газоимпульсные установки по очистке конвективных поверхностей нагрева водогрейных котлов. Была достигнута экономия топлива.

1967 год – введен в эксплуатацию новый золоотвал с оборотным водоснабжением и подстанция с трансформатором связи N = 31.5 МВА 10/6кВ по линиям «Тургояк» — ТЭЦ, «Подстанция Миасс» — ТЭЦ. «Подстанция заводская» — ТЭЦ. Новый виток реконструкции начался в 1989 году – в эксплуатацию была введена «Установка перегретый воды» производительностью 500 т/час с температурой 1250С.

В апреле 1990 года был введен в эксплуатацию второй водогрейный котел КВГМ-100.

1992 год — реконструкция ХВО энергетических котлов, в связи с увеличением объема подготовки деминерализованной воды.

Наряду с реконструкцией ТЭЦ, связанной с увеличением мощностей, соответственно и количества оборудования, происходило и изменение структуры самой ТЭЦ. В 1994 году из состава котельного цеха был выделен участок водоподготовки и в 1996 году преобразован в химцех. Из состава электроцеха в 1995 году выделилась группа КИПиА и преобразована в участок ТАИ. Численность работающих увеличилась до 330 человек.

Второй этап реконструкции пришелся на 1996-1997 годы. Он включал в себя реконструкцию щитов управления четвертого и пятого энергетических котлов. В ходе ее установили современную автоматику, приборы нового поколения, значительно повышающие надежность работы котлов.

После этого началась реконструкция редукционно-охладительной установки (РОУ), которая отработала нормативный срок и уже не справлялась с поставленными задачами. Также заменены паропроводы острого пара. В 1996 году проведена большая работа по замене паропроводов перегретого пара котлов и главных паропроводов, которые также отработали свои нормативные сроки и уже не подлежали диагностированию. Эти работы проводились в два этапа. В этом же году была реконструирована разгрузочная эстакада – деревянные шпалы заменены металлическими.

На первом этапе программы увеличения установленной мощности ТЭЦ стала реконструкция деаэрационно-питательной установки. Данная работа начала реализовываться в 1999 году по проекту института «УралАЗ-Проект», выполненному в 1990 году. АО «УралАЗ» планировало до 2000г. Ввести в эксплуатацию новую деаэрационную-питательную установку (ДПУ) с атмосферными деаэраторами типа ДП-200, суммарной производительностью 400т/ч, с последующим увеличением ее до 600 т/ч. Проектирование тепломеханической части ДПУ производилось ЧО Гипроавтопрома и УралАЗпроектом.

Установка третьего турбогенератора является вторым этапом программы увеличения установленной мощности ТЭЦ.

Проект включает в себя три раздела:

1. Установку турбогенератора ПТ 12/15-35/10М (ОАО «МАГНИТОГОРСКИЙ ГИПРОМЕЗ»). Проект выполнен в 2000 году, включает в себя: строительную часть; электротехническую часть; систему контроля, управления, автоматики, защиты и сигнализации; отопление и вентиляцию; водоснабжение и канализацию; внутристанционные трубопроводы, противопожарные мероприятия.

2. Схему выдачи мощности (институт «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ» г. Екатеринбург). Проект выполнен в 2006 году, включает в себя: схему электрическую главную; схему электрическую собственных нужд; выбор основного оборудования; управление, измерение, релейная защита; компоновочные решения (ГРУ-6КВ; помещение выводов генератора); кабельное хозяйство.

3. Телемеханику (филиал «УралВТИ-Челябэнергосетьпроект»). Проект выполнен в 2006 году, включает в себя: системную телемеханизацию; высокочастотный канал связи и телемеханики по ВЛ 110кВ ТЭЦ «УралАЗ-Энерго» — ПС Миасская.

Подготовительными этапами для реализации проекта установки третьего турбогенератора являлись замена общестанционных коллекторов острого пара, реконструкция бойлерной и ДПУ. Завершение всего комплекса данных работ пришлось на конец 2005 года.

С 2003 по 2004 год силами ООО «СТЭП» был выполнен фундамент под турбогенератор. Генподрядчиков в монтаже турбогенератора является ОАО «Уралэнергоремонт» г. Екатеринбург, выполнивший с 2004 по 2006 год, совместно с субподрядными организациями (ЗАО «Спецмонтажналадка» и ЗАО «Уралтеплострой») монтаж турбины с технологической обвязкой трубопроводами, электромонтажные работы и изоляционные работы. В январе и феврале 2007 года выполнены пуско и режимно-наладочные работы.

10 марта 2007 года турбогенератор №3 включен в сеть и отработал 72 часа. 2 апреля 2007 года введен в постоянную эксплуатацию.

За все годы эксплуатации оборудования и систем, многие пришли в негодность или уже не соответствуют требованиям производства, для их замены необходимо разобраться с техническими процессами.

 

1.2 Описание оборудования и технологической схемы ТЭЦ

 

ТЭЦ –Теплоэлектроцентраль, предназначена для выработки тепловой и электрической энергии.

Основными тепловыми агрегатами ТЭЦ являются паровой котел и паровая турбина.

Паровой котел представляет собой систему поверхностей нагрева для производства перегретого пара их непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании органического топлива.

В главном корпусе ТЭЦ установлено четыре энергетических паровых котла:

ст. № 2 «Релей-Стокер» производства США; ст. № 3; 4; % — ЦКТИ – 75-39-Ф-2.

Основными характеристиками котлов являются:

— Паровая производительность 75 т/ч;

— Давление перегретого пара 30 кгс/см2;

— Температура перегретого пара 400°С;

— Температура питательной воды 104°С.

Основным топливом для всех котлов является природный газ, резервное топливо Челябинский бурый уголь.

Получение перегретого пара их воды в котле характеризуется последовательным протеканием следующих процессов;

1. Подогрев питательной воды до температуры насыщения (240°С) в водяном экономайзере котла.

2. Образование пара в замкнутом циркуляционном контуре, включающем в себя барабан котла, опускные на обогреваемые трубы, нижний коллектор и систему экранных обогреваемых труб.

Процесс образования и отвода пара из контура происходит непрерывно, и в барабане тоже непрерывно поступает питательная вода в соответствии с расходом пара, а в циркуляционном контуре все время циркулирует вода в неизменном количестве.

Полученный в барабане насыщенный пар, пройдя внутрибарабанные сепарационные устройства (при этом удаляется уносимая паром капельная влага) поступае6т в пароперегреватель. Пароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него насыщенного пара до заданной температуры.

Для корректировки окончательного значения температуры перегретого пара по тракту пароперегревателя в рассечку (между ступенями перегрева) установлен поверхностный пароохладитель, охлаждающей средой для которого служит питательная вода котла.

В циркуляционном контуре по мере частичного удаления котловой воды происходит накапливание минеральных веществ.

Для снижения концентраций примесей в кипящей воде, а следовательно, и в паре на котлах применяется ступенчатое испарение.

Накапливающиеся в водяном объеме растворенные взвешанные вещества удаляются из барабана и нижних коллекторов циркуляции при непрерывной и периодических продувках.

Непрерывная продувка части котловой воды осуществляется из барабана.

Периодическую продувку проводят из нижних коллекторов с целью удаления из них накапливающегося там шлама ( твердых частиц окислов металла и минеральных соединений). Уровень солесодержания котловой воды определяется количеством поступающей питательной воды и величиной продувки котловой воды из барабана.

Полученный в паровых котлах перегретый пар (острый пар) высокого давления через систему главных паровых коллекторов поступает в турбины, где его теплота превращается в механическую энергию вращающегося вала турбины.

С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую.

На станции установлено три турбогенератора типа ПТ:

— Турбина ст.№1 – изготовлена в Англии фирмой «Фрезер- Чалмерз».

— Турбина ст.№2 – Кировского завода типа ДК-20-120.

— Турбина ст. №3 – Калужского турбинного завода типа ПТ-12-35/10М.

Все турбины активного типа предназначены для привода трехфазных генераторов мощностью 12000 кВт и для снабжения тепловых потребителей паром через два регулируемых отбора.

1. Первый (производственный) отбор с параметрами Р = 6,5 – 8 кгс/см2 и t =250 оС служит для снабжения потребителей отборного пара (ДОЦ, Завод, УКС) паром для технологических и теплофикационных целей, также этот пар используется на собственные нужды станции – основным потребителем пара I отбора является водогрейная котельная №2, где он используется для подготовки подпиточной воды теплосети. Также этот пар идет на пиковые бойлера бойлерной ТЭЦ и установки перегретой воды.

2. Второй (теплофикационный) отбор с параметрами Р = 1,2 – 2,5 кгс/ см2 и t = 150 –180 оС поступает полностью на собственные нужды станции. Основной потребитель – водоподготовка водогрейной котельной №1. Также этот пар служит греющей средой для основных бойлеров бойлерной и поступает в деаэраторы питательной воды.

3. Оставшийся отработавший пар из турбины поступает в конденсатор – устройство, в котором пар охлаждается водой системы циркуляционного водоснабжения (цирковода).

Система циркуляционного водоснабжения включает в себя циркуцляционные насосы (3 штуки производительностью 2000м3/ч каждый), башенную градирню брызгального типа с высотой шатра 47 м. и поперечным сечением по оросителю 2000м2, систему сливных и напорных водоводов.

В процессе охлаждения в градирне имеют место потери цирководы с испарением и котельным уносом. Для восстановления потерь в градирне в цирксистему подается промышленная вода.

При охлаждении отработавшего пара в конденсаторе он конденсируется. Полученный конденсат перекачивается конденсатными насосами турбин в атмосферные деаэраторы энергетических котлов.

При неудовлетворительном качестве конденсата имеется возможность направить его на конденсатоочистку химводоочистки энергокотлов.

Для удаления агрессивных газов из питательной воды паровых котлов используются атмосферные деаэраторы.

Для восполнения потерь пара и конденсата в цикле станции служит химводоочистка энергетических котлов (ХВО ЭК) производительностью 60 т/ч.

Исходной водой ХВО ЭК может быть как хозпитьевая вода, так и промышленная вода.

Исходная вода с помощью насосов (НСВ) подается в пароводяной теплообменник и далее на механические фильтры для удаления из нее взвешенных веществ. Затем осветленная вода поступает на Н-катионитовые фильтры для снижения щелочности, т.е. частичного умягчения. После Н-катионитовых фильтров вода проходит через барьерные фильтры, которые служат для устранения колебаний щелочности и предотвращения появления кислого фильтра.

Далее вода подается в декарбонизаторы для удаления свободной углекислоты. После декарбонизаторов вода поступает в баки-накопители декарбонизированной воды (2 шт. по 50 м3 каждый), и оттуда насосами дек.воды (НДВ) подается на Nа-катионитовые фильтры I и II ступени для полного умягчения.

Далее вода поступает в баки – накопители ХОВ (№ 1- 600 м3, № 2-320м3), и затем перекачивающими насосами (ПН) ХОВ подается на деаэраторы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Структурная схема водопоготовительной установки

 

В схему ХВО ЭК входит Процесс конденсатоочистки — установка конденсатоочистки (КО), включающую в себя один механический, три Na-катионитовых фильтра, два конденсатных бака V=50 м3 каждый и два конденсатных насоса (КН). Имеется также схема чистого конденсата для сбора и подачи в деаэратор незагрязненных потоков. Схема чистого конденсата включает в себя систему распределительных трубопроводов, бак сбора конденсата V=50 м3, два насоса чистого конденсата (НЧК).

В состав ХВО ЭК входит склад мокрого хранения соли для приемки, подготовки и подачи на регенерацию Nа-катионитовых фильтров солевого раствора.

Качество добавляемой химочищенной воды должно быть таким, чтобы в котлах, подогревателях и трубопроводах не было отложений, взвеси, накипи, шлама, а также для предотвращения коррозии металла котлов и трубопроводов.

Качество исходной питательной воды для паровых котлов среднего давления должно удовлетворять следующим нормам:

1. общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более – 10;

2. содержание соединений железа, мкг/дм3 , не более– 100;

3. содержание соединений меди, мкг/дм3 – не нормируется;

4. содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более – 20;

5. содержание нефтепродуктов, мг/дм3 , не более – 0,5;

6. значение рН – 8,5 – 9,5.

Анализируя технологический процесс и используемое оборудование необходимо отметить, что реконструкция деаэраторов повышает качество подготовки питательной воды, что приводит к снижению затрат на содержание и ремонт тепловых энергоустановок и увеличит срок их эксплуатации.

 

1.3 Анализ существующих методов деаэрации воды

 

Деаэрацией называется освобождение питательной от растворённого в ней воздуха в состав которого входит кислород (О2) и двуокись углерода (СО2). Будучи растворенными, в воде эти газы вызывают коррозию питательных трубопроводов и поверхности нагрева котла, вследствие чего оборудование выходит из строя.

Деаэрации подвергается вода с концентрацией растворенных в ней газов, не превышающей 15-30 мг/кг. Растворы с такой концентрацией газов можно считать бесконечно разбавляемыми. При этом переход одного из компонентов из каждой фазы в паровую (газовую) не зависит от наличия в растворе других компонентов и определяется лишь содержанием данного компонента.

В целом для удаления газов из воды используют два метода:

1. Химический. Этот метод применяется в основном для удаления из воды кислорода. Суть метода в том, что для удаления газа в воду добавляют химическое вещество, а именно гидрадзин. Вместе с гидразином в воду могут поступать другие примеси. Так как гидрадзин является токсичным веществом, метод практически не востребован.

2. Термическая деаэрация. При этом методе используют термические деаэраторы. Они позволяют удалять все находящиеся в воде газы, и при этом, не добавляя в содержимое какие либо другие примеси. Именно благодаря этому свойству этот метод является основным в деаэрации.

