Усовершенствование системы газоочистки энергоблоков 150 МВт Приднепровской ТЭС

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

140,87 Кб
Опубликовано:

2014-07-10

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Усовершенствование системы газоочистки энергоблоков 150 МВт Приднепровской ТЭС

ВВЕДЕНИЕ

На ближайшую перспективу в Украине важнейшей задачей будет подъём экономики, который в свою очередь тесно связан с использованием разных форм энергий. Мировой опыт показывает, что повышение жизненного уровня в стране сопровождается ростом потребления электроэнергии в промышленности и быту. К настоящему времени уже сложилось понимание того, что окружающая среда и здоровье человека должны быть защищены от воздействия продуктов человеческой деятельности.

Защита воздушного бассейна от загрязнения тонко-дисперсными пылями и летучей золой является одним из важнейших вопросов охраны окружающей среды. Тепловыми электростанциями и котельными выбрасывается вредных веществ в атмосферу около 25% валового выброса промышленности региона, это предопределяет резкое повышение санитарных требований к очистке дымовых газов на электростанциях сжигающих твердое топливо. Очистка дымовых газов от золы в основном осуществляется с помощью электрофильтров и золоулавливающих аппаратов мокрой очистки разных модификаций.

Действующее газоочистное оборудование котлоагрегатов энергоблоков 150 МВт Приднепровской ТЭС не удовлетворяет современным требованиям по степени очистки дымовых газов от золы, кроме того, качество поставляемого на станцию твёрдого топлива Донецкого бассейна неуклонно ухудшается, что приводит к увеличению объёмов дымовых газов и концентрации золы в них. В связи с этим назрела необходимость реконструкции существующей системы газоочистки.

Целью данной работы является усовершенствование системы газоочистки энергоблоков 150МВт Приднепровской ТЭС, которая позволит уменьшить выходную запыленность дымовых газов.

В проекте рассматриваются методы очистки дымовых газов различными установками, в том числе технические решения по реконструкции существующей газоочистки и технические предложения по внедрению современных систем газоочистки разработанных специально для энергоблоков 150МВт.

При сравнении различных вариантов установок газоочистки с существующей системой, двухступенчатым коагулятором Вентури, получит предпочтение наиболее приемлемый вариант для стесненных условий ПТЭС одноступенчатый коагулятор Вентури с трубой прямоугольного сечения. Для такого вывода в проекте будут приведены необходимые расчеты. Кроме того для повышения степени очистки дымовых газов в проекте предусмотрена разработка функциональной схемы системы авторегулирования, которая обеспечит оптимизацию работы системы газоочистки.

Для подтверждения целесообразности проекта проектируемая система газоочистки будет рассмотрена с экономической точки зрения с приведенными расчетами капитальных вложений, технико-экономическими показателями и сроком окупаемости установки.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткое описание энергоблока 150 МВт ПТЭС

Блок 150 МВт является оборудованием котлотурбинного цеха №1 и состоит из следующего основного и вспомогательного оборудования [10]:

Котел типа ТП-90 с естественной циркуляцией предназначен для получения пара высокого давления при сжигании угольной пыли Донецкого АШ и природного газа Шеблинского месторождения. Котельный агрегат спроектирован по Т- образной компоновке, особенностью которого является двухсторонний отвод газов из топки и размещение конвективных поверхностей нагрева в двух раздельных газоходах.

Основные рабочие характеристики котла типа ТП-90:

номинальная паропроизводительность 500 т/ч

рабочее давление в барабане 14,7 МПа

- температура перегретого первичного пара 570

температура питательной воды 230

На котле ТП-90 установлено по два дымососа двойного всасывания типа Д252Ш производительностью 467000 в час напором 3256 Па, с помощью которых дымовые газы удаляются в атмосферу. Дымовые газы, пройдя очистку от золы в скрубберах Вентури, подводятся к каждому дымососу двумя всасывающими коробами. Рядом с дымососами установлены два дутьевые вентилятора типа ВД-32Н одностороннего всасывания, всасывающие воздух из верхней части котельной для подачи через соединительный воздушный короб в правые и левые шахты воздухоподогревателя, откуда с температурой 380 поступает в топку через горелки, на мельницы и так далее. Производительность дутьевого вентилятора 317000 в час, напор 4071 Па.

Турбина К-160-130 предназначена, как привод генератора переменного тока с водородным охлаждением.

Мощность турбины 150 МВт. Число оборотов ротора 3000 оборотов в минуту. Турбина представляет собой одновальный агрегат, состоящий из цилиндра высокого давления (ЦВД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В цилиндре высокого давления расположены пятнадцать ступеней, семь из которых до промперегрева и восемь после промперегрева. Выхлоп пара производится в конденсатор расположенный перпендикулярно оси турбины. Турбина рассчитана на работу с параметрами пара давлением 12,7 МПа и температурой 565 перед стопорным клапаном. Особенностью работы турбины, является промежуточный газовый перегрев пара до температуры 565 при давлении 2,7 МПа измеренными перед входом в часть среднего давления турбины. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях высокого и низкого давления и деаэраторе до температуры 230. Турбина рассчитана на совместную работу испарительной и бойлерной установками и имеет четыре регулирующих клапана.

Комплектующая турбину К-160-130 конденсационная установка состоит из следующего оборудования:

поверхностного конденсатора типа К-150-9115;

- двух основных пароструйных трехступенчатых эжекторов типа ЭП-600-4 для отсоса воздуха из конденсатора;

двух пусковых эжекторов типа ЭП-1-600-3, один из которых предназначен для отсоса воздуха из конденсатора и быстрого поднятия вакуума при пуске энергоблока, а второй для отсоса воздуха из цирксистемы при заполнении конденсатора циркуляционной водой;

- трех конденсаторных насосов типа 16КСВ11 4;

двух бустерных насосов газоохладителей генератора типа 12НДС;

двух сетчатых водяных фильтров типа ФС-400-1, один из которых служит для дополнительной очистки охлаждающей воды перед поступлением ее в газоохладители генератора, а второй для очистки воды перед маслоохладителями.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды перед подачей ее в котел паром из нерегулируемых отборов турбины. Основными элементами регенеративной установки являются: четыре поверхностных подогревателя низкого давления, работающие под напором конденсатных насосов и три подогревателя высокого давления, включенными по воде за питательным насосом после деаэратора. Температура конечного подогрева питательной воды в регенеративных установках при номинальной нагрузке энергоблока 230 градусов. Деаэратор питательной воды служит для удаления из воды корозионно-активных газов, кислорода, углекислоты наличие которых в питательной воде приводит к разрушению металла, труб котлов, подогревателей высокого давления и прочего оборудования.

