Дипломная работа: Реконструкция котла - утилизатора КСТ-80

Вибрация оборудования, передаваемая через конструкции и пол организму человека, вызывает заболевания с потерей трудоспособности. Предельно допустимые вибрации на рабочем месте в зависимости от частоты колебаний, амплитуды, скорости и ускорения колебательных движений приведены в таблице 33.

Таблица 33 - Предельно допустимые вибрации на рабочем месте

Для ослабления вибраций под основание оборудования устанавливают виброгасители в виде эластичных прокладок, пружины или пневматические демпферы. Для исключения вибраций и сотрясений от работы машин несущие конструкции здания и площадки не должны соприкасаться с фундаментами машин.

Опасность поражения электрическим током.

Проектирование электроустановок должно осуществляться в соответствии с Правилами устройства электрических установок.

Поражение человека электрическим током может быть в следующих случаях:

прикосновения к токоведущим частям - к одной фазе (полюсу) при нахождении ног на земле или токопроводящем полу;

прикосновение к нетоковедущим, конструктивным частям электроустановки, случайно оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции;

разряда через человека, конденсатор или кабель, отключенный от источников питания, но заряженный в соответствии с их его электрической емкостью;

ожогов тела электрической дугой;

воздействия электромагнитного поля.

Степень поражения человека электрическим током зависит от характера помещения, в котором произошло включение человека в цепь тока.

Рекомендуемые номинальные напряжения для электроустановок приведены в таблице 30.

Таблица 34 - Номинальные напряжения для электроустановок и область их применения

Взрыво- и пожароопасность.

Помещение котельной УСТК относится к категории пожароопасности В. Для локализации возникших пожаров, опасными факторами при которых являются: открытый огонь, повышенная температура воздуха и предметов, дым, недостаток кислорода в воздухе, предусмотрены укомплектованные по правилам пожарной безопасности пожарные щиты, в комплект которых входит: багор, топор, лом, ведра, огнетушители (ОУ-2 – 2 шт, ОУ-5 – 2 шт, ОУ-10 – 2 шт, ОУ-20 – 2 шт.), ящики с песком.

4.2 Обеспечение безопасности труда

В дополнение к существующим инструкциям по охране труда для операторов котельной УСТК, после проведения мероприятий предлагаемых в данном дипломном проекте, необходимо разработать инструкцию по охране труда для машинистов турбинных установок, в которой в обязательном порядке должны быть рассмотрены:

а) режим пуска и нагружения турбоагрегата по отдель­ным операциям;

б) условия, при которых эксплуатация турбины запре­щается - предельные давление и температура пара- перед турбиной, давление в контрольной ступени, давление отра­ботавшего пара, температура пара в выхлопном патрубке турбины, давление масла в маслопроводе к подшипникам и на регулирование, температура масла после маслоохладителей и в подшипниках;

в) предельный пропуск пара через цилиндры (части);

г) аварийные случаи, при которых турбина должна быть немедленно остановлена.

Пуск турбины должен производиться под руко­водством начальника смены или машиниста цеха (старше­го машиниста), а после выхода из ремонта самой турбины - под руководством начальника цеха или его заместителя.

Для турбин, не имеющих валоповоротного устройства, в местной инструкции должен быть предусмотрен режим пуска в зависимости от времени простоя турбины, а также установлен промежуток времени после останова турбины, в течение которого повторный пуск ее не допускается.

Пуск турбины в эксплуатацию запрещается при следующих дефектах регулирования:

а) если регулирование турбины не удерживает холо­стого хода и при мгновенном сбросе нагрузки скорость вра­щения ротора превышает 110% номинальной величины или величины, указанной заводом-изготовителем турбины для настройки автомата безопасности;

б) при неисправности стопорного клапана, автомата безопасности, электромагнитного выключателя турбины, масляных насосов и устройств их автоматического включения, а также при заедании органов регулирования.

При неисправности обратного клапана отбора работа турбины с соответствующим отбором не разрешается.

Подача пара на уплотнения и прогрев ротора в неподвижном состоянии запрещается, если на этот счет нет специальных указаний завода - изготовителя турбины.

Система регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

а) устойчиво удерживать турбину на холостом ходу при полностью открытых запорных задвижках;

б) обеспечивать при изменении нагрузки плавное, (без толчков) перемещение регулирующих клапанов;

в) удерживать скорость вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе нагрузки - от полной до нуля;

г) обеспечивать плотное закрытие стопорных клапанов; у турбин давлением 9,0 МПа и выше плотность закрытия клапанов может быть признана удовлетворительной, если при полном их закрытии установившаяся скорость вращения ротора не превышает 50% от номинального значения;

д) неравномерность регулирования турбины должна быть 4,0±1,0%, а степень нечувствительности - не более 0,5 %.