Термическая деаэрация – это процесс десорбции газа, при котором происходит переход растворенного газа из жидкости в находящейся с ней в контакте в пар. Удаление газов происходит в результате диффузии и дисперстного выделения их. При этом создаются условия перехода газа из воды в паровое пространство. Одним из них является увеличение площади поверхности контакта воды с паром, чтобы максимально приблизить частицы потока деаэрируемой воды к поверхности раздела фаз. Это достигаеися дроблением потока воды на тонкие струи, капли или пленки, а так же при барботаже пара через тонкие струи воды

Термические деаэраторы позволяют удалять все находящиеся в воде газы, и при этом, не добавляя в содержимое какие либо другие примеси. Именно благодаря этому свойству этот метод является основным в деаэрации.

Деаэраторы изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТа 16860—77

Деаэратор установлен на опорах, одна из которых неподвижная

Деаэрационная колонка размещена на баке, она представляет собой цилиндрическую обечайку с эллиптическим днищем, патрубками для подвода и отвода рабочей среды. Схема деаэратора атмосферного давления (Рисунок 1.2).

В деаэраторах применена двухступенчатая схема дегазации: первая — струйная, вторая – барботажная.

Емкость деаэраторных баков выбирается из расчета трехминутной работы питательных насосов после прекращения подачи воды в деаэратор. Уровень воды в деаэраторе должен быть определенным и контролироваться с помощью водомерного стекла.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.2 Схема деаэратора атмосферного давления

На схеме обозначены: I — колонка деаэрационная, II — бак деаэраторный, III — опора подвижная, IV — опора неподвижная, 1 — подвод пара на гидрозатвор, 2 — выход пара, 3 — рециркуляция питательных насосов, 4 — перегретый конденсат, 5 — подвод пара от сепаратора непрерывной продувки, 6 — подвод основного пара, 7 — отвод деаэрированной воды, 8 — подвод конденсата от подогревателей, 9 — подвод химически очищенной воды, 10 — подвод конденсата от производства, 11 — дренаж, 12 — перелив.

 

Если уровень воды увеличивается, то она должна автоматически сливаться через переливное устройство. Потому как при повышении уровня воды ухудшается сам процесс деаэрации. Давление в деаэраторе необходимо поддерживать постоянным. Это связано с тем, что после деаэратора вода, нагретая до температуры насыщения, питательным насосом подается в питательную магистраль и далее в барабан сепаратор. При резком изменении давления в деаэраторе может произойти вскипание воды, и работа насоса нарушается. При изменении нагрузки на турбину давление пара в отборах изменится, изменится давление и в деаэраторе. Если турбина имеет регулируемые отборы пара, то деаэратор следует подключать к этому отбору. Для обеспечения постоянства давления деаэратор по пару подсоединяется к нескольким отборам турбин. Постоянство давления в деаэраторе нарушает оптимальный подогрев питательной воды по ступеням. Но при недогреве воды, идущей в деаэратор, на 8—10 °С это влияние незначительно, и подогрев в деаэраторе можно рассматривать как общую ступень подогрева, тем более, что питаются они от одного и того же отбора пара.

Само деаэрационное устройство представляет из себя деаэрационную колонну, в которой подогреваемая вода стекает сверху вниз, а навстречу ей снизу подается греющий пар. Деаэрационная колонна устанавливается на бакаккумулятор питательной воды, куда стекает продеаэрированная вода. В эксплуатации под деаэратором понимают совокупность деаэрационных колонн и деаэрационного бака, на который они устанавливаются. Для улучшения процесса деаэрации в деаэраторах смешивающего типа необходимо обеспечить большую поверхность контакта подогреваемой среды с паром.

Термический деаэратор служит для удаления из питательной воды растворённых в ней кислорода и двуокиси углерода путём нагрева воды до температуры кипения. При температуре кипения воды растворённые в ней газы полностью теряют способность растворяться. Деаэратор состоит из бака-аккумулятора и деаэрированной колонки, внутри которой расположен ряд распределительных тарелок. Внутри бака-аккумулятора расположено барботажное устройство – оно служит для дополнительного удаления растворённых газов путём частичного перегрева питательной воды. За счёт барботажного устройства качество деаэрации улучшается.

Питательная вода поступает в верхнюю часть деаэратора на распределительную тарелку. С тарелки вода равномерными струйками распределяется по всей окружности деаэраторной колонки и стекает через ряд расположенных, с мелкими отверстиями, тарелок.

Пар для подогрева воды вводится в деаэратор по трубе и распределяется под водяную завесу, образующуюся при скитании воды. Пар расходясь во все стороны поднимается вверх навстречу питательной воды при этом нагревая её до температуры 104 оС, что соответствует избыточному давлению в деаэраторе 0,02 ÷ 0,025 МПа.

Пар для барботажного устройства подводится по отдельной трубе.

При этой температуре воздух выделяется из воды и вместе с остатком не сконденсировавшегося пара уходит через вистовую трубу, расположенную в верхней части деаэраторной колонки непосредственно в атмосферу.

Освобождённая от кислорода и двуокиси углерода и подогретая вода выливается в бак аккумулятор, расположенный под колонкой деаэратора, откуда расходуется для питания котлов.

Во избежания значительного повышения давления в деаэраторе на нём устанавливают два предохранительных клапана, а так же гидравлический затвор на случай образования в нём разряжения.

Деаэратор снабжён водоуказательным стеклом, регулятором уровня воды в баке, регулятором давления и необходимой измерительной аппаратурой.

Колонки работают следующим образом. Поток деаэрируемой воды поступает по патрубку 7 (Рисунок 1.3) в приемную камеру водораспределительной тарелки 1, откуда струями сливается в поддон клапана 2, обеспечивая его заливку, проходит вдоль барботажной тарелки 3 и через водосливное устройство 4 попадает на дополнительную тарелку 5, где повторно дробится на струи, сливаемые в деаэраторный бак.

Пар через патрубок 6 попадает в паровой объем бака. Откуда, пройдя пучок струй, поступает под барботажное устройство, где разделяется на два потока, один из которых, проходя сквозь отверстия тарелки 3, барботирует слой воды, осуществляя ее деаэрацию, а другой поток перепускается через гидрозатвор клапана 2 и догревает воду до температуры насыщения перед подачей ее на барботаж.

Выделившаяся в процессе барботажа на тарелке 3 парогазовая смесь, поступает в струйный пучок, формируемый устройством 1, где большая часть паровой составляющей смеси конденсируется на струях, а неконденсирующиеся газы с небольшой примесью пара через патрубок 8 отводятся в охладитель выпара.

 

 

 

Рисунок 1.3- Принципиальная схема колонки струйно-барбатажного типа

1 — водораспределительная тарелка, 2 — паропропускной клапан, 3 — непровальная барботажная тарелка, 4 — водосливное устройство, 5 — дополнительная струйная тарелка, 6 — патрубок подачи пара, 7 – штуцер отвода воды подвода воды, 8 — отвод выпара.

 

Значительные проходные сечения клапана 2, позволяют поддержать стабильную деаэрацию и устойчивую гидродинамику таких колонок при значительных тепловых и гидравлических перегрузках деаэраторов, в 1,5-2 раза превышающих стандартные.

Деаэрационная колонка не имеет фланца и приваривается непосредственно к аккумуляторному баку. Относительно вертикальной оси колонка может быть ориентирована произвольно, в зависимости от конкретной схемы установки. Корпуса деаэраторов серии ДА изготавливаются из углеродистой стали, внутренние элементы — из нержавеющей стали, крепление элементов к корпусу и между собой осуществляется электрической сваркой.

Схема включения атмосферных деаэраторов определяется проектной организацией в зависимости от условий назначения и возможностей объекта, на котором они устанавливаются. На рисунке 1.4 приведена рекомендуемая схема деаэрационной установки серии ДА.

 

Рисунок 1.4 Принципиальная схема включения деаэраторной установки атмосферного давления:

1 — подвод химочищенной воды, 2 — охладитель выпара, 3,5 — выхлоп в атмосферу, 4 — клапан регулировки уровня, 6 – колонка, 7 — подвод основного конденсата, 8 — предохранительное устройство, 9 — деаэрационный бак, 10 — подвод деаэрированной воды, 11 – манометр,

12 — клапан регулировки давления, 13 — подвод горячего пара, 14 — отвод деаэрированной воды,

15 — охладитель проб воды, 16 — указател уровня, 17 – дренаж, 18 — мановакууметр.

Химически очищенная вода 1 через охладитель выпара 2 и регулирующий клапан 4 подается в деаэрационную колонку 6. Сюда же направляется поток основного конденсата 7 с температурой ниже рабочей температуры деаэратора. Деаэрационная колонка устанавливается у одного из торцов деаэраторного бака 9.

Отвод деаэрированной воды 14 осуществляется из противоположного торца бака с целью обеспечения максимального времени выдержки воды в баке. Весь пар подводится по трубе 13 через регулирующий клапан давления 12 в торец бака, противоположный колонке, с целью обеспечения хорошей вентиляции парового объема от выделяющихся из воды газов. Горячие конденсаты (чистые) подаются в деаэраторный бак по трубе 10. Отвод выпара из установки осуществляется через охладитель выпара 2 и трубы 3 или непосредственно в атмосферу по трубе 5.

Для защиты деаэратора от аварийного повышения давления и уровня устанавливается самозаливающее комбинированное предохранительное устройство 8. Периодическая проверка качества деаэрированной воды на содержание кислорода и свободной углекислоты производится с помощью теплообменника для охлаждения проб воды 15.

Контактный охладитель выпара предназначен для конденсации пара, содержащегося в выпаре деаэратора (Рисунок 1.5) .

Охлаждающая вода подается по линии 7 в водораздающий короб 2, откуда в виде струй сливается на днище охладителя, откуда через гидрозатвор сливается в конденсатный бак. Выпар из колонки поступает в парораздающий коллектор 5, выходит через его окна и движется навстречу падающим струям. Неконденсирующиеся газы с небольшой примесью пара отводятся из охладителя в атмосферу через патрубок .

 

 

 

 

 

Рисунок 1.5 Контактный охладитель выпара

1-корпус, 2-водораздающий короб, 3-днище, 4-направляющее кольцо, 5-парораздающий коллектор,6-труба вывода газа в атмосферу, 7-трубопровод охлаждающей воды.

Комбинированный гидрозатвор совмещает функции защиты деаэратора от повышения давления и переполнения (Рисунок 1.6).

 

 

 

Рисунок 1.6- Комбинированный гидрозатвор

1,2-совмещенныу самостоятельные гидрозатворы, 3- расширительный бачок, 4-патрубок сброса излишек воды, 5- , 6-патрубок сброса избыточного пара, 7- дренаж.

 

Гидрозатвор должен срабатывать при повышении давления в деаэраторе до 1,5 кг/см2 и обеспечивать сброс в атмосферу максимального расхода пара подаваемого в деаэратор, при его 120% нагрузке и нагреве воды на 50°С, при полностью открытых запорных и регулирующих клапанах и максимальном давлении в паровом котллекторе. Допускаемое повышение давления в деаэраторе при работающем гидрозатворе составляет 1,7 кг/см2. Защита от переполнения обеспечивается правильным выбором диаметра переливного гидрозатвора, определяемого максимальной производительностью деаэратора, под которой понимается суммарный расход всех потоков воды, поступающих в деаэратор и сконденсированного вы нем пара.

Комбинированный гидрозатвор (Рисунок 1.6) состоит из двух совмещенных самостоятельных гидрозатворов и расширительного бачка 3. Более короткий 1 защищает деаэратор от повышения давления, а другой 2 — от переполнения.

Избыточный пар сбрасывается из бачка 3 в атмосферу через патрубок 6.

Излишки воды по патрубку 4 сбрасываются в конденсатный бак.

Для опорожнения гидрозатвора предусмотрен дренаж 7.

 

1.4 Классификация деаэраторных установок

 

Для эффективного процесса деаэрации нужно постоянно удалять газы, которые выделяются в процессе кипения воды. Для этого в деаэраторе есть специальная парогазовая отводимая часть, этот процесс называется выпором. Чем больше будет выпор у деаэратора, тем эффективнее его работа. Деаэраторы могут быть смешанные, поверхностные и перегретой воды.

По показателям эффективности и надежности в эксплуатации, наибольшую распространённость получили смешанные деаэраторы. Поверхностные деаэраторы используются в том случае, если греющий пар изменяет материальный баланс установки. Недостатком деаэратора перегретой воды является сложность осуществления одновременной деаэрации потоков воды с разными энтальпиями, поэтому они не получили практического применения.

Деаэраторы классифицируются принципу давления в соответствии с ГОСТ 16860-77:

— на атмосферные (ДА), работающие при давлении 0,12 МПа (1,2кгс/см); Атмосферные деаэраторы устанавливают на линиях, которые осуществляют подачу добавочной воды.

— вакуумные (ДВ), дегазация в которых происходит при давлении ),0075-0,5 МПа (0,075-),5 кгс/см*) Вакуумные деаэраторы устанавливают на подпитке тепловых сетей.

— деаэраторы повышенного давления. Диаэраторы повышенного давления устанавливают на основном потоке образующего конденсата.

Для наиболее эффективного процесса деаэрации в деаэраторах смешанного типа увеличивают поверхность контакта подогреваемой воды с паром.

Термические деаэраторы по способам дробления воды делятся на плёночные, сопловые, с насадками, струйные, и барботажные.