Бак деаэратора имеет деаэрационную головку типа ДСББКЗ производительность которой 400 тонн в час, емкость бака аккумулятора 90 , температура деаэрированной воды 158 градусов.

Подогреватели высокого давления (ПВД) типа ПВ 425/230 предназначены для трехступенчатого регенеративного подогрева питательной воды за счет охлаждения и конденсации пара, отбираемого из промежуточных ступеней турбины. На энергоблоке 150МВт установлено три таких подогревателя.

Насосный агрегат типа ПЭ-320-200 предназначен для питания котла ТП-90 питательной водой, которая подается в его барабан. Питательный насос этого типа имеет следующие технические характеристики:

производительность насоса 320 / час

давление нагнетания 2,06 МПа

температура питательной воды 160

Для подачи воды на орошение скрубберов, охлаждения леток котлов, заполнения ванн, подачи воды на багерные насосы и насосы уплотняющей воды, в цехе установлено два насоса типа 12НДС производительностью 1080 /час и напором 4,7 Мпа.

1.2 Описание и анализ работы существующей газоочистки

Золоулавливающая установка блоков 150 МВт предназначена для очистки дымовых газов от золы и состоит из четырех мокрых золоуловителей с двухступенчатым коагулятором Вентури и каплеуловителя типа СВД-ВТИ-ЮТЭ [9]. Каждая ступень представляет собой сочетание плавно сужающегося конфузора, горловины - средней части трубы и плавно расширяющегося диффузора. Длина конфузоров первой и второй ступени 1000 мм, сечение входа в конфузор первой ступени 2,751,8 ,а второй ступени 2,671,37 , наибольший угол сужения конфузора 44 градуса. Горловина каждой ступени коагулятора Вентури имеет длину 220 мм и сечение для первой ступени 20,746 , для второй ступени 1,29 . Длина диффузора первой ступени коагулятора Вентури составляет 2450 мм. Сечение на входе в каплеуловитель 3,02 . Для предупреждения коррозионного и эрозионного износа внутренние стенки коагулятора Вентури футерованы кислотоупорной керамической плиткой по слою диабазовой мастики с раздельной замазкой швов арзамит-5 на всю толщину плитки. Орошение первой ступени коагулятора Вентури осуществляется с помощью четырех прямоточных форсунок конструкции ЮТЭ. Форсунки установлены на двух штангах в патрубке перед конфузором.

Работа этой установки основана на дроблении воды турбулентными газовыми потокам, захвате каплями воды частиц пыли, последующей их коагуляцией и осаждением в каплеуловителе инерционного типа. Дымовые газы поступают из короба в конфузор первой ступени коагулятора Вентури, благодаря разности скоростей между дымовыми газами и впрыснутыми каплями воды имеет место процесс фильтрации подлежащего очистке газа через объемный, весьма мелкозернистый фильтр, зернами которого являются капли воды. В процесс движения по конфузору дисперсность воды очень сильно возрастает, что приводит к соответствующему увеличению контакта между запыленным газом и водой. Эффект дробления капель воды связан с тем что скорость газов в потоке изменяется от точки к точке и следовательно у поверхности капли в двух ее точках также различна. В горловине трубы- распылителя возникают условия для выравнивания скоростей движения газа и капель воды. Роль диффузора сводится к плавному выводу потока в сечение соответствующее входным скоростям газов. Далее дымовые газы проходят вторую ступень коагулятора Вентури, но в отличие от первой ступени здесь отсутствует их орошение. Процесс прохождения дымовых газов во второй ступени коагулятора Вентури идентичен процессу прохождения дымовых газов в первой ступени. После снижения скорости дымовых газов в диффузоре второй ступени коагулятора Вентури происходит быстрое укрупнение капель воды до размеров, позволяющих выделить их из потока вместе с захваченными частицами пыли в каплеуловитель. В цилиндрической части каплеуловителя под действием центробежных сил частицы золы с водой достигают его внутренних поверхностей и осаждаются на пленке воды, образующейся в результате его орошения, которое осуществляется с помощью тридцати форсунок, которые обеспечивают пленочное стекание воды по стенкам каплеуловителя.

Вода с уловленной золой стекает по стенкам каплеуловителя в коническое днище и через гидравлический затвор сбрасывается в канал гидрозолоудаления.

Прежде всего, надо заметить, что эффективность очистки дымовых газов, описанной выше установки при рабочих условиях за последний год составила 96,33 %, что не соответствует возможностям такого вида очистным аппаратам, так как в коагуляторах Вентури при оптимальных режимах работы эта цифра не должна опускатся ниже 97 %, а вообще находится в пределе 99 - 99,9 % [1]. Кроме того, в данной установке вторая ступень коагулятора Вентури не выполняет свои функции из-за отсутствия подвода воды на орошение, который был демонтирован в связи со сложностью оптимизации подачи орошающей воды на обе ступени. В настоящее время вторая ступень является дополнительным гидравлическим сопротивлением в системе газоочистки.

