Приемно-сливные лотки для мазута закрытые со съемным покрытием. Участки покрытия в местах слива мазута открывающиеся, с устройством под ними предохранительных решеток с размером ячеек 150х150мм. По обеим сторонам приемно-сливных потоков выполнены бетонные отмостки. Уклон лотков принят 2%.

Внутренние двери помещений масляного и мазутного хозяйства имеют предел огнестойкости 0,75ч и открываются в обе стороны.

Полы в помещениях мазутного хозяйства выполнены из несгораемых и маслостойких материалов с уклоном не менее 0,5% к приямкам для сбора нефтепродуктов. Территория склада ограждена металлической сетчатой оградой. С его территории устроено два выезда на автомобильные дороги общего назначения. По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для подъезда к площадкам сливоналивных устройств спроектированы проезды с проезжей частью шириной 4,0м.

12.4 Отопление и вентиляция

Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха соответствуют требованиям главы СН и П 2.04.05-86 по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования.

Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭЦ соответствуют данным из таблицы 14.3.

Таблица 13.3. Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭС.

Для отопления и вентиляции помещений ТЭЦ принят единый теплоноситель – подогретая вода.

В котельном отделении предусмотрена подача приточного воздуха в количестве 3-х кратного воздухообмена в час без учета количества воздуха, удаляемого дутьевыми вентиляторами. При этом система организации воздухообмена при вентиляции исключает возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.

Для вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением предусмотрена подача приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 100С.

12.5 Водоснабжение

В проекте ТЭЦ предусмотрены производственно – противопожарный высокого давления и хозяйственно – питьевой водопроводы.

Давление в наружной сети противопожарного водопровода не превышает 10 кГс/см2.

При недостаточном напоре в наружной сети, для обеспечения внутреннего пожаротушения главного корпуса установлены стационарные насосы для повышения давления.

Расчетный расход воды на наружное пожаротушение ТЭЦ принят в соответствии со СН и П 2.04.02-84 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»: сети для наружного пожаротушения спроектированы кольцевыми с установкой гидрантов не более чем через 100 м, не ближе 5 м от зданий и не более 2,5 м от бровки дорог.

Внутренний противопожарный водопровод предусмотрен в главном корпусе с установкой пожарных кранов в машинном и котельном отделениях, любая точка орошается двумя струями каждая с расходом воды 2,5л/с. При проектировании внутреннего противопожарного водопровода машинного отделения предусмотрено охлаждение водой при пожаре металлических ферм покрытия с учетом орошения каждой точки двумя компактными струями.

В машинном и котельном отделениях пожарные краны предусмотрены на нулевой отметке и на отметке обслуживания турбин и форсунок котлов.

13.6 Электрическое освещение

Освещение помещений с постоянным пребыванием персонала предусмотрено с применением газоразрядных ламп.

Напряжение осветительной сети в зданиях и сооружениях ТЭЦ принято 380/220 В с заземленной нейтралью.

Напряжение сети освещения всех теплофикационных, а также кабельных тоннелей при установке в них светильников на высоте менее 2,5 м - не выше 42В.

Напряжение ручных переносных ламп в помещениях особо опасных и с повышенной опасностью поражения людей электрическим током, а также снаружи -12В.

Для сети аварийного местного освещения при установке специальных светильников, удовлетворяющих требованиям ПУЭ, принято напряжение 220В.

Напряжение сети для местного освещения станков и верстаков предусмотрено - 42В.

В главном корпусе предусмотрена стационарная сеть штепсельных розеток напряжением 12В.

Наружное освещение главных дорог территории ТЭЦ осуществляется газоразрядными лампами.

12.7 Пожарная безопасность

Классификация производственных процессов по их пожарной опасности, огнестойкость зданий и сооружений приведены в таблице 13.4.

Таблица 13.4

Пожарное депо расположено рядом с ТЭЦ, на земельном участке, примыкающем к дороге общего пользования. Радиус обслуживания пожарным депо принят 2 км – т.к. предприятие с производством категорий А, Б, и В, которые занимают более 50 % всей площади застройки.

Для тушения турбогенераторов с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим ручным управлением и передвижные углекислотные установки с ручным пуском.

В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ применены кабели с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей, предусмотрена их защита от внешних воздействий и перегрева.

Кабельные туннели имеют противопожарные перегородки с огнестойкостью 0,75ч, длина отсеков не превышает 150м при обычных силовых и контрольных кабелях и 100м при прокладке маслонаполненных кабелей. Не реже чем через 50м установлены аварийные выходы (люки). В кабельных туннелях предусмотрено автоматическое пожаротушение с использованием высокократной воздушно – механической пены или воды в распыленном виде.

Для тушения очагов загорания в сливных мазутных лотках, туннелях мазутопроводов, в мазутонасосных предусмотрен подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой, расположенной в безопасном месте с наружной стороны здания. Аварийная запорная арматура установлена на мазутопроводах вне мазутонасосной не ближе 10м от них. На сливоналивных эстакадах проезд для пожарных машин сделан кольцевым.

Для тушения пожаров в наземных резервуарах применена стационарная система пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной.

В машинном и котельном отделениях для тушения пожаров предусмотрены локальные системы пожаротушения высокократной воздушно – механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного турбогенератора или котлоагрегата.