В сопловых деаэраторах распыление воды идет с помощью сопел. Сопловые, с насадками и пленочные деаэраторы широкого распространения не получили, так как сопловые малоэффективны, а с насадками (установка большого количества металлических насадок) и пленочные (вода стекает в виде пленки по концентрическим стальным кольцам) дают дополнительное количество продуктов коррозии в воду. Наибольшее распространение получили струйные деаэраторы. Для того чтобы увеличить поверхность контакта воды с паром, деаэратор со стройной деаэрацией можно комбинировать с барботажной. Это позволяет наиболее эффективно удалять газы из воды.

 

Рисунок 1.7- Принципиальная схема двухступенчатого вакуумного деаэратора

1 — штуцер подачи воды, 2 — распределительный коллектор, 3 — первая тарелка, 4 – вторая тарелка, 5 — труба вентиляции, 6 — третья тарелка, 7 — труба отвода воды, 8 — канал отвода воды, 9 — перфорированная труба подачи греющей среды, 10 — барботажный лист, 11 – патрубок дополнительной подачи пара, 12 — перепускная труба, 13 — порог, 14 — труба отвода газов

Вакуумные деаэраторы (Рисунок 1.7) являются единственным решением при организации деаэрации в системах с отсутствием греющего пара, водогрейных котельных, ЦТП и т. п.. Как правило, работают при температурах от 60 до 70 °С и давлениях 0,02-0,03 МПа.

Высокоэффективные низкотемпературные вакуумные деаэрационные колонки производительностью от 10 м3/ч до 2000 м3/ч. Могут быть использованы для деаэрации подпиточной воды теплосети, котельных, систем горячего водоснабжения.

Преимущества:

— обеспечивают глубокую деаэрацию воды, остаточное содержание кислорода 5…20 мкг/л

— исключительно надежны

— используют низкопотенциальные источники тепла, например горячую воду с t=60°…100°C

— компактны (колонка на 400 т/ч , d = 1200 мм, h = 2500 мм.

Преимущества вакуумных деаэраторов перед деаэраторами других типов проявляются при использовании для деаэрации низкопотенциальных теплоносителей, что позволяет увеличить выработку электрической энергии на тепловом потреблении в теплофикационных турбоустановках ТЭЦ, понизить потери теплоты с уходящими газами в котельных.

В большинстве случаев при применении вакуумной деаэрации взамен атмосферной удается снизить капитальные затраты на сооружение деаэрационных установок.

Недостатком вакуумных деаэраторов является большая материалоемкость, чем у атмосферных — 10.95 кг на 1 тонну обрабатываемой воды, а также дополнительные энергетические затраты на создание разрежения и отсос выпара, который составляет 4-6 кг на 1 тонну обрабатываемой воды. Уровень температуры, при котором производится обработка воды в деаэраторе, особенно влияет на остаточное содержание углекислоты, которая в отличие от кислорода (субмолекулярная форма растворения в воде) может находиться как в форме молекул СО2 и Н2СО3, так и в виде ионов СО3 и НСО3 .

Вакуумные деаэраторы при недостаточной плотности системы сами могут быть источником получения новых порций воздуха.

Деаэраторы атмосферного и повышенного давления (Рисунки 1.3,1.8) обеспечивают устойчивую деаэрацию воды в диапазоне изменения производительности от 30 до 120% от номинальной при изменении среднего подогрева воды от 10 до 40°С. Конструктивно практически не отличаются друг от друга. Выбор давления 0,1— 0.12 МПа или 0,6—0,8 МПа зависит от параметров тепловой схемы установки и метода подготовки добавочной воды. Эффективность процесса деаэрации при увеличении давления в деаэраторе повышается. При этом уменьшается коэффициент абсорбции н возрастает движущая сила десорбции, повышается интенсивность диффузии газов.

В результате разложения бикарбонатов и гидролиза образующихся при этом карбонатов в деаэраторе выделяется свободная углекислота, которая удаляется с выпаром.

Однако при повышении давления в деаэраторе ухудшаются условия работы насосов, установленных после деаэратора, так как насосы должны работать на более горячей воде.

Увеличивается расход электроэнергии на насос в связи с ростом удельных объемов. Для работы на высоком давлении необходимо увеличить толщину стенок деаэрационной колонки и бака аккумулятора. Стоимость аппарата также возрастает.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.8- Деаэратор повышенного давления

1-подводящий штуцер, 2-смесительное устройство, 3-лоток, 4-перепускной лист, 6-барбатажное устройство, 7- перегородка, 8-бак аккумулятор, 9-горловина бака, 10-коллектор, 11-поддон, 12-пароперепускные трубы, 13-сегментное устройство, 14- водоперепускная труба, 15-патрубки, 16-деаэрационная колонка, 17-штуцер отвода водолерепускная труба, 15- патрубки,16-деаэрационная колонка, 17-штуцер отвода выпара.

На ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго» для удаления агрессивных газов из питательной воды паровых котлов используются атмосферные деаэраторы.

Деаэраторы питательной воды расположены в помещении деаэрационно- питательной установки (ДПУ). Деаэраторы служат для сбора всех составляющих потоков питательной воды (химочищенной воды, чистых конденсатов, конденсата с конденсатоочистки) и удаления содержащихся в воде коррозионно – активных газов (кислород и свободная углекислота) за счет термической деаэрации. Греющей средой в деаэраторе является пар II отбора турбин.

Деаэрационные колонки атмосферного типа ДА-200 не удовлетворяют по расходу и качеству поэтому назрела необходимость установки новых деаэраторных установок.

В данном проекте предлагаю использовать деаэрационные колонки атмосферного типа ДА-200 с увеличением производительности до 300

тонн в час, для чего необходимо выполнить расчеты.

 

2 Расчетная часть

2.1 Расчет конструктивных размеров

 

Расчет колонки производительностью 300 т/ч.

Целью расчета является определение конструктивных размеров внутриколонковых элементов, обеспечивающих увеличение производительности колонки с 200 до 300 т/ч, при подогреве воды в ней до 60оС и снижение содержания кислорода в подпиточной воде с начальной, указанной в стандарте до 20 мкг/кг. В основу расчета положена схема и компоновка элементов по рисунку 2.

Сходные данные для расчета:

— Расход воды в колонку – Dв = 90-300 т/ч;

— Температура поступающей воды – tв = 44°С;

— Давление в деаэраторе – Pд = 0,12 МПа;

— Начальное содержание кислорода в воде перед колонкой – = 7,3 мг/кг;

— Содержание кислорода в подпиточной воде – = 20 мкг/кг;

Гидродинамический расчет.

(1)

Где Dв max – максимальная нагрузка колонки,т/ч; величина комплекса (δtc+δtк) определяется по номограмме и составит , при 30% нагрузке колонки -26°С; /13/,∆tк max – максимальный нагрев воды в колонке, °С; r – скрытая теплота парообразования воды, ккал/кг.

Средняя скорость пара в пучке струи:

, (2)

где — скорость пара на входе в в струйный пучек;

Fвх=dc1×Hc1×m= 1,6×1×0,3=0,48 м2 — площадь сечения для прохода пара на входе в пучек струй;

dc1= 1,6 м – ширина сечения на входе пара в пучек струй;

Hc1=1 м – принятая высота струйного отсека;

m — 0,3 — принятый коэффициент уменьшения проходного сечения на входе пара, из-за наличия струй:

,

где Fвых=dc2×Hc1×m= 0,6×1×0,3=0,18 м2 — площадь сечения на выходе пара из струйного пучка:

dc2= 0,6 м – ширина сечения на выходе пара из пучка струй.

Dвып = dуд× Dвmax=0,003×300=0,9 т/ч

dуд=0,003 т/тд.в- удельный расход выпара [2]

Требование [2], при котором сохраняется устойчивость струй, выполняется в данных условиях при их диаметре d0= 0,007м. Если водораспределитель перекрывает половину площади поперечного сечения колонки, (стандартная компоновка), а степень ее перфорации составляет m1=10%, то площадь отверстий в водораспределителе:

(3)

При условии, что начальный диаметр струй равен диаметру отверстий в водораспределителе находится общее число отверстий:

(4)

Гидростатический уровень на перфорированном участке водораспределителя, при 30% нагрузке деаэратора:

(5)

При 100% нагрузке деаэратора: hвр=0,134 м., где

q=9,81 м/c – ускорение силы тяжести;

— плотность воды;

=0,75 – коэффициент запаса на засорение отверстий.

Высота бортовой стенки водораспределителя определяется по уравнению:

(6)

Скорость истечения воды из отверстий водораспределителя, при 100 % нагрузке деаэратора:

(7)

Расход пара через перфорацию барботажной тарелки находится, для диапазона гидравлических нагрузок деаэратора от 90 до 300 т/ч:

, где (8)

90 т/ч – минимальная нагрузка деаэратора;

удельный расход пара на барботаж, кг/т.д.в.

Геометрические характеристики тарелки определяются из двух условий:

— при = 0,135 т/ч должна отсутствовать утечка воды через перфорацию тарелки;

— при =0,45 т/ч должен быть исключен унос воды с паром из барботажного слоя.

Для исключения утечки воды диаметр пузырей, в отверстиях барботажной тарелки, должен превышать диаметр отверстий. Для допустимого нагрева барбатируемой воды в 5°С находится отрывной диаметр пузырей dп=0,025 м.

Выбирается диаметр отверстий в барбатажной тарелке – dоб=0,006 м., при этом dп» dоб, что гарантирует отсутствие утечки через перфорацию тарелки. Скорость пара в отверстиях тарелки подсчитывается по формуле:

(9)

где 170-600 мм р.ст.- сопротивление барботажной тарелки, находиться [2] при нагрузках деаэратора т/ч;

1,8 – коэффициент сопротивления тарелки.

Минимально – необходимая, для исключения утечки, скорость пара в отверстиях тарелки /4/;

(10)

Т.е условие выполняется во всем требуемом диапазоне нагрузок деаэратора.

 

Необходимая площадь отверстий в барботажной тарелке:

(11)

То есть проходное сечение тарелки, в диапазоне нагрузок т/ч, должно изменяться в 19 раз. Для соблюдения этого требования тарелка выполняется наклонной. Угол наклона тарелки и высота переливной перегородки находятся с использованием номограммы, [2] и составляют в указанном диапазоне нагрузок соответственно Оптимальный угол наклона тарелки определяется для с помощью графиков [2] в следующей последовательности: по графику [2], для =24,8 м/с находится =0,02м2, далее, с использованием зависимости скорости пара в барботажном слое от угла наклона тарелки следует, что допустимый (по уносу) скорости пара соотвествует угол =60

Оптимальное число отверстий в барботажной тарелке находится при :

(12)

Пароперепускной гидрозатвор рассчитывается на пропуск пара при 100% -ной нагрузке деаэратора. Расход пара через гидрозатвор:

, (13)

Где — общий расход пара в колонку при максимальной нагрузке деаэратора.

Необходимая площадь сечения гидрозатвора:

(14)

Где скорость пара в сечении гидрозатвора после его включения в работу ( при =600 мм.в.ст. составит:

(15)

где = 11,5 – коэффициент сопротивления сухого гидрозатвора [2].

Принимая, что подогрев воды в поддоне гидрозатвора при пропуске пара составляет находится расход сконденсировавшегося пара:

(16)

Расход пара, выходящего из выхлопного канала гидрозатвора в струйный отсек:

(17)

Скорость пара на выхлопе гидрозатвора;

(18)

Средняя скорость пара в пучке струй при работающем гидрозатворе:

,

то есть ,

где =11 м/с при do= 0,007 м/с и, следовательно, включение гидрозатвора в работу не вызовет потери устойчивости струй.

Высота водосливного устройства определяется по уравнению:

Нвс=1,464×10-3×∆Рт=1,464×10-3×600=0,878,

Где ∆Рт=600 мм в.ст. – сопротивление барботажной тарелки при нагрузке деаэратора 300 т/ч.

Площадь сечения впускной горловины водослива, позволяющая достичь отделении из сливного потока захваченных пузырей находиться по уравнению:

(19)

где Кв= 0,577×h в1,15 – плотность сливаемого потока ;

h в = 1,22×∆Рт уровень « светлой » жидкости в водосливе;

Un=0,7м/с – скорость всплывания пузырей, при

 

2.2 Тепловой расчет

 

Подогрев воды при конденсации пара на поверхности слоя («зеркала») водораспределителя:

(1)

где коэффициент теплоотдачи от малоподвижного пара к воде; — площадь поверхности водораспределителя.

Подогрев воды в струйном пучке:

(2)

Минимальный нагрев воды при пропуске пара через пароперепускной гидрозатвор:

(3)

где NUT=220 ×G r0,4×К0,35×Wc0,175=220×25500,4×22,70,35×2630,175=40654 – тепловое число Нуссельта;

число Гретца;

h Г = 0,5 м – толщина слоя воды в поддоне гидрозатвора;

— критерий конденсации;

число Вебера;

— периметр выхлопного канала гидрозатвора.

Полученный подогрев превышает предварительно принятый

Подсчет минимального нагрева воды на барботажной тарелке производится по аналогичной формуле:

где (4)

NUT=240×13250,4×1540,42×14,90,22=63885;

 

 

м

Результаты теплового расчета показывают, что минимальный подогрев воды в колонке составит

∆tк=∆tвр+∆tс+∆tГ+∆tТ= 0,44+34+22+2,6=590С, что практически соответствует требуемому.

 

2.3 Расчет удаления кислорода

 

Содержание кислорода в конце струй определяется по уравнению:

(1)

, где

Коэффициент В= 0,003 для Рq=0,1 МПа и tв=44°С;

= 300 т/ч

=7,6 м/с,

= 33,3 т/ч

= 0,45 т/ч

=7300 мг/кг – содержание кислорода на линии насыщения в воде перед колонкой, для tв=44°С /4/.