1.3 Обзор методов очистки газа на ТЭС

На электростанциях нашли широкое применение газоочистные установки следующих типов: мокропрутковые золоуловители МП-ВТИ, скрубберы Вентури, электрофильтры, батарейные циклоны. Работа золоуловителей всех типов оценивается по следующим факторам:

эффективности улавливания летучей золы или остаточной запыленности газа при различном фракционном составе золы, переменном количестве горючих в уносе и разной скорости газов;

аэродинамическому сопротивлению золоуловителей и расходу энергии;

надежности работы, продолжительности простоев из-за неисправности и величины затрат на восстановление;

простоте обслуживания и ремонта;

металлоемкость;

Золоуловитель должен работать надежно не только при номинальной нагрузке, но и сохранять высокий к.п.д. во всех режимах работы.

Мокропрутковые золоуловители МП-ВТИ отличаются высокой эффективностью, характеризуемой улавливанием частиц размером до 5 мкм [2]. Эти золоуловители просты по конструкции и обслуживанию, на их изготовление требуется металла в 8-10 раз меньше по сравнению с электрофильтрами. Недостатком этих золоуловителей является постепенное зарастание золой входных патрубков, а также коррозия сопел и защитных зонтов над ними. Эти золоуловители рекомендуется применять при пылевидном сжигании углей, при слоевом сжигании торфа в установках, оборудованных системами гидрозолоудаления. Дымовые газы поступают в нижнюю часть цилиндра тангенциально к нему через патрубок, в котором установлена прутковая решетка, орошаемая водой. Совершая вращательное движение, дымовые газы поднимаются по винтовой линии, содержащиеся в газах частицы уноса под действием центробежной силы приобретают интенсивное вращательное движение. В результате этого они отбрасываются к внутренней поверхности скруббера, где захватываются стекающей по ней пленкой воды и смываются через воронку и водяной затвор в канал гидрозолоудаления. Одновременно, вследствие вращения газа, водяная пленка у входного патрубка разрывается, образуя облако вращающихся водяных капелек, на которых также оседают твердые частицы. Очищенный газ отводится через верхнюю часть цилиндра скруббера в сборный короб, а затем в дымовую труб. В этих золоуловителях, в отличие от сухих прямоточных и батарейных циклонов, твердые частицы, осевшие на водяную пленку, не могут быть оторваны от нее и перенесены поперечными вихревыми движениями.

Золоулавливающие установки с трубами Вентури обеспечивают в зависимости от физико-химических свойств и фракционных характеристик золы степень очистки 97 - 99,6 % при расходе орошаемой воды до 2 кг на 1 м3 газа [12]. Особенностью очистки технологических газов является необходимость улавливания очень мелких фракций пыли (0,01-10 мкм). Это требует создания высоких скоростей движения газа через горловину трубы Вентури (до 150 м/сек), преодоления значительных гидравлических сопротивлений и существенных расходов орошающей воды (до 2 кг/м3 газа).

Труба Вентури может иметь круглое или прямоугольное сечение [1]. В качестве каплеуловителя могут использоваться простейшие газоочистные аппараты инерционного типа, чаще всего циклоны с поворотом газа.

Принцип действия золоуловителя основан на использовании динамического напора дымовых газов, проходящих через трубу Вентури, для дробления на капли жидкости, вводимой в газовый поток. В конфузоре трубы Вентури скорость газов с взвешенными частицами золы увеличивается от 16 до 150 м/с, возрастает и турбулентность потока, которая достигает максимального значения на входе в горловину. Установленная по оси трубы центробежная форсунка подает в зону максимальной турбулентности дымовых газов распыленный дымовой поток. В горловине происходит дробление капель воды на мельчайшие фракции, которые перемещаются со скоростью, отличающейся от скорости частиц золы и капелек воды, а так же высокая турбулентность потока приводит к столкновению частиц золы и воды и их слипанию. В дальнейшем в диффузоре происходит укрупнение частиц. Поток дымовых газов с укрупненными частицами золы и воды поступает в нижнюю цилиндрическую часть каплеуловителя где под действием центробежных сил частицы достигают его внутренних поверхностей и осаждаются на плёнке воды, образующейся в результате орошения каплеуловителя. Вода с уловленной золой стекает по стенкам каплеуловителя в коническом днище и через гидравлический затвор сбрасывается в канал гидрозолоудаления. Очищенные дымовые газы из каплеуловителя поступают в сборный короб и далее в дымосос [7].

Электрофильтры - устройства, в которых очистка газов от взвешенных в них твердых или жидких частиц происходит под действием электрических сил, для чего частицам сообщается электрический заряд [3]. Заряженные частицы в результате действия электрического поля выводятся из очищаемого газового потока и осаждаются на собирающих электродах.

Заряд частиц в электрофильтрах происходит в поле коронного разряда. Коронный разряд представляет собой специфическую форму незавершенного электрического разряда, характерного для систем электродов с резко неоднородным полем. Ионизационные процессы при коронном разряде сосредоточены в узкой области, где напряженность поля наибольшая, т.е. вблизи электрода с малым радиусом кривизны. В зоне ионизации присутствуют положительные ионы и электроны, которые при выходе из зоны ионизации превращаются в отрицательные ионы. При отрицательной полярности электрода с малым радиусом кривизны положительные ионы быстро достигают электрода. Во внешней области коронного разряда присутствуют только отрицательные ионы, которые создают в межэлектродном пространстве объемный униполярный заряд. Во внешней области коронного разряда ионизационные процессы отсутствуют, так как напряженность поля там для ионизации недостаточна. Ток коронного разряда обеспечивается за счет движущегося в промежутке между электродами объемного униполярного заряда. Если во внешней области коронного разряда, занимающей преобладающую часть межэлектродного пространства, находятся твердые или жидкие частицы, то ионы из объемного заряда, осаждаясь на поверхности этих частиц, сообщают им избыточный электрический заряд. В большинстве случаев в одном и том же поле коронного разряда происходят и зарядка частиц, и их выделение из газового потока за счет движения их под действием поля в направлении, перпендикулярном потоку газа. Это позволяет упростить конструкцию аппаратов, сделать их более компактными. Электрофильтры отличаются наиболее высокой эффективностью очистки дымовых газов и способностью улавливать тонкие фракции пыли менее 10 мкм. Эти аппараты характеризуются незначительным золовым износом, малым сопротивлением и небольшим расходом электроэнергии. В противоположность другим золоуловителям степень очистки газов в электрофильтрах увеличивается при снижении нагрузки котла.