Состояние стопорного клапана должно проверяться ежедневно путем перемещения шпинделя на некоторую часть хода, если это допускает конструкция.

Автомат безопасности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении скорости вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или до величины, указанной заводом - изготовителем.

Проверка автомата безопасности должна производиться после разборки системы защиты и регулирования, длительной стоянки (более 1 мес.) и через каждые 4 месяца работы турбины. При этом после разборки системы регулирования автомат безопасности проверяется посредством повышения числа оборотов; в остальных случаях допускается проверка без повышения числа оборотов.

Аксиальное положение ротора должно проверяться при холостом ходе и наборе нагрузки, при резких изменениях режима работы и при приемке смены.

Для контроля за проточной частью турбин и заносом ее солями должна производиться проверка величины давлений и перепадов давлений по ступеням, а также проверка степени открытия паровпускных клапанов при различных режимах работы.

Для каждой турбины должны быть установлены предельные величины давления в контрольных ступенях.

Масляный пусковой насос, вспомогательные масляные насосы смазки и устройства их автоматического, включения должны проверяться в работе 1 раз в неделю и перед каждым остановом турбины.

Основные паровые эжекторы при наличии резервных групп должны чередоваться в работе каждый месяц.

Маховики задвижек и вентилей, установленных на маслопроводах перед маслоохладителями, должны быть запломбированы.

Вибрация подшипников турбины, турбогенератора и возбудителя должна проверяться:

а) при вводе в эксплуатацию после монтажа;

б) 1 раз в 3 мес.;

в) перед выводом агрегата в капитальный ремонт и при вводе его в работу после капитального ремонта;

г) при заметном повышении вибрации подшипников;

Сетки фильтров охлаждающей воды, у масло- и воздухоохладителей, фильтров в масляном баке и на паропроводах к основным эжекторам должны осматриваться и очищаться по графику, учитывающему местные условия.

Для достижения максимальной экономичности при эксплуатации турбинной установки должны обеспечиваться:

а) нормальные параметры пара, экономический вакуум и отсутствие переохлаждения конденсата;

б) частота проточной части турбины и теплообменных поверхностей, конденсаторов, подогревателей и испарителей;

в) подогрев конденсата и питательной воды в регенеративной установке в соответствии с давлением греющего пара;

г) открытие регулирующих клапанов в соответствии с тепловой и электрической нагрузкой турбины.

Турбина должна быть немедленно отключена воздействием на автомат безопасности и генератор отключен от сети (при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит) в случаях:

а) возникновения внезапной сильной вибраций;

б) гидравлического удара;

в) воспламенения масла на турбине и невозможности быстро потушить огонь;

г) появления дыма из подшипников или из генератора;

д) отказа в работе автомата безопасности при повышении скорости вращения ротора турбины до величины, на которую настроек автомат безопасности;

е) понижения уровня масла в баке за нижний предельный уровень;

ж) появления металлического шума в турбине;

з) осевого сдвига ротора, превышающего установленную предельную величину;

и) понижения вакуума до аварийной величины;

к) отклонения параметров свежего пара против установленных верхних и нижних предельных величин;

При заедании стопорных и регулирующих клапанов и невозможности устранения его на ходу турбина должна быть разгружена открытием главных запорных задвижек, а затем остановлена воздействием на автомат безопасности.

Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега, соответствующая останову турбоагрегата при нормальном вакууме. В эксплуатации длительность выбега проверяется при всех остановах турбины и записывается в сменный журнал. При отклонении выбега от нормального должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры по устранению.

После останова турбины должны быть открыты вентили обеспаривания, а также все дренажи цилиндров (частей) и паровых коробок клапанов.

Насосы конденсатные, циркуляционные, дренажные, грязевые и технической воды имеющие резервные агрегаты, должны чередоваться в работе. Простой каждого из этих насосов в резерве не должен превышать 1 месяц.

При эксплуатации конденсационной установки должны производиться:

а) периодическая проверки воздушной плотности конденсатора с устранением всех неплотностей;

б) проверка водяной плотности конденсатора путем химического контроля качества конденсата с устранением всех неплотностей;

в) профилактические мероприятия; по предотвращению загрязнений конденсатора; если по местным условиям проведение этих мероприятий затруднено, допускается в качестве временной меры периодическая очистка конденсаторов механическим или химическим способом; необходимость применения химических промывов конденсаторов устанавливается в каждом отдельном случае главным инженером электростанции.