Количество кислорода, удаляемого при пропуске пара через пароперепусной

гидрозатвор:

 

 

(2)

где

массообменное число Нуссельта для гидрозатвора,

О2= 20 мкг/кг – требуемое содержание кислорода за колонкой.

Содержание кислорода в воде на сливе с барботажной тарелки определяется по соотношению:

(3)

Где коэффициент Е=0,1 из/4/, при

(4)

Содержание кислорода в воде за деаэратором:

(5)

Где а1 = 0,25 – коэффициент остатка кислорода после удаления его в деаэраторном баке при отстое воды.

Приведенные расчеты показывают, что колонка деаэратора ДА=200 будет способна нести нагрузку в 300 т/ч обеспечивая требуемое качество деаэрированной воды.

 

2.4 Расчет охладителя выпара

 

Сравнение технических характеристик охладителей выпара поверхностного и контактного типов деаэраторов ДА-200.

 

Таблица 2.1- Технические характеристики

Характеристика Ед.измерения Вид охладителя

ОВА-16Ж

Г.Тагонрог Контактный

АОЗТ СДВ

Длинас корпуса мм 2700 1200

Диаметр корпуса мм 427×7 600×6

Вес: сухой кг 676 250

С водой кг 1150 350

Рабочее давление в водяном пространстве кг/см2 4 1,2

Пробное гидравлическое давление кг/см2 6 2

Рабочее давление в паровом пространстве кг/см2 1,2 1,2

 

 

Целью расчета является определение необходимого числа отверстий в днище 3 водораспределяющего короба 2 (Рисунок 1.5) и степени конденсации пара в охладителе.

(1)

Где = 955 кг/м3 — плотность воды при давлении 1,2 кг/см2

d0 – 0,004 м – принятый диаметр отверстий в днище;

w0- 3 м/с — рекомендуемая скорость истечения воды из отверстий;

 

Dв – расход охлажденной воды (2)

 

Где r = 536 ккал/кг – скрытая теплота парообразования воды;

∆t =14°С – рекомендуемый нагрев воды в охладителе;

Dвып – максимальный расход выпара из колонки;

Dвып= dвып× Dг (3)

Где dвып – 1,5 кг/т.д.в.- удельный расход выпара для атмосферных колонок /3/

После постановки (2) и (3) в (1) получается

 

Где Dг = 300 т\ч – максимальный расход воды в колонку.

По конструктивным соображениям принимаем п = 100 шт

Подогрев воды в конце струй охладителя:

(4)

Где А = 0,03 – константа, зависящая от давления в охладителе;

L = 0,8 м –длина струй в охладителе;

— среднелогарифмическая скорость пара в пучке струй;

(5)

Где — скорость пара на входе в пучок струй:

(6)

Где Dвых =1,5×300=450кг/ч – по формуле (3)

0,6875 кг/м3- плотность пара при давлении 1,2 кг/см2

Fвх- площадь сечения на входе пара в пучок струй:

(7)

 

Dвых=0,1× Dвып=0,1×450= 45 кг/ч – расход пара их охладителя;

D1= 0,4 м – диаметр условной окружности по наружному диаметру струйного пучка;

n1= 50 шт – число отверстий, выполненных на условную окружность диаметром D1.:

= скорость пара на выходе из струйного пучка:

(8)

Где Fвых – площадь сечения на выходе пара из пучка струй:

 

Где D2 = 0,2 м – диаметр условной окружности по внутреннему диаметру струйного пучка;

n2 = 50 шт. – число отверстий, вынесенных на условную окружность диаметром D2.

(9)

 

Рисунок 2.1- Сема присоединения охладителя выпара к деаэратору

1-трубопровод охлаждающей воды, 2-водораздающий короб, 3-линия отвода, 4-гидрозатвор, 5-дренаж, 6-деаэрационная колонка, 7-подвод выпара с колонки, 8-пароразделяюший коллектор, 9- труба вывода газа в атмосферу.

 

Действительный нагрев воды в охладителе:

 

Расход пара, конденсирующийся на струях:

(10)

 

Где по формуле (2)

Степень конденсации пара в охладителе:

 

 

Сема присоединения охладителя выпара к деаэратору показана на рисунке2.1.

 

 

 

2.5 Расчет комбинированного гидрозатвора

 

Расчет производился с целью корректировки диаметров гидрозатвора по отношению к предусмотренным в проекте ЧО Гипроавтопрома (90.0861.931.063.1522-ТМ.01). Последнее требуется в связи с возможностью увеличения производительности деаэратора ДА-200 до 300 т/ч – условие ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго».

Исходные данные:

— максимальная гидравлическая нагрузка деаэратора, равна, 120% от номинальной – Dг = 360 т/ч;

— максимальное общее сопративление гидрозатвора принять равным ∆Рг=2 м вод.ст. (0,2 кг/см2);

— минимальная высота парового гидрозатвора –h = 5 м.

— допускаемое повышение давления в деаэраторе при работающем гидрозатворе –Р=1,7 кг/см2;

— расчетная схема гидрозатвора показана на рисунке 2.2

Методика расчета и результаты:

Необходимый диаметр гидравлического затвора определяется по формуле:

м, (1)

Где = 0,935 кг/м3 — плотность пара при давлении Рг ;

Dг – пропуск пара через гидрозатвор при 120% нагрузке деаэратора и нагреве воды в колонке на 50°С, подсчитывается по уравнению теплового баланса:

, т/ч (2)

Где = 0,9985 ккал/ (кг°С) – теплоемкость воды при температуре воды на входе в колонку 54°С;

r — 529,82 ккал/кг — скрытая теплота парообразования воды при Рг;

 

 

Рисунок 2.2- Расчетная схема гидрозатвора

 

— скорость течения пара в выхлопной трубе гидрозатвора, определялась по уравнению:

, м/с (3)

Где = 0,98 – коэффициент загрязнения труб гидрозатвора:

q = 9,81 м/с2 – ускорение силы тяжести;

∆Р = (Рг -∆Рг – Р0) = (1,7 -0,2 -1,0) = 0,5 кг/см2 – перепад давления на гидрозатворе при его работе;

Р0=1,0 кг/см2 – атмосферное давление;

сумма местных коэффициентов сопротивления гидрозатвора, определялась для схемы Рисунок 2.2 и предварительно заданного внутреннего диаметра выхлопной трубы d0= 0,259 м равна:

, (4)

Где nвх = 2 число входов пара, Рисунок 2.2 ;

— 0,5 – коэффициент сопративления входу пара;

— 0,023 – коэффициент сопротивления прямых труб диаметром d0 , при абсолютной шероховатости 9,2 мм;

nк = 4 = число колен (поворот потока на 90 °), рисунок 2.2;

— средний коэффициент сопротивления колен;

= минимальный коэффициент сопротивления тройника;

(подвод воды – подвод пара) ;

nвых =2 число выходов пара , рисунок 7.;

= 0,5 – коэффициент сопротивления выходу пара.

 

 

Полученное значение превышает допустимую величину, составляющую . Поэтому, для дальнейшего расчета принимаю значение

Максимальная производительность деаэратора:

Dq= Dг+ Dп = 360+33,9 = 393,9 т/ч

Максимальный пропуск пара через гидрозатвор, при максимальной производительности деаэратора, составит:

т/ч

Для полученных данных, необходимый внутренний диаметр парового гидрозатвора составит:

м.

Сопоставление площадей проходных сечений парового гидрозатвора, для полученного =0,395 м и заложенного в проекте =0,295м, показало, что проектное сечение в 2,3 раза меньше требуемого.

Расчет показал, что для обеспечения надежной работы деаэратора в аварийных режимах требуется использовать, при изготовлении гидрозатвора, трубы с размером не менее 377×9 гост 8732-78.

Принятый в проекте диаметр труб водяного гидрозатвора (219×6) соответствует требуемому (при максимальной производительности деаэратора), руководящими указаниями по проектированию термических деаэраторовы (РТМ 108.030.21-78).

 

2.6 Выбор питательного центробежного электронасоса

 

Питательные электронасосы предназначены для питания энергетических котлов питательной водой.

Питательный электронасос состоит из насоса, электродвигателя, соединительной муфты, обратного клапана и комплекта КИП.

Во всасывающий патрубок насоса поступает питательная вода из деаэратора, в котором она имеет температуру насыщения, поэтому для безкавитационной работы насоса необходим значительный подпор, который создают установкой деаэратора выше насоса.

В главном корпусе ТЭЦ установлено четыре энергетических паровых котла, паровая производительность 75 т/ч каждого.

Максимальная паровая нагрузка 4 котлов при максимальной разгрузке

75 т/ч×4= 300 т/ч.

Собственные нужды котельных агрегатов 3%

300 т/ч×0,03=90т/ч

Потребность в питательной воде при максимальной загрузке котлов котельных агрегатов:

300т/ч+90 т/ч=390 т/ч

Необходимый напор питательных насосов должен составлять с учетом давления в барабане котла 38 кгс/см2 и гидравлических потерь от помещения ДПУ до барабана 12 кгс/см2

38 кгс/см2 + 12 кгс/см2 = 50 кгс/см2

 

По параметрам, технической и энергетической эффективности в номинальном режиме ( таблице 2.2) выбираем питательный насос.

 

 

Таблица 2.2 — Показатели назначения по параметрам, технической и энергетической эффективности в номинальном режиме.

 

 

Наименование показателя Значение показателя

ПЭ 65-40 ПЭ 65-53 ПЭ 100-53 ПЭ 150-53 ПЭ 150-63

1 2 3 4 5 6

Подача, м3/с (м3/ч) 0,018(65) 0,018(65) 0,028(100) 0,042(150) 0,042(150)

Напор,м 440 580 580 580 700

Допускаемые предельные отклонения напора,% производственные

эксплуатационные

 

±3

-6

 

±3

-6

 

±3

-6

 

±3

-6

 

±3

-6

Частота вращения, с-1(об/мин) 49,3(2960) 49,4(2965) 49,7(2980) 49,7(2980) 49,7(2980)

Допускаемый кавитационный запас, м, не более

(для эксплуатации, не менее)

4

4

4

5

5

Давление на входе в насос, МПа (кгс/см2), не более 0,68(7) 0,68(7) 0,68(7) 0,68(7) 0,68(7)

Мощность насоса, кВт 106 140 206 301 364

Суммарная внешняя утечка через уплотнения ротора насоса, м3/с (л), не более

0,83×10-6

0,83×10-6

0,83×10-6

0,83×10-6

0,83×10-6

Корректированный уровень звуковой мощности, дБА

107

107

108

108

108

 

Продолжение таблицы 2.2

1 2 3 4 5 6

Установленная безотказная наработка, ч, не менее 6300 6300 6300 6300 6300

Установленный ресурс до кап. ремонта,ч, не менее

18000

18000

18000

18000

18000

Габаритные размеры, мм:

насоса

агрегата

1

1

1

1

1

1

1

1

2

2

Масса, кг:

насоса

агрегата

1068+20

2070+40

1124+20

2470+50

1363+25

3920+80

1610+40

5835+120

1720+40

4350+90

Показатели двигателя:

мощность,кВТ

напряжение,в

частота тока,Гц

род тока

125

380/660

50

200

380/660

50

315

6000

50

500

6000

50

500

6000

50

переменный

 

Из номенклатуры (Таблица 2.2) выпускаемых промышленностью насосов подходят для этой цели по развиваемому давлению ПЭ 150-53 и ПЭ 100-53. Выбор необходимого состава с учетом того, что необходимую нагрузку 390 т/ч могут обеспечить 2 насоса ПЭ 150-53 и 1 насос ПЭ 100-53 (требование правил 1 насос должен находиться в резерве). Также насос ПЭ 100-56 необходим для более экономичной работы в летний период, когда в работе находиться 1 паровой котел.

Агрегаты изготовлены в в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения 4 ГОСТ 15150-69 и предназначены для работы в закрытых помещениях.

Агрегаты выполнены в общепромышленном исполнении и не допускают эксплуатацию во взрывоопасных и пожароопасных помещениях. Насосные агрегаты выпускаются в соответствии с требованиями ТУ 26-06-1157-78.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Автоматизация управления деаэраторами

3.1 Контрольно-измерительные приборы, автоматика и сигнализация ДПУ

 

Автоматизация остается одной из главных проблем промышленного производства. Трудоемкие процессы, связанные с производством и распределением тепловой и электрической энергии на современных ТЭС, в основном механизированы. Труд человека состоит в том, чтобы управлять машинами, механизмами и установками и наблюдать за их работой непосредственно или по измерительным приборам. Однако механизация круглосуточно работающего оборудования не избавляет человека от утомительного и однообразного труда по управлению основными и вспомогательными установками ТЭС, а что самое главное, не гарантирует их надежной и экономичной работы даже при высокой квалификации эксплуатационного персонала. Это обусловило развитие автоматизации в современной энергетике.

Широкое использование научных и технических достижений в целях автоматизации технологических процессов ТЭС позволяет повысить техническую и экономическую эффективность теплоэнергетических установок и успешно решать современные задачи управления.

Система управления технологическим процессом должна обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию оборудования в соответствии с требованиями действующей НТД и с требованиями СНиП II-35-76 “Котельные установки”.

Кроме функции безопасности система автоматики должна обеспечить работу системы в наиболее экономичном режиме, что приведет к снижению себестоимости энергии.