Батарейные циклоны имеют относительно высокую степень очистки дымовых газов и не требуют специального обслуживающего персонала. Их недостатками являются [7]:

высокое сопротивление;

склонность к забиванию золой (особенно при работе на АШ);

ограниченная доступность для осмотра и ремонта, как в рабочем, так и выключенном состоянии аппарата.

Батарейные циклоны обеспечивают степень очистки газов 80% и выше при установке их на котлах, оборудованных слоевыми топками. Эти золоуловители целесообразно устанавливать при пылевидном сжигании топлива, когда необходимо обеспечить степень очистки дымовых газов от уноса порядка 75%, а также в качестве первой ступени при двухступенчатой очистке газов. Учитывая быстрое забивание элементов батарейных циклонов, установленных на электростанциях, сжигающих АШ, применение здесь батарейных циклонов обычной конструкции нецелесообразно.

Циклоны являются наиболее простыми и надежно работающими механическими золоуловителями. Циклоны диаметром до 1,5 м могут конкурировать в отношении степени очистки газов с батарейными циклонами и жалюзийными золоуловителями [2].

Комбинированные золоуловители (двухступенчатая очистка) следует применять, если необходимо обеспечить максимальную степень очистки, определяемую санитарно-гигиеническими требованиями или условиями последующих технологических процессов при сероулавливании. В первой ступени этих аппаратов происходит улавливание основной массы более крупных частиц во второй ступени - улавливание более тонких частиц.

Специально для ПТЭС было разработано техническое решение по реконструкции системы очистки уходящих газов энергоблоков 150МВт [8] в связи с тем, что действующее газоочистное оборудование в настоящее время морально и физически устарело. В настоящем техническом предложении были рассмотрены три варианта схем системы газоочистки:

Вариант I. Система газоочистки "ABB Fljakt" фирмы ABB Power.

Система газоочистки "ABB Flakt" обеспечивает очистку уходящих дымовых газов котлов от золы (степень очистки 99,67%) и оксидов серы (степень очистки 86,7%).Система газоочистки - трехступенчатая. Продуктами очистки дымовых газов системы "ABB Flakt" являются:

сухая зола после первой ступени очистки,

сухая смесь золы и сульфогипса после второй и третьей ступеней очистки.

В качестве первой и третьей ступени очистки служат электростатические осадители (электрофильтры), второй - распылительный сушильный абсорбер.

Реагентом десульфуризации дымовых газов является "известковое молоко", полученное путем гашения извести с 92% активного СаО.

Уходящие дымовые газы котла поступают в предколлектор (электрофильтр), где большая часть зольной пыли (около 98%) осаждается и собирается в осадителях. Уловленная в предколлекторе зола может подаваться по системе пневмотранспорта на склад сухой золы и далее потребителям или через систему гидросмыва в существующую багерную и далее на золоотвал.

Предварительно частично очищенные от золы в - предколлекторе дымовые газы поступают в распылительно-сушильный абсорбер двумя потоками - в верхний и центральный газовые дисперсеры.

В верхнюю часть абсорбера через высокоскоростной (10000 об/мин) распылитель подается смесь "известкового молока" и раствор конечного продукта после третьей ступени газоочистки.

Высокотурбулизированные дымовые газы смешиваются с мельчайшими каплями (средний диаметр капли 60 мкм) растворов "известкового молока" и конечного продукта, в результате чего происходит реакция соединения Са извести с оксидами серы дымовых газов с образованием сульфогипса (CaSO3 и CaSO4) и одновременно испаряется вода. Сульфогипс с частью захваченной золы оседает на дно абсорбера, откуда системой пневмотранспорта подается на склад конечного продукта и далее потребителям. Очищенные дымовые газы из абсорбера поступают на конечный коллектор, представляющий собой электростатический осадитель (электрофильтр), где осаждаются оставшиеся продукты десульфуризации и золы, вынесенные из абсорбера потоком дымовых газов. Часть осажденного в электрофильтре конечного продукта направляется в систему подготовки реагентов абсорбера, а остальная часть системой пневмотранспорта направляется на склад конечного продукта и далее потребителям для производства цемента и гипса в производстве строительных материалов. Удаление дымовых газов в дымовую трубу осуществляется двумя вытяжными вентиляторами (дымососами), входящими в комплект поставки системы. Схемой газоочистки предусмотрены системы подготовки "известкового молока", рециркуляции конечного продукта, а также пневмотранспорта золы и конечного продукта.

Вариант II. Система газоочистки научно-технической фирмы "Факел".

Система газоочистки НТФ "Факел" обеспечивает очистку уходящих дымовых газов котлов от золы (степень очистки 99,6%) и оксидов серы (степень очистки 95 %).

Система газоочистки - двухступенчатая.

Продуктами очистки дымовых газов системы НТФ "Факел" являются:

гидрозоловая пульпа после первой ступени газоочистки;

слабая (35-40%) или концентрированная (92%) серная кислота.

В качестве первой и второй ступени газоочистки служат тепломассообменные скруббера фирмы "Факел" - ТМС-ФФ по 4шт. на каждую ступень. Реагентом десульфуризации дымовых газов принят сульфит натрия (NaSO) с регенерацией его по замкнутому циклу в регенерационных установках. Уходящие газы котла подаются на четыре тепломассообменные скруббера первой ступени газоочистки. ТМС снабжаются предвключенными коагуляторами Вентури с подачей в них воды, в которых из газового потока предварительно выводятся более крупные частицы золы и абсорбируется водой практически весь триоксид серы газового потока. В ТМС реализуются процессы взаимодействия высокотурбулизованного закрученного циклонического вихря газового потока с каплями воды, распыленными форсунками. Конструкция ТМС-ФФ обеспечивает преобразование плоскопараллельного газового потока в циклонический вихрь, двухзонное орошение, специальные траектории движения капель воды и их мелкодисперсность, что дает возможность увеличить время взаимодействия капель воды и газового потока, по сравнению с другими аппаратами аналогичного принципа действия. Капли воды с уловленными эоловыми частицами собираются в нижней части скруббера и через золосмывные аппараты в виде гидрозоловой пульпы по существующим каналам ГЗУ подается в багерную насосную и далее на золоотвал. Кроме улавливания золы в корпусе ТМС происходит полное "вымывание" триоксида и частичное "вымывание" диоксида серы из газового потока.