Испытания турбины в процессе эксплуатации должны производиться после внесения изменений в ее проточную часть или в тепловую схему установки. Объем и программа испытаний утверждаются главным инженером электростанции. В объеме испытаний должны включаться испытания конденсационной установки и системы регулирования.

Для ремонта турбоагрегатов машинный зал должен быть оборудован одним или двумя подъемными кранами грузоподъемностью, соответствующей весу статора генератора, или самой тяжелой части турбины, поднимаемой при ремонте, если монтаж статора генератора производится специальным приспособлением. Кроме того, цех должен иметь набор такелажных и ремонтных приспособлений и инструмента.

Детали турбин должны быть маркированы, и иметь контрольные шпильки для облегчения и ускорения сборки. Детали оборудования весом более 0,5 т должны иметь на видном месте клеймо с указанием веса.

Капитальный ремонт турбоагрегата должен производиться через год после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 2 года. С разрешения главного инженера энергосистемы допускается в случае необходимости производство капитального ремонта турбоагрегата ежегодно, а также удлинение периода работы между капитальными ремонтами до 3 лет и более, если турбоагрегат работает нормально и по своему состоянию может обеспечить надежную работу в дальнейшем.

Текущий ремонт турбинной установки производится по мере необходимости.

При капитальном ремонте производиться проверка и наладка работы системы регулирования и защитных устройств и определяться статическая характеристика регулирования. Статическая характеристика регулирования определяется также после изменения схемы регулирования.

Зазоры в проточной части турбины, подшипниках, уплотнениях и прочих элементах, установленные заводом-изготовителем, должны строго выдерживаться. При ремонтах должно производиться тщательное измерение этих зазоров с внесением результатов измерения в формуляр турбины. Измерение зазоров в проточной части должно производиться при полном охлаждении турбины.

Подшипники и масляная система всего турбоагрегата находятся в ведении турбинного участка. Проверка и балансировка турбоагрегата выполняются турбинным участком. Ремонт электрической части генератора, включая выемку и обратную установку ротора, а также системы охлаждения генератора выполняется электроцехом.

4.3 Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций

Чрезвычайные ситуации (ЧС) - это нарушение нормальных условий жизни и деятельности работника ОАО «Урал Сталь» и членов их семей, вызванное аварией, катастрофой, стихийным или экологическим бедствием, применением боевых средств поражения и приведшее или могущее привести к людским и материальным потерям.

О возникновении ЧС вас известят длительные гудки электросирен, автомобилей или речевое сообщение по громкоговорящей связи диспетчера ОАО «Урал Сталь».

Наиболее опасные ЧС встречающие на ОАО «Урал Сталь»:

1) авария с выливом (взрывом) или пожаром бензола на складе КХП, железнодорожных цистернах УЖДТ, при транспортировке.

5) газовые аварии с природным, доменным и коксовым газами.

6) пожары ГСМ, маслоподвалов прокатных цехов, кабельных тоннелей ЦСП, природного и коксового газов и т. д.

К ЧС которые потенциально могут произойти в районе котельной УСТК, относятся ситуации под пунктами 1, 5 и 6.

Газовые аварии с природным, доменным и коксовым газами

Поражающие факторы: Сильнодействующие ядовитые, агрессивные жидкости. Зона заражения может накрыть весь комбинат и город. Угарный газ, СО, из состава доменного газа, вытесняет кислород из гемоглобина крови. Утечка газов может сопровождается взрывами, большой разрушительной силы. Характеристика некоторых газов приведена в таблице 35.

Таблица 35 - Характеристика горючих газов

Способы и средства защиты: Срочная эвакуация кратчайшим путем. Вызывать газоспасателей. Немедленное прекращение огневых работ, устранение источников огня, искр, соблюдение мер пожарной безопасности. Избегать низких, непроветриваемых мест. Держаться наветренной стороны.

Защита: изолирующие противогазы, респираторы, защиту от доменного газа (по угарному газу СО) обеспечивают промышленные противогазы марки: СО, СОХ, М.

Меры первой помощи пострадавшим: быстро вынести в лежачем положение на свежий воздух, освободить стесняющую дыхание одежду. При отсутствии дыхания - сделать искусственное дыхание, дать понюхать нашатырный спирт. При необходимости - дать кислород. Провентилировать помещение. Госпитализировать в ЛПУ МСЧ ОАО «Урал Сталь».

Необходимые действия по ликвидации ЧС: изолировать районы аварии. Провести разведку. В зоне аварии входить в изолирующем противогазе, кислородном респираторе после определения взрывобезопасных концентраций. Соблюдать правила взрыво-пожаробезопасности. Работы выполнять с обязательной страховкой. Главные усилия направлять на перекрытие подачи газа. Перевести цех на аварийный режим работы.