Защитные устройства вспомогательных установок ТЭС относятся к так называемым локальным системам автоматических защит. Их действие, как правило, не связано с остановом основного оборудования и его механизмом, так, как вспомогательные установки обычно резервируют, или же сравнительно быстро ремонтируют. Кроме того чрезмерное отклонение регулируемых параметров вспомогательных установок не оказывает прямого влияния на производительность котлов и выработку электроэнергии. В случае аварийного отключения работающих насосов или непредвиденного снижения давления воды в питательной магистрали предусмотрено автоматическое включение резервных. При наличии питательных турбонасосов их приводные турбины обеспечивают защитами от и повышения частоты вращения вала, сдвига ротора и понижения давления масла в системах регулирования и смазки подшипников. На деаэраторах питательной воды предусматривают защиты от повышения давления в деаэраторной головке (предохранительные клапаны или гидрозатворы), от понижения давления в трубопроводе отбора пара на деаэратор (включение линии резервного подвода пара) и повышения уровня воды в аккумуляторных баках. При повышении максимально допустимого уровня автоматически открывается задвижка на аварийном сливе воды из бака, а при достижении максимального включается резервный насос подачи химически очищенной воды.

Для предотвращения аварий и отклонений в работе ДПУ на ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго» предусмотрена система предупредительной сигнализации и АВР, система КИП для измерения, контроля и регистрации: температуры, расхода и давления питательной воды; уровня и давления в деаэраторе; расходов ХОВ и конденсата в деаэратор; температуры подшипников ПЭН.

 

3.2 Автоматическое регулирование деаэраторной установки

 

Деаэратор предназначен для удаления растворенного в питательной воде кислорода. В нижнюю часть деаэраторной головки, установленной над аккумуляторным баком питательной воды подводится греющий пар. Поток пара, стремясь к выходу в атмосферу, расположенному в верхней части головки, нагревает до температуры кипения движущуюся навстречу ему питательную воду. Выделившийся из воды в процессе кипения кислород вместе с излишками пара сбрасывают в атмосферу или расширитель. Для непрерывного нагрева и деарированния воды в деаэраторе поддерживают избыточное давление пара pД и соответствующую ему температуру насыщения tн.

Схема регулирования уровня воды в Нб в аккумуляторном баке 1 и избыточного давления пара в деаэраторной головке 2 изображен на рисунке 3.1

 

 

Рисунок 3.1- Схема регулирования уровня воды в в аккумуляторном баке и избыточного давления пара в деаэраторной головке.

1-аккумуляторный бак; 2-деаэраторная головка; 3-регулирующий клапан; 4-поворотная заслонка; 5- регулятор давления; 6-регулятор уровня.

Входным сигналом П- или ПИ-регулятора уровня 6, воздействующего на перемещение клапана 3 на линии химически очищенной воды, служит уровень воды Нб . Обычно регулятор уровня охватывают жесткой отрицательной обратной связью ЖОС по положению регулирующего клапана, способствующей стабилизации расхода воды. Входным сигналом регулятора давления 5, который воздействует на регулирующую заслонку 4 греющего пара, служит давление pД. Из-за необходимости точного поддержания pД и tн регулятор давления должен реализовать ПИ- закон регулирования.

При параллельной работе группы деаэраторов регулятор давления и регулятор уровня воздействуют на соответствующие регулирующие клапаны общего подвода пара и химически очищенной воды.

При отклонении рабочих параметров загорается соответствующее отклонению табло на щите управления ДПУ и срабатывает звуковой сигнал. Параметры срабатывания сигнализации указаны в карте установок (Таблица 2).

Так же деаэраторы и трубопроводы оснащены манометрами для измерения давления, ежесменно машинист-обходчик проверяет исправность манометров посадкой на нуль, результаты проверки заносятся в оперативный журнал.

Карта установок АВР деаэрационно-питательной установки.

Таблица 3.1

Наименование оборудования Уставка на включение АВР (min) Прибор

(тип) Место

установки

прибора

АВР питательных насосов по понижению

давления питательной воды 46 кгс\см2 ДИСК-250 Щит управления

Включается резервный по блокировке

АВР питательных насосов по отключению

работающего насоса Включается резервный по блокировке.

При работе ПЭН № 2, 4 на блокировку по резерву ставить ПЭН №1 или ПЭН №3.

 

 

Карта установок предупредительной сигнализации деаэрационно-питательной установки.

Таблица 3.2

Наименование оборудования Параметры Уставка

предупредительной сигнализации

1 2 3

ПЭН №1,2,3,4 Температура горячего воздуха

— высоко 900С

ПЭН №1,2,3,4 Температура подшипников

— высоко 750С

Деаэратор №1,2 Уровень

— низко 1,5 м

Деаэратор №1,2 Уровень

— высоко 2,5 м

Деаэратор №1,2 Давление

— высоко 0,5 кгс\см2

Нижний питательный коллектор (НПК) Давление воды

— низко

46 кгс\см2

Продолжение таблицы 3.2

1 2 3

Верхний пита- тельный коллектор (ВПК) Давление воды

— низко

46 кгс\см2

ПЭН №1,2,3,4 Аварийное отключение —

ПЭН №1,2,3,4 Давление после

гидропяты

— высоко 1,5 кгс\см2

ПЭН №1,2,3,4 Нет напряжения в цепях управления —

ПЭН №1,2,3,4 Нет напряжения общих цепях управления —

 

Запрещается пуск ДПУ в работу при неисправности любой из защит и сигнализации!

Съём звукового сигнала производится машинистом-обходчиком. После устранения причины и восстановления нормального значения параметра исчезает световой сигнал.

Исправность и работоспособность световой и звуковой сигнализации проверяется машинистом-обходчиком ежесменно путем нажатия кнопки опробования сигнализации.

На щите ДПУ установлены регистрирующие приборы для измерения:

1) давления пара в деаэраторе (Р1);

2) температуры деаэрированной воды после деаэратора (Т1);

3) уровня воды в деаэраторе (Н);

4) давления питательной воды;

5) расхода питательной воды;

6) давления за гидропятой (ПЭН);

7) расхода конденсата;

8) расхода химводы.

Точки контроля давления и температуры показаны на принципиальной схеме ДПУ . Эксплуатация оборудования ДПУ должна обеспечивать ее бесперебойную, надёжную и экономичную работу, а также безопасность обслуживания, и включает в себя: контроль режима работы, периодический осмотр, производство переключений, вывод в резерв и ремонт, приемку из ремонта, чистку и смазку, уборку зон обслуживания.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Безопасность жизнедеятельности

4.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ)

 

Выявление ОВПФ.

При работе персонала рядом с тепловыми электроустановками на него воздействуют опасные и вредные производственные факторы.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы»: опасный производственный фактор – это фактор среды и трудового процесса, который может быть причиной острого заболевания или внезапного резкого ухудшения здоровья, смерти. Вредный производственный фактор – это производственный фактор, воздействие которого на работающего приводит к заболеванию, снижению работоспособности.

В цехе в зоне работы эксплуатационного и ремонтного персонала опасными и вредными производственными факторами являются:

а) физические факторы:

-высокая температура воздуха рабочей зоны (до60°С);

пониженная влажность (менее40%);

-высокая температура поверхностей оборудования (до 195°С без изоляции);

-производственные шумы (до 80 дБА);

-вибрация;

-недостаточное освещение;

б) травматические факторы

-горячая вода высокого давления;

-вращающиеся механизмы;

-опасность поражения электрическим током;

в) биологические факторы отсутствуют;

г) химические факторы;

-опасность возможной утечки природного газа;

-загазованность помещения котельной дымовыми газами;

-розлив реагентов для обработка воды.

д) факторы трудового процесса(психофизиологические факторы):

-тяжесть труда: нагрузки на опорно-двигательный аппарат, на сердечнососудистую, дыхательную и другие системы организма, обеспечивающие его деятельность; мощность, сменность труда.

-напряженность труда; нагрузки на центральную нервную систему, на органы чувств; эмоциональные нагрузки, сенсорные и статические нагрузки.

Характеристика воздействия выявленных ОВПФ на оборудование, окружающую среду и организм человека.

Воздействие тепловых нагрузок на организм человека способствует быстрому утомлению, ослаблению, снижению сопротивляемости организма к заболеваниям, тепловым ударам, катаракте.

Пониженная влажность в рабочей зоне приводит к снижению сопротивляемости слизистой оболочки верхних дыхательных путей болезнетворным микробам и, как следствие, к заболеваниям.

Высокая температура поверхностей оборудования является причиной ожогов.

Повышенный уровень шума на рабочих местах оказывает вредное воздействие на человека: притупляет зрение, нарушает деятельность сердечнососудистой системы (повышается внутричерепное и кровяное давление, возможно расстройство сердечной мышцы); деятельность центральной нервной системы (страдает кора головного мозга, замедляются психические реакции, ослабляется внимание); деятельность пищеварительной, кровеносной систем, слухового аппарата. В значительной степени может развиться тугоухость и в конечном итого привести к полной потере слуха.

Воздействие вибрации на человека может привести к расстройству центральной нервной системы, органов чувств и опорно-двигательной системы. Постоянное воздействие вибрации приводит к профессиональному заболеванию – вибрационной болезни. Вибрация и высокое давление очень быстро изнашивают оборудование, в том числе, износ сальников на задвижках трубопроводов горячей воды и газопроводах, приводит к возникновению свищей горячей воды и как следствие возможность получения ожогов, и к утечке природного газа, что приводит к отравлению персонала, а в конечном итоге к взрыву.

Недостаточность освещения приводит к ослаблению зрения персонала. А также к неисправимым ошибкам сотрудников, по причине недостаточного освещения или его отсутствия, например в местах размещения КИП.

Высокое давление горячей воды приводит к возможности разрыва трубопроводов и растеканию теплоносителя с температурой 70-90°С, что может привести к обвариванию людей и затруднению ликвидации аварии.

Вращающиеся механизмы могут привести к травмам персонала, рабочее место которого находится в непосредственной близости от них.

Возможная утечка газа может привести к отравлению персонала и даже к взрыву.

Физические и нервно-психологические нагрузки приводят к ошибкам персонала при эксплуатации котлов.

Сравнение фактических значений параметров с допустимыми нормами Нагретая поверхность оборудования излучает тепловую энергию инфракрасного спектра мощностью порядка нескольких тысяч Вт/м3, в то время как допустимое значение излучения этого спектра для человека не должно превышать 35 Вт/м2 при облучении 50% поверхности тела и более, 70 Вт/м2 — при величине облучаемой поверхности от 25 до 50% и 100 Вт/м2 — при облучении не более 25% поверхности тела.

В соответствии с ГОСТ 12.1.005 — 88. «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», относительная влажность должна составлять 40 — 60 %.

Температура нагретых поверхностей оборудования, изоляции и ограждений в местах работы персонала не должна превышать 45°С; но в некоторых местах она может быть значительно выше.

Допустимые шумовые характеристики рабочих зон регламентируются ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности». В помещениях котельной присутствует постоянный шум, характеристикой которого являются уровни звукового давления и относительная доза шума в процентах, которая учитывает акустическую энергию, воздействующую на человека за определенный период времени. Согласно ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности» уровни звука и эквивалентные уровни звука в постоянных рабочих зонах в производственных помещениях не должны превышать 80 дБА. Персонал, работая порядка восьми часов в зонах с уровнем звукового давления 80 дБА и более, получает относительную дозу шума 100% и более.

ГОСТ 12.1.005 — 88. «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» регламентированы предельно допустимые концентрации для воздуха рабочей зоны производственных помещений: предельно допустимая концентрация азота и его оксидов в рабочей зоне составляет 5 мг/м3, допустимая санитарная норма содержания диоксида углерода в воздухе помещений котельной имеет значение 20 мг/м3. Данные показатели в котельной находятся в норме.

 

4.2 Производственная санитария

 

Производственной санитарией решается задача полного устранения ОВПФ или снижения их до предельно допустимых значений.

Мероприятия по производственной санитарии обеспечивают предупреждение или снижение вредного воздействия на организм человека промышленных ядов, газов, пыли, производственного шума и вибрации, а также рациональное устройство и использование систем отопления, освещения и вентиляции; обеспечивают оптимальные условия труда.

Микроклимат в рабочих зонах и на рабочих местах определяется температурой, влажностью и скоростью движения воздуха. Все параметры микроклимата нормированы в соответствии с ГОСТ 12.1.005 — 88. «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

Микроклимат нормируется в рабочей зоне на высоте до 2 метров над уровнем пола или рабочей площадкой.

Нормируется оптимальный микроклимат, обеспечивающий тепловой комфорт и высокую работоспособность человека (Таблица 4.1)

Таблица 4.1 — Допустимые нормы микроклимата для постоянных рабочих мест.

Время года Категория работ Температура

t,°C Относительная влажность

Ф,% Скорость м/с

Холодное Легкая 1а 21-25 75 0,1

Легкая 16 20-24 75 0,2

Средней тяжести 2а 17-23 75 0,3

Средней тяжести 26 15-21 75 0,4

Тяжелая 3 13 — 19 75 0,5

Теплое Легкая 1а 22-28 55 0,1-0,2

Легкая 16 21-28 60 0,1-0,3

Средней тяжести 2а 18-27 65 0,2-0,4

Средней тяжести 26 16-27 70 0,2-0,5

Тяжелая 3 15-26 75 0,2-0,6

 

Для обеспечения оптимальных параметров микроклимата, предусмотрена общеобменная вентиляция, обеспечивающая трехкратный обмен воздуха в час, с отсасыванием воздуха из верхней части котельной. Кроме того предусмотрена аварийная вытяжная вентиляция, для обеспечения в аварийных ситуациях при совместной работе с постоянно действующей вентиляцией не менее чем восьмикратный обмен воздуха в час. В соответствии с требованиями отсос воздуха максимально приближен к источнику избыточного тепла, причём удаляемый воздух не проходит через зону дыхания обслуживающего персонала.

Освещение рабочего места на щите дистанционного управления осуществляется лампами накаливания. Номинальная освещенность пультов управления, тепловых щитов — 75 лк. Персонал постоянно находится в помещении, где осуществляется периодическое наблюдение за процессом. Работа относится к VIII категории зрительных работ.