КПД золоулавливания первой ступени газоочистки составляет 99,6%, при этом, расход воды на орошение в ТМС составляет 0,26 кг/нм, а степень очистки дымовых газов от оксидов серы составляет примерно 10-20%. Оставшаяся в газовом потоке часть диоксида серы практически полностью абсорбируется во второй ступени газоочистки, состоящей из четырех ТМС-ФФ аналогичных первой ступени. Во второй ступени газоочистки дымовые газы в ТМС орошаются водным раствором сульфита натрия, служащим сорбентом диоксида серы. Водный раствор сульфита натрия получают растворением в воде кристаллического сульфита натрия (по ГОСТ 5644-75) до концентрации 25,7% или используется готовый 20% водный раствор сульфита натрия промышленного приготовления. Удаление очищенных газов в дымовую трубу осуществляется двумя существующими дымососами. Применение в качестве сорбента сульфита натрия позволяет осуществить замкнутый цикл его регенерации в специальных регенерационных установках, с возвращением регенерированного сорбента в схему газоочистки. Регенеративный цикл позволяет сократить регулярные поставки сульфита натрия, сведя их к его количеству для первоначального заполнения системы и запасу на восполнение потерь в процессе эксплуатации. В процессе регенерации сульфита натрия, в регенерационных установках получают химически чистый газообразный сернистый ангидрид SОз, направляемый в продукционную колонну, где получают слабо концентрированную (35-40%) серную кислоту. При необходимости получения более концентрированной серной кислоты, слабо концентрированная серная кислота после продукционных колонн направляется на концентратор. Производительность газоочистной установки по серной кислоте (в пересчете на 92%-ную) для одного блока составляет 4 т/ч. Благодаря использованию в схеме газоочистки высокоактивного сорбента оксидов серы и высокоэффективных малогабаритных контакторов ТМС-ФФ, степень сероулавливания по схеме НТФ "Факел" достигает 95% что значительно выше, чем в остальных, предлагаемых в настоящей работе, схемах.

Вариант III. Система газоочистки научно-производственного предприятия "Газэнергострой".

Принципиальные отличия предлагаемой cхемы газоочистки от разработанной НПП Газэнергострой" заключаются в следующем:

организация двухступенчатой схемы с ликвидацией первой ступени золоочистки в инерционных пылеуловителях;

зернистые роторные фильтры (ФРЗ) второй ступени, предназначенные для серо золоулавливания с сухим золоудалением по схеме "Газэнергострой" используются в качестве первой ступени только для золоулавливания с гидравлическим удалением золы в существующую систему ГЗУ.

Уходящие дымовые газы котла двумя потоками направляются в два роторных зернистых фильтра конструкции фирм "Озон" и "Газэнергострой".

Выделенная в ФРЗ из дымовых газов зола через гидравлические золосмывные аппараты направляется в существующий канал ГЗУ и далее в существующую багерную насосную. Степень очистки дымовых газов от золы в первой ступени системы составляет 90-92%. Доочистка дымовых газов от золы и очистка их от оксидов серы осуществляется во второй ступени газоочистки. Вторая ступень газоочистки включает в себя четыре трубы Вентури, два аэродинамических смесителя (дымососа) и два роторных волокнистых фильтра конструкции фирм "Озрн" и "Газэнепргострой".

Дымовые газы из первой ступени газоочистки подаются четырьмя потоками в трубы Вентури. В трубы Вентури подается также тонко измельченная известь, вода и рециркулируемые очищенные газы от аэродинамических смесителей, отбирающих их за второй ступенью газоочистки. Интенсивное смешивание всех этих компонентов приводит к осуществлению быстротечных реакций коагуляции с образованием сульфогипса. Из труб Вентури газы с оставшейся золой и образовавшийся сульфогипс поступают в два роторных волокнистых фильтра, где в слое волокнистого материала задерживаются, а затем удаляются в сборные бункера фильтров. Кроме того, не прореагировавшая в трубах Вентури известь, задержанная в порах волокнистого материала фильтра, дополнительно агломерирует с пылью поступающих газов и связывает сульфиды серы в сульфогипс. Подаваемая в газы вода частью участвует в реакциях коагуляции, а не прореагировавшая часть испаряется и удаляется с дымовыми газами. Готовый продукт (смесь золы и сульфогипса) из-под фильтров системой пневмотранспорта подается на склад и далее потребителям для получения цемента и гипса в производстве строительных материалов. Удаление очищенных дымовых газов в дымовую трубу осуществляется двумя осевыми дымососами, не входящими в комплект поставки системы газоочистки фирмой "Газэнергострой". Степень очистки дымовых газов по этой схеме составляет - по золе 99,0%, по сере 60%.

Выводы по обзору и анализу

В обзоре методов очистки дымовых газов были рассмотрены несколько их основных видов, которые применяются на ТЭС, а так же предложения по реконструкции системы газоочистки для котла ТП-90 ПТЭС. Базируясь на полученные данные можно сделать следующие выводы, повлиявшие на выбор более эффективной, менее металлоемкой, удовлетворяющей компоновке существующей схемы газоочистки. Воспользуемся сравнительными характеристиками описанных в разделе обзор методов очистки дымовых газов на ТЭС с выбранной схемой газоочистки скруббером Вентури с одной трубой коагулятором.