Стационарные пеногенераторы в этих системах установлены в местах расположения емкостей с горючими жидкостями и масляных насосов и в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания установлены переносные пеногенераторы. Свободный напор у пеногенераторов не менее 0,4МПа и не более 0,6 МПа.

13. Технико-экономическая часть

13.1 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 1)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=10,53-4,03=6,5 МВт-ч/год=5,6 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=6,5.106/(0,93.8,12)=0,86.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=6,5.106/(3,88×106)=1,68 МВт-ч/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,86.106/(3,88.106)=0,22 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ+ЭТЭСН.ЭТЭЦ.bЭЭ=1,43.106-0,86.106+0,043.3,88.106.0,22= =0,61.106 т у.т./год.

где ЭТЭСН=0,043 МВт/МВт- расход эл.эн. на СН по производству теплоты.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=990.3500=3,47.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,61.106/3,47.106 =0,176 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,22=0,56.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,176=0,81.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,47.106.0,86.106/(1,43.106)=

=9,9×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,47.106.0,61.106/(1,43.106)=

=7,03.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,9.106+0,86.106.70)/3,88×106=

=18,1 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,03×106+0,61×106.70)/3,47.106=

=14,3 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,22.70=15,4 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,176.70=12,32 $/Гкал =10,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,88.106)(0,86×106/1,43.106 )=22,22 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,47.106)(0,61×106/1,43.106 )=17,63 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,88.106+13×5,77.106/1,16)/229,2.106=0,76.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=229,2×106/(750×0,45)=764 тыс.$/чел.

13.2 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 2)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=11,6-3,78=7,82 МВт-ч/год=6,72 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=7,82.106/(0,93.8,12)=1,03.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=7,82.106/(3,64×106)=2,15 МВт-ч /МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=1,03.106/(3,64.106)=0,24 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=1,57.106-1,03.106=0,54.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=1800.3500=3,78.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,54.106/3,78.106 =0,18 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,24=0,51.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,18=0,79.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,8.106.1,03.106/(1,57.106)=

=9,52×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,8.106.0,54.106/(1,57.106)=

=7,28.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,52.106+1,03.106.70)/3,64×106=

=19,7 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,28×106+0,54×106.70)/3,78.106=

=14,5 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,24.70=16,8 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,18.70=12,6 $/Гкал =10,83 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,64.106)(1,03×106/1,57.106 )=27,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,78.106)(0,54×106/1,57.106 )=13,93 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,64.106+13×3,78.106/1,16)/235,2.106=0,69.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=235,2×106/(720×0,45)=820 тыс.$/чел.

Табл.13.1. Сводная таблица технико-экономических показателей

Заключение

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, связанных с проектированием ТЭЦ:

- выбрано основное оборудование и экономически обоснован его выбор;

- рассчитана принципиальная тепловая схема энергоустановки;

- произведён укрупнённый расчёт котлоагрегата;

- на основании произведенных расчётов выбрано вспомогательное тепломеханическое оборудование;

- согласно выбранному типу топлива произведён расчёт и описание топливоснабжения;

- выбрана и рассчитана система технического водоснабжения;

- согласно принятым тепловым нагрузкам, типу оборудования и особенности потребления тепла рассчитана химическая часть в объёме водоподготовки и водно-химического режима;

- выбраны и описаны основные системы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ;

- спроектирована электрическая часть станции в объёме схемы главных электрических соединений, рассчитаны токи короткого замыкания;

- разработан генеральный план станции;

- рассмотрен ряд вопросов по охране труда на ТЭЦ;

- в разделе охрана окружающей среды выполнены расчёты вредных выбросов при работе станции на основном топливе и рассчитана дымовая труба;

Спроектированная ТЭЦ отличается выгодными технико-экономическими показателями работы, в частности КПД по производству электроэнергии. Это связано с большим тепловым потреблением, которое обеспечивает выгодное применение при использовании физического метода распределения затрат

Литература

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

2. Гаврилов А.Ф. Уменьшение вредных выбросов при очистке паровых котлов.-М: Энергоиздат, 1990.

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

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

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

6. Методическое пособоие. "Водоподготовка и водно-химический режим ТЭС"-БГПА, 1993.

7. Методическое пособие по экономической части дипломного проекта - БГПА, 1993.

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

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

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

11. Нормативный метод. Тепловой расчет котельных агрегатов. - М: Энергия, 1973.

12. Справочник. Вибрация энергетических машин. - Л: Энергия. 1994.

13. Р. Мэнли. Анализ и обработка защит колебаний. - М: Машиностроение. 1972.

14. Рунов Б.Т. Исследование и устранение вибрации паровых турбоагрегатов. -М:Энергия. 1982.

15. Методическое пособие по курсу “Охрана природы” для студентов специальности 10.05 – “ТЭС”/ В.А. Золоторёва, Н.Б. Карницкий, В.А. Чиж.-Мн.: БГПА, 1990г.

16. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин “Электрооборудование станций и подстанций”: Учебник для техникумов.3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987.

17. Грунтович Н.В. О результатах диагностирования энергетического оборудования на тепловых электростанциях Республики Беларусь.

18. Республиканская программа "Энергосбережение".

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11