Защита от теплового излучения

Деаэраторы, котельные агрегаты, трубопроводы пара, пароводяные подогреватели, являются источником избыточных выделений тепла. В целях профилактики тепловых травм, температура наружных поверхностей технологического оборудования или ограждающих его конструкций не должна превышать 45°С.

Для защиты дослуживающего персонала от воздействия тепловых излучений,’ предусмотрены блочные щиты управления.

Защита от шума для теплоэнергетического оборудования характерны механические, аэродинамические и гидродинамические шумы — неупорядоченное распространение звуков разной интенсивности и частоты, оказывающих неблагоприятное воздействие на организм человека. В котельной значительный постоянный шум вызывают аэродинамические причины, к ним относятся:

— работа ГРП;

— работав котлов;

— работа насосов;

— шум воды и пара в трубопроводах;

Непостоянные импульсные шумы вызывают:

— резкие перепады давления в трубопроводах;

— работа предохранительных клапанов;

— звуковые сигналы и др.

Уровень шума в производственных помещениях не должен превышать 80 дБА согласно ГОСТ 12.1.003 — 83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности».

С целью снижения уровня шума, проводят следующие мероприятия:

— улучшение режима эксплуатации оборудования;

— центровка и балансировка механизмов;

— наложение шумовой изоляции (шумозащитные кожухи).

При кратковременном прибывании в очень шумном помещении применяют наушники-противошумы или беруши.

Защита от вибрации1 при обслуживании оборудования , как основного, так и вспомогательного возникает общая технологическая вибрация в зонах обслуживания оборудования, действующая на обслуживающий персонал, кроме этого вибрации некоторого оборудования могут создать аварийную ситуацию; поэтому предусмотрены методы защиты, снижающие параметры вибрации в направлении её распространения.

Производственное оборудование, машины, агрегаты, передающие вибрацию на рабочие места, установлены в рабочем помещении таким образом, чтобы могла быть обеспечена надлежащая виброизоляция, обеспечивающая на рабочих местах предельно допустимые значения виброскорости в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.012-78. «ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности».

В случаях невозможности снижения вибрации до нормы, предусмотрено автоматическое и дистанционное управление такими агрегатами.

Проводятся лечебно-профилактические: медицинские осмотры персонала, профилактическое лечение и т.д.

Оборудование для снижения вибрации должно проходить периодическую вибродиагностику» и балансировку, для устранения низкочастотной вибрации должны применяться вибропоглощающие материалы.

 

4.3 Техника безопасности

 

Деаэраторы относятся к оборудованию, работающему под давлением.

Механическая прочность оборудования обеспечиваетя предварительными испытаниями на прочность, путем проверки качества сварных швов, гидравлических испытаний, после истечения срока службы проводятся экспертизы промышленной безопасности по результатам которой выдается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации котла.

При работе деаэраторов возможно коррозионное разрушение элементов конструкции. Коррозионная стойкость оборудования обеспечивается увеличением коррозионной стойкости конструктивного материала, путем нанесения соответствующего покрытия.

Надежность работы деаэраторов зависит от соблюдения режима работы установок и исправности предохранительных устройств.

Для этого применяют следующие меры:

-автоматическое регулирование давления пара в деаэраторе;

— автоматическое регулирование уровня воды в деаэраторе;

— вывод показаний контролируемых параметров на рабочее место оператора

котельной;

— контроль за исправностью предохранительных устройств.

Все трубопроводы и теплообменные аппараты имеют в верхних точках воздушники, а в нижних точках и застойных зонах — дренажные устройства, соединенные непосредственно с атмосферой.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала предусмотрены следующие защитные устройства:

-предохранительные клапана для автоматического выпуска избыточной пара из деаэраторов:

-предохранительные устройства для слива воды при превышении

допустимого уровня.

Трубопроводы окрашены в соответствии с (ГОСТ Р 12.4.026-2001. «ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности»).

1) пар перегретый — красный:

2) пар насыщенный — красный с желтым кольцом;

3) воздух – синий;

4) вода – зеленый;

5) техническая вода – черный;

Отключающие, аварийные, открытые токоведущие части оборудования обозначены красным цветом.

Для защиты персонала от травм при контакте с вращающимися механизмами, используют средства коллективной защиты согласно ГОСТ 12.4.125-83. «ССБТ. Средства коллективной защиты работающих от воздействия механических факторов»;

— оградители (кожухи, дверцы, щиты, козырьки, планки, барьеры, экраны);

— знаки безопасности (ГОСТ Р 12.4.026-2001. «ССБТ. Цвета сигнальные

и знаки безопасности»).

«Для предотвращения поражения электрическим током используется защитное заземление. Заземление — это преднамеренное электрическое соединение с землёй или её эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Или зануление — преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением (ГОСТ 12.1.030-81).

Заземление и зануление выполняются при :

-номинальном напряжении 380 В переменного тока и 440 В и выше постоянного тока во всех случаях;

— номинальном напряжении 42-380 В переменного тока и ПО — 440 В постоянного тока при работах в условиях повышенной опасности и особо опасных

по ГОСТ 12.1.013-78.

Помещение с оборудованием, согласно СНиП 11-4-79 должно быть освещено таким образом, чтобы гарантировать возможность правильного и безопасного обслуживания установок.

Кроме рабочего освещения предусмотрено аварийное освещение зон работ от самостоятельного источника питания электроэнергии, независимого от общей электроосветительной сети котельной, которое должно обеспечить обслуживание основного оборудования и эвакуацию персонала котельной в случаях перебоев с электроэнергией.

Предусмотрена защита оборудования, сигнализация, автоматическое регулирование и контроль параметров при эксплуатации.

Во избежание контактов с горячими поверхностями оборудования, персонал должен работать в специальном костюме, согласно (ГОСТ 12.5.048-76) и в защитных руковицах (ГОСТ 12.4.010-75).

Для защиты головы при входе в зону работ нужно обязательно надевать защитную каску (ГОСТ 12.4.087-84).

При выполнении работ в опасных и особо опасных условиях, а также других несвойственных работ проводится целевой инструктаж и выдается наряд-допуск (ГОСТ 12.0.004-90).

Деаэраторы должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации предприятия-изготовителя по ГОСТ 2.601-68 и Правил технической эксплуатации электростанций.

Эксплуатируемые деаэраторы должны обеспечивать характеристики, соответствующие требованиям ГОСТ – 16860-87 и ОСТ 108.30102-91.

При монтаже и эксплуатации деаэраторов должны соблюдаться меры безопасности, определенные требованиями Ростехнадзора, соответствующими нормативными документами, инструкциями и т.д. Деаэраторы должны подвергаться техническим освидетельствованиям: осмотру для определения состояния наружных и внутренних поверхностей – не реже одного раза в 4 года; гидравлическим испытаниям с предварительным внутренним осмотром – не реже одного раза в 8 лет.

Баки-аккумуляторы атмосферных деаэраторов должны иметь антикоррозионную защиту внутрекнней поверхности, выполненную в соответствии с «Руководящими указаниями по защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации», М.; СПО Союзтехэнерго, 1981, без которой их эксплуатация не допускается.

 

4.4 Производственная эстетика и культура производств

 

Рабочее место оператора — это щит управления и наблюдения. Работа выполняется как сидя, так и стоя.

Выполнение трудовых операций «часто» и «очень часто» должно быть обеспечено в пределах зоны лёгкой досягаемости.

Для оператора частота выполнения операций «часто» — менее двух операций в минуту.

Существуют три зоны выполнения ручных операций и размещения органов управления:

1-я зона: в ней размещены наиболее важные и очень часто используемые органы управления;

2-я зона: в ней размещены часто используемые органы управления;

3-я зона: в ней размещены редко используемые органы управления.

Для знаков безопасности поверхностей конструкций и элементов производственного оборудования применяют сигнальные цвета.

Устанавливают следующие цвета в соответствии с (ГОСТ Р 12.4.026-2001. «ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности») красный, жёлтый, синий, зелёный. На пульте управления красным цветом обозначены рукоятки отключения, аварийной остановки, а также лампы, сигнализирующие о нарушении технологического процесса.

Жёлтым цветом обозначены подъёмно-транспортное оборудование, постоянные и временные ограждения, Устанавливаемые на границе опасных зон.

Синий — применяется для подписывающих знаков.

Зелёный для световых табло, сигнальных ламп, извещающих о нормальном режиме работы оборудования.

Рабочие должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты, предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими нормами и условиями работ.

Помещение и все оборудование необходимо содержать в исправном состоянии и надлежащей чистоте..

Рабочие должны соблюдать правила личной гигиены. Перед приемом пищи или курением необходимо мыть руки с мылом.

Для питья необходимо пользоваться водой из специально предназначенных для этой цели устройств (сатураторы, питьевые бачки, фонтанчики и т.п.).

Рабочие должны выполнять только ту работу, по которой проинструктированы и допущены руководителем работ или мастером.

 

4.5 Пожарная безопасность

 

Нормативная и техническая документация на здания ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго», строительные конструкции, изделия и материалы содержит их пожарно-технические характеристики, регламентируемые настоящими нормами. Здания разделены противопожарными стенами , перегородками и перекрытиями.

Противопожарные преграды (стены перегородки, перекрытия) предназначены для предотвращения распространения пожара и продуктов горения из помещения или пожарного отсека с очагом пожара в другие помещения. Для выделения пожарных отсеков применяются противопожарные стены 1-го типа.

На объекте имеется система пожарной безопасности, направленная на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара. Разработаны специальные правила пожарной безопасности, отражающие специфику их эксплуатации и учитывающие пожарную опасность.

«Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий» РД 153.-34.0-03.301-00 ВППБ 01-02-95*). Разработаны инструкции о мерах пожарной безопасности для каждого взрывопожарного и пожароопасного помещения.

Ведется монтаж автоматической установки пожарной сигнализации (АУПС), также предусмотрена установка оповещения людей о пожаре.

При поступлении на работу проводится противопожарный инструктаж, а при изменении специфики работы проводится дополнительное обучение по предупреждению и тушению возможных пожаров.

Для проведения мероприятий по охране предприятия от пожаров создана пожарно-техническая комиссия и добровольная пожарная дружина (ДПД).

Добровольная пожарная дружина осуществляет контроль за выполнением и соблюдением противопожарного режима, надзор за исправным состоянием первичных средств пожаротушения и готовностью их к действию; проводит разъяснительную работу среди работающих по соблюдению противопожарного режима; вызовает пожарную команд в случае возникновения пожара и примает меры по тушению возникшего пожара, имеющимися в подразделении средствами пожаротушения.

Приказом назначены ответственные за обеспечение пожарной безопасности, распорядительным документом установлен противопожарный режим.

Разработаны планы эвакуации людей в случае пожара.

Двери на путях эвакуации открываются свободно по направлению выхода из здания без ключа.

На путях эвакуации вывешены знаки пожарной безопасности.

Всего таких знаков четыре вида: запрещающие

предупреждающие

предписывающие

указательные

Они различаются формой и цветом; иногда содержат поясняющую надпись.

Запрещающий знак, круг с диагональной полосой, указывает, чего нельзя делать в данном месте (не пользоваться открытым огнем, не курить и др.)

Предупреждающий знак, треугольник желтого цвета с черным контуром, говорит о том, что вы находитесь в опасном месте ( ВЗРЫВООПАСНО!, ПОЖАРООПАСНО!).

Предписывающий знак, красного цвета, подсказывает, что нужно делать в случае пожара (например, пользоваться защитной одеждой).

Указательный знак, квадрат или прямоугольник, показывает, в каком направлении вам нужно эвакуироваться в случае пожара и где находятся средства тушения огня.

Пути эвакуации освещены в соответствии с требованиями СНиП 23-05.

На лестничных клетках и коридорах установлены электрические светильники, окрашенные в зеленый цвет -это лампы аварийного освещения. Они нужны для освещения путей эвакуации во время пожара. Ориентируясь на них, есть возможность во время покинуть горящий объект и оказать помощь окружающим людям.

Здание обеспечено первичными средствами пожаротушения в соответствии с приложением № 3 ППБ 01-03. На производстве для ликвидации возгорания применяются внутренние пожарные краны, воздушно-пенные установки, огнетушители.

Наружное водоснабжение ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго» пожарно-хозяйственный водопровод – кольцевой. За ТЭЦ закреплены 3 пожарных гидрантов на хозяйственной воде, 2 на промышленной воде. У гидрантов установлены соответствующие указатели.

В зимнее время колодцы пожарных гидрантов утепляют, а также следят за своевременной очисткой их крышек от снега.

Цех оборудован приточно-вытяжной вентиляцией; включение и выключение электроосвещения и электрооборудования выполнено во взрывозащищенном исполнении.

Вентиляционные системы проверяются в установленные сроки и содержаться в исправном состоянии.

Монтаж и эксплуатация эл. установок и электрических изделий осуществляется в соответствии с требованиями нормативных документов по ПБ.

Электроустановки и электроприборы бытовые в помещении, в котором по окончании рабочего времени отсутствует дежурный персонал, обесточиваются. Под напряжением остаются: дежурное освещение, установки пожаротушения и противопожарного водоснабжения, пожарная и охранопожарная сигнализация.

Мероприятия направленные на предотвращение распространения пожара:

-ограничение площади, интенсивности и продолжительности горения

-конструктивные и объемно-планировочные решения с учетом функциональной пожарной опасности помещений, величины пожарной нагрузки, степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности здания

-ограничение пожарной опасности строительных материалов

-снижение технологической взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий;

-наличие первичных средств пожаротушения; сигнализация и оповещение о пожаре.