Степень очистки дымовых газов в скруббере Вентури при правильно выбранной скорости в горловине коагулятора, правильно сконструированном и налаженном на оптимальный режим работы составляет 99 - 99,9% [1]. Мокропрутковый скруббер МП-ВТИ работает с эффективностью 95%, кроме того, имеет сложность в обслуживании, срок службы прутков ограничен (составляет 3-4 месяца). Скруббер Вентури имеет более простую конструкцию и менее металлоемкий, а разница эффективности очистки газов 4 %. Рассмотрим электрофильтр. Он обладает высокой степенью очистки дымовых газов примерно равной скрубберу Вентури. Его использование нецелесообразно для котла ТП-90 в связи с огромными капитальными затратами только на строительство, а также высокая металлоемкость большие габариты, сложность конструкции, трудности связанные с обслуживанием и ремонтом. Для схемы с батарейными циклонами, чтобы от нее отказаться достаточно обратить внимание на степень очистки дымовых газов которая лежит в пределе 75-80 %, что на 18 % меньше выбранной установки. Обзор технических предложений по реконструкции системы очистки уходящих дымовых газов энергоблоков 150 МВт, описанных выше показал, что перечисленные варианты газоочистки имеют высокие технические показатели по очистке дымовых газов от золы и оксидов серы, но они требуют высоких капиталовложений, как на строительство и обслуживание, так и на эксплуатацию.

Из вышеизложенного следует вывод: для энергоблоков 150МВт с котлоагрегатом ТП-90 на базе существующей схемы газоочистки двухступенчатого коагулятора Вентури без системы орошения водой второй ступени рационально применить классическую схему скруббера Вентури с одной трубой коагулятором с измененными конструктивными размерами конфузора, горловины и диффузора опираясь на проведенные расчеты.

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание принятой в проекте схемы газоочистки

Представленные в разделе 1 материалы показывают, что наиболее целесообразно в условиях ПТЭС энергоблока 150 МВт применить систему газоочистки, состоящую из центробежного скруббера и трубы Вентури.

Золоулавливающая установка с трубой Вентури, показанная на рисунке 2.1 горизонтальной компоновки прямоугольного сечения, включает в себя трубу Вентури и центробежный скруббер. Труба Вентури состоит из конфузора, служащего для увеличения скорости газа; горловины, в которой происходит осаждение частиц пыли на каплях воды; и диффузора, в котором происходит коагуляция, а так же за счет снижения скорости потока восстанавливается часть давления, затраченного на создание высокой скорости газа в горловине.

. Труба Вентури; 2. Центробежный скруббер; 3.Дымовые газы; 4. Место установки форсунок

Рисунок 2.1 - Золоулавливающая установка с трубой Вентури горизонтальной компоновки прямоугольного сечения

Важное значение имеет вопрос о компоновке трубы Вентури по отношению к каплеуловителю [12]. Способы компоновки трубы Вентури изображены на рисунке 2.2. Вертикальная компоновка (рис.2.2 а) обладает следующими достоинствами перед горизонтальной компоновкой (рис. 2.2 б).

а) Вертикальная компоновка; б) Гоизонтальная компановка; 1. Труба Вентури; 2. Центробежный скруббер; 3. Дымовые газы; 4. Место установки форсунки

Рисунок 2.2 - Золоулавливающая установка с трубой Вентури

При вертикальном положении трубы пленка орошающей жидкости более надежно покрывает всю внутреннюю поверхность аппарата и поэтому установка менее чувствительна к отложениям, которые могут возникать в случае улавливания золы с вяжущими свойствами.

Другим преимуществом такой компоновки перед горизонтальной является возможность обеспечения лучшего крепления внутренней облицовки к металлу, что так же повышает эксплуатационную надежность установки. При вертикальном положении трубы Вентури существенно меньше изнашивается поверхность каплеуловителя на участке встречи с ней потока, поступающего через входной патрубок. Это объясняется тем, что значительная часть загрязненных капель и крупных частиц золы сепарируется из потока на поворотном участке после трубы Вентури и поступает в каплеуловитель в виде пульпы. Поэтому уменьшается концентрация золы в потоке и, следовательно, уменьшается абразивный износ поверхности каплеуловителя. Хотя при этом возникает абразивный износ поворотного участка под трубой Вентури, однако, выполнить его защиту легко. Основным недостатком вертикального размещения трубы Вентури по сравнению с горизонтальным является повышенное при прочих равных условиях гидравлическое сопротивление установки, обусловленное наличием дополнительных поворотных участков как до, так и после трубы Вентури. В проекте принимаем к установке горизонтальное расположение трубы Вентури относительно каплеуловителя [2].

Высокая скорость запыленного газового потока в аппарате обуславливает интенсивный абразивный износ поверхности трубы. Этот процесс при улавливании золы топлива Донецкого АШ, на котором работают котлоагрегаты ПТЭС усиливается из-за агрессивных свойств жидкой среды в аппарате. Для защиты металла трубы Вентури от износа предлагаю выполнить внутреннюю футеровку с помощью кислотоупорной плитки.

Работа скруббера Вентури, принятой в проекте схемы газоочистки, основана на дроблении воды в турбулентном газовом потоке, захвате каплями воды частиц пыли, последующей коагуляции и осаждении в каплеуловителе инерционного типа. Процесс золоулавливания в золоуловителях основан на принципе использования динамического напора дымовых газов, при котором скорость газового потока со взвешенными в нем частицами золы возрастает с 20 до 150 м/с.

Установленная на оси трубы четыре центробежных форсунки подают в зону максимальной турбулентности дымовых газов распыленный водяной поток. В конфузоре и горловине происходит дробление воды газовым потоком большой скорости на мельчайшие капельки, скорость перемещения которых меньше скорости перемещения частиц золы. Разность скоростей движения частиц золы и капелек воды, а также высокая турбулентность потока способствуют столкновению частиц золы с капельками воды и их слипанию. Средний фракционный размер капель воды больше среднего фракционного размера частиц золы, вследствие чего выходящие из диффузора капли воды достаточно тяжелы, теряют скорость и хорошо улавливаются каплеуловителем.