Пожары ГСМ, маслоподвалов прокатных цехов, кабельных тоннелей ЦСП, природного и коксового газов

Поражающие факторы: Быстрое распространение огня, создание зон опасного задымления, выделение угарного газа СО, высокотоксичных веществ может охватить до 25% цехов, а зона задымления накроет весь комбинат и город. Под воздействием угарного газа СО появляется оцепенелость, слабость, безучастность и смерть.

ПДК СО - 20 мг/м3

Опасная концентрация СО - 1 мг/л.

Смертельная доза СО - 25 мг/л.

Пожары, как правило, сопровождаются взрывами емкостей, газов, жидкостей с большим материальным ущербом.

Способы и средства защиты: принять меры по ликвидации очага загораний или локализации огня. Немедленная эвакуация из зоны огня и опасного задымления в сторону противоположную направлению распространения пожара.

Защита: спецодежда, подручные материалы, вода, изолирующие противогазы, кислородные респираторы. Защиту по угарному газу обеспечивают промышленные противогазы: СО, СОХ.

Меры первой помощи пострадавшим: ликвидировать воздействие на тело человека огня, горячих поверхностей, газа или пара. Промыть пораженные участки тела струей холодной воды или обложить снегом на 15¸20 минут. Вынести из зоны огня, сильного задымления. При первых признаках шока необходимо дать выпить 20 капель валерьяны. При ожогах глаз – холодные примочки из раствора борной кислоты (0,5 чайной ложки на стакан воды). Нельзя касаться руками обожженных участков, вскрывать пузыри. Нельзя срывать обувь и одежду - их надо разрезать и осторожно снять.

При тяжелых обширных ожогах - завернуть в простыню, укрыть потеплее, дать 1-2 таблетки анальгина или амидопирина, напоить теплым чаем. Госпитализировать в ЛПУ МСЧ ОАО «Урал Сталь».

Необходимые действия по ликвидации ЧС: Вызвать ОВПО-3, добровольные пожарные дружины, ВВО. Изолировать район пожара. Взводу особого риска обеспечить тушение пожара в условиях СДЯВ, газов.

Действовать в соответствии с планом пожарной защиты. Усилия направить в соответствии с планом взаимодействия. Тушение электропроводок, газопроводов, кабельных тоннелей осуществлять после отключения, прекращения подачи. Постоянно вести химическую разведку очага пожара, контроль взрывоопасных концентраций. Основные усилия направить на локализацию очага пожара с последующей ликвидацией. Перевести цех на аварийный режим работы.

Авария с выливом (взрывом) или пожаром бензола на складе КХП, железнодорожных цистернах УЖДТ, при транспортировке.

Поражающие факторы: Сильнодействующее ядовитое, вещество. Зона заражения может накрыть весь комбинат и город. Пары бензола нарушают функции нервной системы, печени, проникают через кожу, накапливаются и отравляют организм человека.

ПДК - рабочей зоны - 5мг/м3. ПДК - вне зоны - 1,5 мг/м3.

Смертельные концентрации: 65 мг/л за 5-10 мин.

Опасные концентрации: 25 мг/л за 0,5 часа.

Способы защиты: Срочная эвакуация. Избегать низких и непроветриваемых мест.

Защита: промышленный противогаз марки: А, М, БКФ или гражданский противогаз ГП-5(7) на непродолжительное время. Держаться наветренной стороны, соблюдать меры пожарной безопасности.

5. Анализ технико-экономических показателей и обоснование экономической целесообразности принятых в проекте решений

В связи с резким повышение цен на топливо и энергоресурсы, развитием рыночной экономики одной из первоочередных задач энергетики является внедрение энергосберегающих технологий, рациональное использование ТЭР. Эти факторы приводят к внедрению новых эффективных технологий.

С переходом предприятия на самоокупаемость и самофинансирование, объем внедрения оборудования будет определяться его экономической эффективностью.

Для оценки денежных потоков, которые будут генерировать применяемое техническое решение, необходимо определить объём средств, требуемых для реализации технической части проекта (объём инвестиций) и разницу между доходными и расходными статьями (калькуляция себестоимости).

Ниже рассмотрены механизмы расчёта объёма инвестиций, анализ калькуляции себестоимости до и после реконструкции, построение на основе этого анализа 3-х отчётов: отчёт о себестоимости, отчёт о наращении прибыли, отчёт о движении денежных средств и рассчитаны показатели экономической эффективности (NPV, PI, IRR, PP).