Узлы пересечения кабелями и трубопроводами ограждающих конструкций с нормируемой огнестойкостью и пожарной опасностью не должны снижать требуемых пожарно-технических показателей конструкций.

Специальные огнезащитные покрытия и пропитки, нанесенные на открытую поверхность конструкций, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к отделке конструкций.

Противопожарные стены, разделяющие здание на пожарные отсеки, должны возводиться на всю высоту здания и обеспечивать нераспространение пожара в смежный пожарный отсек при обрушении конструкций здания со стороны очага пожара.

При пожаре проемы в противопожарных преградах должны быть, как правило, закрыты.

Окна в противопожарных преградах должны быть неоткрывающимися, а двери, ворота, люки и клапаны должны иметь устройства для самозакрывания и уплотнения в притворах. Двери, ворота, люки и клапаны, которые могут эксплуатироваться в открытом положении, должны быть оборудованы устройствами, обеспечивающими их автоматическое закрывание при пожаре.

Противопожарные стены и перекрытия 1-го типа не допускается пересекать каналами, шахтами и трубопроводами для транспортирования горючих газов, пылевоздушных смесей, жидкостей, веществ и материалов. В местах пересечения таких противопожарных преград каналами, шахтами и трубопроводами для транспортирования сред, отличных от вышеуказанных, следует предусматривать автоматические устройства, предотвращающие распространение продуктов горения по каналам, шахтам и трубопроводам.

В процессе эксплуатации должна быть обеспечена работоспособность всех инженерных средств противопожарной защиты.

Автоматическое пожаротушение и пожарную сигнализацию следует предусматривать в соответствии с НПБ 110.

Тушение возможного пожара и проведение спасательных работ должны обеспечиваться конструктивными, объемно-планировочными, инженерно-техническими и организационными мероприятиями. К ним относятся:

-устройство пожарных проездов и подъездных путей для пожарной техники,

-устройство наружных пожарных лестниц и обеспечение других способов подъема персонала пожарных подразделений и пожарной техники на этажи и на кровлю зданий,

-устройство противопожарного водопровода,

-оборудование здания в необходимых случаях индивидуальными и коллективными средствами спасения людей;

Проезды для основных и специальных пожарных машин следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП 11-89, СНиП 11-97.

Число выходов на кровлю и их расположение следует предусматривать в зависимости от функциональной пожарной опасности и размеров здания.

Для обеспечения тушения пожара и спасательных работ предусмотрены пожарные лестницы. Пожарные лестницы должны выполняться из негорючих материалов, располагаться не ближе 1 м от окон и должны быть рассчитаны на их использование пожарными подразделениями.

Необходимость устройства пожарного водопровода и других стационарных средств пожаротушения должна предусматриваться в зависимости от степени огнестойкости, конструктивной и функциональной пожарной опасности здания, величины и пожаровзрывоопасности временной пожарной нагрузки.

К системам противопожарного водоснабжения зданий должен быть обеспечен постоянный доступ для пожарных подразделений и их оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Экономический раздел

 

5.1 Капитальные затраты

 

 

5.1.1 Стоимость оборудования

СО=6 260 000

5.1.2 Неучтенное оборудование

НО=5%×СО=5%×6260000=313 000

6 260 000+313 000=6 573 000

5.1.3 Затраты на запасные части

ЗЧ=0,02×СО=0,02×(6 260 000)=125 200

5.1.4 Транспортные расходы

ТР=0,03×(СО+ЗЧ)=0,03×(6 260 000+125 200)=191 556

5.1.5 Заготовительно-складские расходы

ЗСР =0,01×(СО+ЗЧ+ТР)=0,01×(6 260 000+125 200+191 556)=65 767.5

5.1.6 Затраты на комплектующие

ЗК = 0,01×(СО+ЗЧ)=0,01×(6 260 000+125 200) =63 852

5.1.7 Поправка к стоимости монтажных работ

5.1.7.1 К основной заработной плате учитывающей районный коэффициент

РК1=(0,7+0,15+0,15)×(0,2×(СО+ЗЧ)) =(0,7+0.15+0,15)×0,2(6 260 000+125 200)=1 277 040

5.1.7.2 К заработной плате рабочих по эксплуатации машин.

РК2=(0,15+0,15+0,15)×(0,2×(СО+ЗЧ)=0,45×(0,2×(6 260 000+125 200))=574 668

5.1.7.3 Накладные расходы

НР1=0,87×РК1×(1-0,55)=0,87×1 277 040×0,45 =499 961.2

НР2=0,87×РК2×(1-0,55)=0,87×574 668×0,45=224 982.5

5.1.8 Итого прямых затрат

ПЗ=СО+РК1 +РК2+НР1+НР2=6 260 000+1 277 040

+574 668+499 961.2 +224 982.5=8 836 651.7

5.1.9 Плановые накопления

ПН =0,02×ПЗ=0,02×8 836 651.7=176 733

5.1.10 Итого капитальных затрат

И=ПЗ+ПН+ЗЧ+ТР+ЗСР+ЗК=8 836 651.7+176 733+125 200+191 556+65 767.5 +

63 852= 9 459 760.2

Расчет капитальных затрат представлен в таблице

 

 

Таблица 5.1 Смета на приобретение и монтаж оборудования

Наименование и характер оборудования и монтажных работ Ед.

Изм. Кол-во Цена

Руб. Стоимость

оборудования

Сметная стоимость монтажных работ

 

всего В том числе з/п

основная рабочих на механизмах

1 2 3 4 5 6 7 8

Колонка ДА-200 Шт. 2 930000 1860000

Колонка ДА-300 Шт. 2 1200000 2400000

Гидрозатвор Шт. 4 50000 200000

Охладитель выпара Шт. 4 40000 160000

Насос ПЭ 156-56 Шт. 3 420000 1260000

Насос ПЭ 100-56 Шт. 1 380000 380000

итого 6260000

Неучтенное оборудованиие 313 000

Итого 6 573 000

Затраты на запасные части 125 200

Транспортные расходы 191 556

Заготовительно-складские расходы 65 767.5

Затраты на комплектацию 63 852

Поправка к стоимости монтажных работ

К основной з/пл Учитывающей районный кщэффициент

1 277 040

Продолжение таблицы 5.1

1 2 3 4 5 6 7 8

К з/пл. по эксплуатации машин 574 668

Накладные расходы 499 961.2

Итого прямых затрат 8 836 651.7

Плановые накопления 176 733

Итого 446375.5 9013384.7

Итого капитальных затрат 9 459 760.2

 

 

 

5.2 Расчет себестоимости электроэнергии

 

До реконструкции ДПУ было ограничение мощности в связи с малой производительностью деаэраторов. С заменой ДА-200 на ДА-300 увеличилась производительность с 5000 Квт/ч до 6000 Квт/ч

5.2.1 Затраты ресурсов с ДА-200

5.2.1.3 Электроэнергия

Э= Nэ1 ×t ×Cэ=5000×5088×1,22=31 036 800

где Nэ ; — мощность ТЭЦ до реконструкции

Cэ – стоимость электроэнергии

t – время выработки электроэнергии в зимнее время

Затраты ресурсов с ДА-200

Э= Nэ2 ×t ×Cэ=6000×5088×1,22=37 244 160

где Nэ ; — мощность ТЭЦ после реконструкции

Cэ – стоимость электроэнергии

t – время выработки электроэнергии в зимнее время

5.2.4 Амортизация основных средств 5% от остаточной стоимости основных средств

А= 313……………………………96,18

Результаты расчета себестоимости электроэнергии приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2 — Себестоимость до реконструкции (тыс.руб.)

Показатели 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год

Расход природного газа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход воды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход элэнергии ДА-200 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Итого 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Затраты на оплату труда 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Отчисления в социальный фонд 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Амортизация основных средств 313,0 297,4 282,5 268,4 254,9 242,9 230,0 218,5

Полная себестоимость 31349,8 31334,2 31319,3 31305,2 31291,7 31279,7 31266,8 31255,3

 

Показатели 9 год 10 год 11 год 12 год 13 год 14 год 15 год 16 год

Расход природного газа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход воды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход эл. энергии ДА-200 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Итого 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Затраты на оплату труда 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Отчисления в социальный фонд 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Амортизация основных средств 213,8 207,6 197,2 187,4 178,0 169,2 160,6 152,6

Полная себестоимость 31250,6 31244,4 31234,0 31224,2 31214,8 31206,0 31197,4 31189,4

 

Показатели 17 год 18 год 19 год 20 год 21 год 22 год 23 год 24 год 25 год

Расход природного газа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход воды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Расход элэнергии ДА-200 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Итого 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8 31036,8

Затраты на оплату труда 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Отчисления в социальный фонд 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Амортизация основных средств 145,0 137,7 130,9 124,3 118,1 112,2 106,6 101,2 96,2

Полная себестоимость 31181,8 31174,5 31167,7 31161,1 31154,9 31149,0 31143,4 31138,0 31133,0

 

C=31 349,8,…………….…………….31 133

 

5.3 Отчет о прибыли

5.3.1 Прибыль

П= В-С=37 717 160-31 349 800=6 367 400

В – себестоимость электроэнергии после реконструкции

С – себестоимость электроэнергии до реконструкции

5.3.2 Налог на имущество

НИ=0.02×(ОС+СО-А)=0.02(3 879 600+6 260 000-313 000)=10 139 600-313 000×0.02=9 826 600 ×0.02=196 532

А-амортизация 5% от остаточной стоимости оборудования

ОС — оборотные средства

ОС=( Э)/8=(31036800)/8=3 879 600

5.3.3 Налогооблагаемая прибыль

НП=П-НИ=6 367 400-196 532=6 170 868

5.3.4 Налог на прибыль

НПр=0.2×НП=0.2×6 170 868=1 234 173

5.3.5 Чистая прибыль

ЧП=НП-НПр=6 170 868-1 234 173=4 936 695

5.3.6 Нераспределенная прибыль

НРП=ЧП-ВЗ=4 936 695-0.0=4 936 695

Отчет о прибыли и движении денежных средств представлены в таблице 5.3;5,4

Таблица 5.3 – Отчет о прибыли (тыс.руб.)

Наименование статей 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год

Выручка до реконструкции 31 349,8 31 334,2 31 319,3 31 305,2 31 291,7 31 279,7

Выручка 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2

Прибыль 6 367,4 6 383,0 6 397,9 6 412,0 6 425,5 6 437,5

Налог на имущество 196,5 196,8 197,1 197,3 197,6 197,9

Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Налогооблагаемая прибыль 6 170,9 6 186,2 6 200,7 6 214,7 6 227,9 6 239,6

Налог на прибыль 1 234,2 1 237,2 1 240,1 1 242,9 1 245,6 1 247,9

Чистая прибыль 4 936,7 4 948,9 4 960,6 4 971,7 4 982,3 4 991,6

Наименование статей 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год

Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Нераспределенная прибыль 4 936,7 4 948,9 4 960,6 4 971,7 4 982,3 4 991,6

Тоже нарастающим итогом 4 936,7 9 885,6 14 846,2 19 818,0 24 800,2 29 791,9

 

Наименование статей 7 год 8 год 9 год 10 год 11 год 12 год

Выручка до реконструкции 31 266,8 31 255,3 31 250,6 31 244,4 31 234,0 31 224,2

Выручка 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2

Прибыль 6 450,4 6 461,9 6 466,6 6 472,8 6 483,2 6 493,0

Налог на имущество 198,1 198,2 198,5 198,6 198,8 199,0

Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Налогооблагаемая прибыль 6 252,3 6 263,7 6 268,1 6 274,2 6 284,4 6 294,0

Налог на прибыль 1 250,5 1 252,7 1 253,6 1 254,8 1 256,9 1 258,8

Чистая прибыль 5 001,8 5 010,9 5 014,5 5 019,4 5 027,5 5 035,2

Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Нераспределенная прибыль 5 001,8 5 010,9 5 014,5 5 019,4 5 027,5 5 035,2

Тоже нарастающим итогом 34 793,7 39 804,6 44 819,1 49 838,4 54 865,9 59 901,1

 

Наименование статей 13 год 14 год 15 год 16 год 17 год 18 год

Выручка до реконструкции 31 214,8 31 206,0 31 197,4 31 189,4 31 181,8 31 174,5

Выручка 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2

Прибыль 6 502,4 6 511,2 6 519,8 6 527,8 6 535,4 6 542,7

Налог на имущество 199,2 199,4 199,6 199,7 199,8 200,0

Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Налогооблагаемая прибыль 6 303,2 6 311,8 6 320,2 6 328,0 6 335,6 6 342,6

Налог на прибыль 1 260,6 1 262,4 1 264,0 1 265,6 1 267,1 1 268,5

Чистая прибыль 5 042,6 5 049,4 5 056,1 5 062,4 5 068,4 5 074,1

Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Нераспределенная прибыль 5 042,6 5 049,4 5 056,1 5 062,4 5 068,4 5 074,1

Тоже нарастающим итогом 64 943,6 69 993,0 75 049,2 80 111,6 85 180,0 90 254,1

 

Наименование статей 19 год 20 год 21 год 22 год 23 год 24 год

Выручка до реконструкции 31 167,7 31 161,1 31 154,9 31 149,0 31 143,4 31 138,0

Выручка 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2 37 717,2

Прибыль 6 549,5 6 556,1 6 562,3 6 568,2 6 573,8 6 579,2

Налог на имущество 200,2 200,3 200,4 200,5 200,7 200,8

Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Налогооблагаемая прибыль 6 349,3 6 355,8 6 361,9 6 367,6 6 373,1 6 378,4

Налог на прибыль 1 269,9 1 271,2 1 272,4 1 273,5 1 274,6 1 275,7

Чистая прибыль 5 079,4 5 084,6 5 089,5 5 094,1 5 098,5 5 102,7

Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Нераспределенная прибыль 5 079,4 5 084,6 5 089,5 5 094,1 5 098,5 5 102,7

Тоже нарастающим итогом 95 333,6 100 418,2 105 507,7 110 601,8 115 700,2 120 803,0

 

 

 

Таблица 5.4 – Отчет о движении денежных средств (тыс.руб.)