При введении жидкости в газовый поток дробление крупных капель на более мелкие за счет энергии турбулентного потока происходит, когда внешние силы, действующие на каплю, преодолевают силы поверхностного натяжения. При подаче орошающей жидкости в трубу Вентури ее начальная скорость не значительна. За счет сил динамического давления газового потока капли одновременно с дроблением получают значительное ускорение и в конце горловины приобретают скорость, близкую к скорости газового потока. В диффузоре скорости газового потока и капель падают, причем вследствие сил инерции скорость капель повышает скорость газового потока. Поэтому захват частиц пыли каплями наиболее интенсивно идет в конце конфузора и в горловине, где скорость газа относительно капли особенно значительна и кинематическая коагуляция протекает наиболее эффективно. Сечение трубы Вентури необходимо выбрать прямоугольное, так как в данной схеме расход газа более 10 /с [12]. После диффузора трубы Вентури дымовые газы поступают в кплеуловитель. Благодаря тангенциальному подводу газа создается вращение газового потока, вследствие чего смоченные и укрупненные частицы пыли отбрасываются на стенки каплеуловителя.

По стенкам каплеуловителя непрерывно стекает вода, образуя на них сплошную пленку, это организовано с помощью форсунок установленных в верхней части каплеуловителя. Частицы попавшие в пленочное стекание воды уносятся в нижнюю часть каплеуловителя и через гидрозатвор удаляются в шламовые каналы, которые транспортируют уловленную пыль на золоотвалы. Очищенные дымовые газы из каплеуловителя поступают в сборный короб и далее за счет тяги дымососа выбрасываются в атмосферу с помощью дымовой трубы.

2.2 Расчет продуктов сгорания топлива

Необходимость расчета продуктов сгорания обуславливается сжиганием твердого топлива разной зольности, которое влечет за собой изменение объема дымовых газов и входной запыленности перед системой газоочистки, значения которых необходимы для расчета скруббера Вентури предусмотренного проектом.

Исходные данные:

Состав твердого топлива применяемого на ПТЭС: Донецкий уголь АШ разной зольности приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Состав твердого топлива применяемого на ПТЭС

, %16,72022,925,827,6
, %70,566,663,858,957,6
, %1,41,31,21,171,4
, %0,80,70,60,670,8
, %1,91,81,71,582,9
, %1,71,61,31,421,7
, %788,510,58
Итого:	100 %	100 %	100 %	100%	100%

Состав газообразного топлива применяемого на ПТЭС: Природный газ приведен в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Состав газообразного топлива

0,28%
0,18%
84,9%
3,045%
0,932%
0,363%
10,3%
Итого:	100	%

Определим теплоту сгорания топлива, т.е. количество теплоты, выделяемое при полном сгорании одного килограмма твердого или жидкого топлива или одного метра кубического газообразного топлива.

для твердого топлива АШ

= + - (-) - , (2.1)

где: - процентное содержание углерода, %;

- процентное содержание водорода, %;

- процентное содержание кислоода, %;

- процентное содержание серы, %;

- процентное содержание влаги, %.

= 57,6 + 1,4 - (2,9 - 1,7) - 8

= 18,838 МДж / кг

· для газообразного топлива Природный газ

=+ + + ++ + + + + , (2.2)

где: , , , , , , , , , - процентный сотав природного газа.

= 0 + 0 + 89.9 + 3.045 + 0,932 +

+ 0,363 + 0 + 0 + 0 + 0

=33,6 МДж / кг

Определим теоретически необходимое количество воздуха для горения твердого топлива.

= (+ 0,375) + 0,265- 0,0333 - 0,00124 (2.3)

= (57,6 + 0,375·1,7) + 0,265 ·1,4 - 0,0333 ·2,9 (1 - 0,00124) =5,451 / кг

где: - влагосодержание воздуха, г/.

Определим теоретически необходимое количество воздуха для горения газообразного топлива.

=+ (2 + 6/4) + (3 + 8/4) +(4+10/4)- - (1- 0,00124), (2.4)

= 89,9 + (2 + 6/4) + (3 + 8/4)+(4+10/4) -

0,18 (1 - 0,00124) = 9,143 /

Определим действительно необходимое количество воздуха для горения твердого топлива.

= , (2.5)

где: - коэффициент избытка воздуха.

= 5,45= 8,723 / кг

Определим действительно необходимое количество воздуха для горения газообразного топлива.

= , (2.6)

= 9,143 = 14,629 /

Определим количество продуктов сгорания для твердого топлива.

= , (2.7)

= 57,6 = 1,077 / кг

= 0,112 + 0,0124 + 0,00124 , (2.8)

= 1,4 + 8 + 8,723 = 0,364 / кг

= 0,007 , (2.9)

= 1,7 = 0,012 / кг

= ( - 1) , (2.10)

= (1,6 - 1) ·5,451= 0,69 / кг

= + , (2.11)

= 0,8+ 8,723 = 6,90 / кг

Определим количество продуктов сгорания для газообразного топлива.

= ( + + + + + ) , (2.12)

= (0 + 0,28 + 89,9 + 3,045 + 0,932 + 0,363) = 0,90 /

= (+ + + +++) 0,01 (2.13)

= ( 89,9 + 3,045 + 0,932 + 0,363 +14,629 ) = 1,93/

= (2.14)

= 0 = 0 /

= ( - 1) (2.15)

= (1,6 - 1) ·9,143= 1,152 /

= ( + ) (2.16)

= (0 + 14,623) = 0,115 /

Определим теоретически необходимое количество воздуха для горения смеси природного газа и АШ.

= + m (2.17)

где: m - количество газообразного топлива приходящегося на один килограмм газообразного топлива, /кг

= 5,451 + 9,143 = 6,085 / кг

Определим действительно необходимое количество воздуха для горения смеси природного газа и АШ.

= + m (2.18)

= 8,723 + 0,070· 14,623 = 9,74 / кг

Определим продукты сгорания для смеси топлива природного газа с АШ.