5.1 Метод ЮНИДО в оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта

Для коммерческой оценки эффективности инвестиционного проекта в его развитии применяют специальный метод ЮНИДО, разработанный институтом развития и организации - ООН.

- отчёт о себестоимости;         - простые методы;

- отчёт о прибылях и убытках;    - чистая текущая стоимость

- отчёт о движении денежных средств;              (NPV);

- прогнозный балансовый отчёт             - индекс рентабельности (PI);

(финансовые коэффициенты).                - внутренняя норма

доходности (IRR);

- период окупаемости (PP).

Экономическая оценка инвестиций показывает, каков экономический эффект, выраженный в рублях, приносит данный проект за весь период экономической жизни, с учётом удовлетворения требований инвестора.

Чистая текущая стоимость (NPV): этот показатель рассчитывается на основе сравнения доходов и расходов по инвестиционному проекту за весь период экономической жизни:

NPV=I+PV,                                (68)

где: I – инвестиции, руб.

PV – сумма доходов, руб.

Для определения будущей стоимости FV, руб, сегодняшних денег в финансовой математики используют метод наращения:

FV=P×(1+R)n,                             (69)

где: P – денежный поток, руб.

R – ставка дисконтирования, %

n – период планирования, лет.

Стоимость будущих денег сегодня PV, руб:

PV=FV/(1+R)n,                           (70)

Тогда окончательно чистая текущая стоимость NPV, руб, будет равна:

,               (71)

Уравнение (71) может иметь 3-и решения:

если I>PVNPV<0, то проект не окупается;

если I=PVNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если I<PVNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Индекс рентабельности (PI): этот показатель показывает, сколько денежных единиц суммарной текущей стоимости доходов по проекту приходится на одну денежную единицу вложенных инвестиций в этот проект.

,                          (72)

Уравнение (33) может иметь 3-и решения:

если PV<IPI<1 и NPV<0, то проект не окупается;

если PV=IPI=1 и NPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если PV>IPI>1 и NPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Внутренняя норма доходности (IRR): этот показатель отвечает на вопрос, какая величина прибыли достигается при реализации проекта.

, %  (73)

Уравнение (34) может иметь 3-и решения:

если IRR<RNPV<0, то проект не окупается;

если IRR=RNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если IRR>RNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

5.2 Расчет себестоимости

1) затраты на химически очищенную воду (ХОВ).

Суммарная производительность котлов - 82 т/ч,

цена 1 м3 ХОВ с ТЭЦ - 8,34 руб.,

утечки составляют 10%, тогда годовые затраты на ХОВ Ззп, руб/год, котельной УСТК составляют:

, руб/год

2)  затраты на заработанную плату.

Количество рабочих на участке УСТК - 44 человека:

котельное отделение - 4 смены по 3 человека;

турбинное отделение - 4 смены по 2 человека;

лаборатория - 4 смены по 2 человека;

деаэраторы - 4 смены по 2 человека;

рабочая бригада слесарей - 8 человек.

Средняя заработанная плата с учетом роста 10 000 руб./чел. в месяц, начисления на зарплату - 26%, тогда затраты на зарплату Ззп, руб/год составляют:

, руб/год

3) затраты на ремонт и содержание основных фондов.

По калькуляции за 2006 год по участку УСТК затраты на ремонт составляют 4 919 333 руб. (с учетом капитальных ремонтов). Поскольку турбины устанавливаются новые, то расход только на их содержание по калькуляции 1%, тогда затраты на ремонт и содержание основных фондов Зсоф, руб/год составляют:

, руб/год

4) затраты на общецеховые расходы.

По калькуляции за 2006 год затраты составляют 3 352 590 руб., а с вводом турбогенераторов увеличится на 20%, тогда затраты на общецеховые расходы Зор, руб/год составляют:

, руб/год

Годовые затраты З, руб/год:

 руб/год

За год вырабатывается электроэнергии, N, МВт×ч/год:

 МВт×ч/год

Себестоимость электроэнергии, Ц, руб/кВт×ч:

 руб/кВт×ч

5.3 Расчет объема инвестиций

По данным, приводимым в литературе и интернет-информации стоимость 1 кВт установленной электрической мощности (турбина+электрогенератор) составляет порядка $200. Предлагаемый в данной работе проект предусматривает установку 6 МВт электрической мощности.

Принимаем курс доллара США - 26 руб.

Общие затраты N, руб, составят:

руб.

Воспользовавшись, методическими указаниями к дипломному проекту оцениваем полные капиталовложения.

Таблица 36 - Укрупненная структура сметы капитальных затрат на строительство ТЭС

Таким образом, общие капиталовложения составят 44 млн. 572 тыс. рублей.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13