Наименование статей 0 год 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год

Заемный капитал

Собственный капитал

Прибыль 6367,4 6383,0 6397,9 6412,0 6425,5 6437,5 6450,4 6461,9

Амортизация 313,0 297,4 282,5 268,4 254,9 242,9 230,0 218,5

Итого приток 0,0 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4

Налоги на прибыль и имущество 1430,7 1436,1 1437,3 1440,2 1443,2 1445,8 1448,6 1450,9

Процент к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Возврат займов 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Итого отток 0,0 1430,7 1436,1 1437,3 1440,2 1443,2 1445,8 1448,6 1450,9

Сальдо денежных средств 5249,7 5244,3 5243,1 5240,1 5237,2 5234,5 5231,8 5229,4

 

Наименование статей 9 год 10 год 11 год 12 год 13 год 14 год 15 год 16 год

Заемный капитал

Собственный капитал

Прибыль 6466,6 6472,8 6483,2 6493,0 6502,4 6511,2 6519,8 6527,8

Амортизация 213,8 207,6 197,2 187,4 178,0 169,2 160,6 152,6

Итого приток 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4

Налоги на прибыль и имущество 1452,1 1453,4 1455,7 1457,8 1459,8 1461,8 1463,6 1465,3

Процент к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Возврат займов 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Итого отток 1452,1 1453,4 1455,7 1457,8 1459,8 1461,8 1463,6 1465,3

Сальдо денежных средств 5228,3 5227,0 5224,7 5222,6 5220,6 5218,6 5216,7 5215,0

 

Наименование статей 17 год 18 год 19 год 20 год 21 год 22 год 23 год 24 год

Заемный капитал

Собственный капитал

Прибыль 6535,4 6542,7 6549,5 6556,1 6562,3 6568,2 6573,8 6579,2

Амортизация 145,0 137,7 130,9 124,3 118,1 112,2 106,6 101,2

Итого приток 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4 6680,4

Налоги на прибыль и имущество 1466,9 1468,6 1470,0 1471,5 1472,8 1474,1 1475,3 1476,4

Процент к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Возврат займов 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Итого отток 1466,9 1468,6 1470,0 1471,5 1472,8 1474,1 1475,3 1476,4

Сальдо денежных средств 5213,4 5211,8 5210,3 5208,9 5207,6 5206,3 5205,1 5203,9

 

 

 

 

 

5.4 Чистая текущая стоимость проекта

 

5.4.1 Принимаем ставку дисконтирования 15%

NPV=∑ni=l(Pi/(0,15)n+(-I)

Где: NPV – чистая текущая стоимость проекта

n – срок окупаемости (срок экономической жизни проекта)

i – год интервала планирования

P – денежные потоки

I — вложенные инвестиции

Таблица 5.5 – Чистая текущая стоимость проекта (тыс. руб.)

Годы 0 1 2 3 4

Вложенные инвестиции 10991,6

Денежные потоки 5249,7 5244,3 5243,1 5240,1

Коэффициент приведения 1,1500 1,3225 1,5209 1,7490

Текущая стоимость 4564,97 3965,41 3447,41 2996,06

Чистая текущая стоимость -10991,6 -6426,63 -2461,21 986,20 3982,26

 

Годы 5 6 7 8 9

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5237,2 5234,5 5231,8 5229,4 5228,3

Коэффициент приведения 2,0114 2,3131 2,6600 3,0590 3,5179

Текущая стоимость 2603,81 2263,04 1966,83 1709,51 1486,20

Чистая текущая стоимость 6586,06 8849,10 10815,93 12525,44 14011,64

 

Годы 10 11 12 13 14

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5227,0 5224,7 5222,6 5220,6 5218,6

Коэффициент приведения 4,0456 4,6524 5,3503 6,1528 7,0757

Текущая стоимость 1292,02 1123,01 976,13 848,49 737,54

Чистая текущая стоимость 15303,67 16426,68 17402,81 18251,30 18988,83

 

Годы 15 16 17 18 19

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5216,7 5215,0 5213,4 5211,8 5210,3

Коэффициент приведения 8,1371 9,3576 10,7613 12,3755 14,2318

Текущая стоимость 641,11 557,30 484,46 421,14 366,11

Чистая текущая стоимость 19629,94 20187,24 20671,71 21092,85 21458,95

 

Годы 20 21 22 23 24

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5208,9 5207,6 5206,3 5205,1 5203,9

Коэффициент приведения 16,3665 18,8215 21,6447 24,8915 28,6252

Текущая стоимость 318,27 276,68 240,53 209,11 181,80

Чистая текущая стоимость 21777,22 22053,90 22294,44 22503,55 22685,34

 

 

Таблица 5.5

Годы 0 1 2 3 4 5 6 7

Вложенные инвестиции 10991,6

Денежные потоки 5249,7 5244,3 5243,1 5240,1 5237,2 5234,5 5231,8

Коэффициент приведения 1,2000 1,4400 1,7280 2,0736 2,4883 2,9860 3,5832

Текущая стоимость 4374,77 3641,85 3034,19 2527,07 2104,71 1753,04 1460,10

Чистая текущая стоимость -10991,6 -6616,83 -2974,99 59,20 2586,27 4690,98 6444,02 7904,12

 

Годы 8 9 10 11 12 13 14

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5229,4 5228,3 5227,0 5224,7 5222,6 5220,6 5218,6

Коэффициент приведения 4,2998 5,1598 6,1917 7,4301 8,9161 10,6993 12,8392

Текущая стоимость 1216,20 1013,27 844,18 703,18 585,74 487,93 406,46

Чистая текущая стоимость 9120,32 10133,59 10977,77 11680,95 12266,70 12754,63 13161,09

 

Годы 15 16 17 18 19 20 21

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5216,7 5215,0 5213,4 5211,8 5210,3 5208,9 5207,6

Коэффициент приведения 15,4070 18,4884 22,1861 26,6233 31,9480 38,3376 46,0051

Текущая стоимость 338,59 282,07 234,99 195,76 163,09 135,87 113,20

Чистая текущая стоимость 13499,68 13781,75 14016,74 14212,50 14375,59 14511,46 14624,65

 

Годы 22 23 24

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5206,3 5205,1 5203,9

Коэффициент приведения 55,2061 66,2474 79,4968

Текущая стоимость 94,31 78,57 65,46

Чистая текущая стоимость 14718,96 14797,53 14862,99

 

 

 

 

Таблица 5.5 – Чистая текущая стоимость проекта

 

Годы 0 1 2 3 4 5 6 7

Вложенные инвестиции 10991,6

Денежные потоки 5249,7 5244,3 5243,1 5240,1 5237,2 5234,5 5231,8

Коэффициент приведения 1,3000 1,6900 2,1970 2,8561 3,7129 4,8268 6,2749

Текущая стоимость 4038,25 3103,11 2386,47 1834,71 1410,53 1084,47 833,77

Чистая текущая стоимость -10991,6 -6953,35 -3850,24 -1463,77 370,94 1781,47 2865,94 3699,72

 

Годы 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5229,4 5228,3 5227,0 5224,7 5222,6 5220,6 5218,6 5216,7 5215,0

Коэффициент приведения 8,1573 10,6045 13,7858 17,9216 23,2981 30,2875 39,3738 51,1859 66,5417

Текущая стоимость 641,07 493,02 379,15 291,53 224,16 172,37 132,54 101,92 78,37

Чистая текущая стоимость 4340,79 4833,81 5212,97 5504,50 5728,66 5901,03 6033,57 6135,49 6213,86

 

Годы 17 18 19 20 21 22 23 24

Вложенные инвестиции

Денежные потоки 5213,4 5211,8 5210,3 5208,9 5207,6 5206,3 5205,1 5203,9

Коэффициент приведения 86,5042 112,4554 146,1920 190,0496 247,0645 321,1839 417,5391 542,8008

Текущая стоимость 60,27 46,35 35,64 27,41 21,08 16,21 12,47 9,59

Чистая текущая стоимость 6274,13 6320,47 6356,11 6383,52 6404,60 6420,81 6433,27 6442,86

 

 

5.4.2 Срок окупаемости проекта

5.4.2.1 Стоимость одного календарного дня периода окупаемости

3447410/365=9444,9 руб/день

5.4.2.2 Срок окупаемости

2+(2459000/9444,9)/365= 2,7 года

 

 

Технико-экономические показатели

 

Таблица 5.6 — технико-экономические показатели

№ п/п Наименование Ед.измерения Величина

1 2 3 4

1 Капитальные затраты в том числе Руб. 9 459 760.2

Колонка ДА-200 (2 шт.) Руб. 1860000

Колонка ДА-300 (2 шт.) Руб. 2400000

Гидрозатвор (4шт.) Руб. 200000

Охладитель выпара (4шт.) Руб. 160000

Насос ПЭ 156-56 (3 шт.) Руб. 1260000

Насос ПЭ 100-56 (1 шт.) Руб. 380000

2 Оборотные средства Руб. 1 531 875

3 Итого инвестиций Руб. 10 991 635,2

4 Отпуск электроэнергии до реконструкции Руб. 31 349 800

5 Отпуск электроэнергии после реконструкции Руб. 37717160

6 Чистая текущая стоимость проекта Руб. 987,8

7 Срок окупаемости проекта Руб. 2,7

8 Внутренняя норма доходности проекта % 23,5

9 Индекс рентабельности Руб. 1,08

 

 

5.5 Внутренняя норма доходности и индекс рентабельности

 

5.5.1 Внутренняя норма доходности

IRR =

Определяется графическим методом

 

 

 

 

График 5.1-внутренняя норма доходности

 

 

5.5.2 Индекс рентабельности

PI=(NPV+|I|)/I=(978800+|10991635|)/10991635=1,08

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

В дипломном проекте рассматривается реконструкция атмосферных деаэраторов деарационно-питательной установки (ДПУ) ТЭЦ ОАО «УралАЗ-Энерго». В результате проведенных расчетов были проведены расчеты и выбирано оборудование, произведены расчеты конструктивных размеров.

Выполнены гидродинамические расчеты деаэраторных колонок, охлади¬теля выпара, комбинированного гидрозатвора, расчет удаления кислорода, производен выбор питательных насосов, составлена смета на приобретение и монтаж оборудования. Разрабатаны схемы подключения оборудования деаэрационно-питательной установки к тепловой схеме ТЭЦ. Освещены вопросы охрана труда и пожарной безопасности. В результате проведенного экономического расчета срок окупаемости составит 2,7 года. До реконструкции ДПУ было ограничение мощности в связи с малой производительностью деаэраторов. С заменой ДА-200 на ДА-300 увеличтся производительность электроэнергии с 5000 Квт/ч до 6000 Квт/ч.

Применение на станции новой ДПУ значительно повышает качество подготовки питательной воды котлов приводит к снижению затрат на содержание и ремонт тепловых энергоустановок и увеличивает срок их эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Технико-экономические показатели

 

Таблица 5.5- технико-экономические показатели

№ п/п Наименование Ед.измерения Величина

1 2 3 4

1 Капитальные затраты в том числе Руб. 9 459 760.2

Колонка ДА-200 (2 шт.) Руб. 1860000

Колонка ДА-300 (2 шт.) Руб. 2400000

Гидрозатвор (4шт.) Руб. 200000

Охладитель выпара (4шт.) Руб. 160000

Насос ПЭ 156-56 (3 шт.) Руб. 1260000

Насос ПЭ 100-56 (1 шт.) Руб. 380000

2 Оборотные средства Руб. 1 531 875

3 Итого инвестиций Руб. 10 991 635,2

4 Отпуск электроэнергии до реконструкции Руб. 31 349 800

5 Отпуск электроэнергии после реконструкции Руб. 37717160

6 Чистая текущая стоимость проекта Руб. 987,8

7 Срок окупаемости проекта Руб. 2,7

8 Внутренняя норма доходности проекта % 23,5

9 Индекс рентабельности Руб. 1,08

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1 ГОСТ 16860-87. Деаэраторы термические. Технические условия.-М.,Изд.стандартов,1988.

2 РТМ 108.03021-78 Расчет и проектирование термических деаэраторов.

3 Оликер И.И.. Термическая деаэрация воды на тепловых электростнциях.-Л., Энергия,1971.

4 Методические указания по испытаниям атмосферных деаэраторов. МУ-34-70-005-82, М .Союзтехэнерго, 1992г.

5 Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Часть2. Отраслевой каталог 20-80-09,- М, 1989.

6 Кострикин Ю.М. Инструкция по анализу воды, пара, накипи и отложений в теплосиловом хозяйстве. – М., Энергия, 1967г.

7 Производственная инструкция по эксплуатации оборудования деаэрационно-питательной установки ТЭЦ «№ ТЭЦ – ТЦ – 16Э»

8 Кондратьев А.Д. Модернизация термических деаэраторов в промышленной и тепловой энергетике. –Наука, Новосибирск, 1995г.

9 Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических и тепловых сетей.-М., Энергоатомиздат, 1984г.

10 Руководящие указания по защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации.-М., Союзтехэнерго,1991.

11 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий .-РД 153.-34.0-03.301-00 ВППБ 01-02-95*).

12 Сергеев Н.А. Экономика предприятия.-М.: ФиС,2004.