= + (2.19)

= 1,077 + 0,90 = 1,140 / кг

= 0,364 + 1,93 = 0,50 / кг

= 0,012 + 0 = 0,012 / кг

= 0,69+ 1,152 = 0,77 / кг

= 6,90 + 0,115 = 6,91 / кг

Определим объем продуктов сгорания для смеси.

= + + + + (2.20)

= 1,140+ 0,50 + 0,012 + 0,77 + 6,91 = 9,321 / кг

Определим состав продуктов сгорания для смеси

= % (2.21)

= =12,22%

= % (2.22)

= =5,34 %

= % (2.23)

= = 0,12 %

= % (2.24)

= = 8,226%

= % (2.25)

= = 74,08 %

Определим плотность продуктов сгорания.

= (2.26)

= = 1,330 кг /

Определяем входную запыленность дымовых газов на очистную установку.

= = = 30,202 г / (2.27)

Результаты расчета продуктов сгорания смеси природного газа и Донецкого угля марки АШ разной зольности сведены в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Результаты расчета смеси топлива природного газа и угля марки АШ

%16,720,022,925,827,6
МДж/кг23,5721,8920,6918,5718,838
МДж/кг33,633,633,633,633,6
МДж/кг26,4824,623,2520,8618,77
7,416,986,66,26,085
11,8611,17610,79,879,741
1,391,321,261,161,14
0,540,520,50,50,5
0,0120,0110,010,010,012
0,930,880,840,80,77
8,397,927,577,036,91
11,2810,6610,189,59,321
%12,3712,3612,3912,2612,22
%4,814,924,95,345,34
%0,1050,1050,890,1030,12
%8,278,258,28,198,226
%74,4374,3574,374,174,08
1,3341,331,3321,331,33
15,0919,13822,9427,7430,20

Вывод по таблице 2.3: из таблицы видно, что с увеличением зольности сжигаемого твердого топлива в смеси с природным газом идет повышение запыленности дымовых газов, а так же наблюдается увеличение объема продуктов сгорания.

2.3 Расчет скруббера Вентури для очистки дымовых газов котла ТП-90

Исходные данные приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4 - Исходные данные для расчета скруббера Вентури

Объем дымовых газов	184567
Температура дымовых газов перед газоочисткой	165
Разряжение перед газоочисткой	1400	Па
Плотность дымовых газов	1,33
Гидравлическое сопротивление аппарата	2934,3	Па
Начальная запыленность дымовых газов	30,02
Требуемая запыленность дымовых газов на выходе из газоочистки	0,1
Напор поступающей на орошение воды	294000	Па
Удельный расход орошающей жидкости	0,0003
Константа В	0,0043
Константа Х	0,9
Константа 0,14

При расчете скруббера Вентури наиболее часто предпочтение отдается энергетическому методу [2], согласно которому эффективность работы мокрых пылеуловителей определяется затратами энергии на процесс очистки газа. Затраты энергии на очистку газа от пыли /энергия соприкосновения/, т. е. Расход энергии на обработку жидкостью определенного объема газа, кДж/1000 газа. Определим расход энергии на очистку газа.

(2.28)

где: - гидравлическое сопротивление аппарата, Па;

- давление распыляемой жидкости на входе в аппарат, Па;

m - удельный расход орошающей жидкости, / .

= 2934,3 + 0,0003 = 2922,54 кДж/1000

Определяем требуемую степень очистки газа.

= (2.29)

где: - входная и выходная (требуемая) запыленность дымовых газов перед и после газоочистки, г /

= = 0,996

Оцениваем гидравлическое сопротивление каплеуловителя и определяем гидравлическое сопротивление трубы-распылителя /трубы Вентури/, Па:

= - (2.30)

где: - гидравлическое сопротивление аппарата;

= 100 Па - гидравлическое сопротивление каплеуловителя принятое из опыта работы аналогичных аппаратов.

= 2934,3 - 100 = 2834,34 Па

Определим плотность газа на входе в скруббер Вентури.

= (2.31)

где: - плотность дымовых газов при нормальных условиях, кг/;

- разряжение перед газоочисткой, кПа;

- температура дымовых газов на входе в газоочистку.

= = 0,82 кг /

Объемный расход поступающего на очистку газа при рабочих условиях.

= (2.32)

где: - объёмный расход газа при нормальных условиях, /ч.

= = 300268 / ч

Определим расход орошающей жидкости.

М = (2.33)

= 300268= 90,08 / ч

Определим температуру газов на выходе из скруббера Вентури

= (0,133 - m) + 35 (2.34)

=(0,133 - 0,003) + 35 = 54,9 град.

Что соответствует опыту работы промышленных установок 50 - 55 град.

Определим плотность газа на выходе из трубы Вентури.

= (2.35)

= = 1,08 кг /

Определим коэффициент сопротивления трубы Вентури, обусловленный вводом орошающей жидкости.

= (2.36)

где: А, - эмпирические коэффициенты.

= 2107 = 0,74

Определяем скорость дымовых газов в горловине трубы-распылителя.

= (2.37)

где: - плотность очищаемого газа;

- плотность орошающей жидкости.

= =85,3 м / с

Определим объемный расход газа на выходе из трубы Вентури.

= (2.38)

= = 63,3 / с

Определяем диаметр горловины трубы Вентури.

= 1,13 (2.39)

= 1,13= 0,97 м

Диаметр входного сечения конфузора.

= 4,95 = 2,5 м

Диаметр выходного сечения диффузора.

= 3,02 = 1,96 м

Определим длину конфузора.

(2.40)

где: - угол сужения конфузора = 15 - .

Определим длину горловины трубы Вентури

(2.41)

Определим длину диффузора трубы Вентури

(2.42)

где: - угол расширения дифузора = - .

Определим диаметр циклона-каплеуловителя

(2.43)

где: - скорость дымовых газов в циклоне каплеуловителе, м/с.

Определим высоту циклона-каплеуловителя

11,2 м

Результаты расчета параметров скруббера Вентури сводим в таблицу 2.5

Таблица 2.5 - Результаты конструктивного расчета скруббера Вентури

%16,720,022,925,827,6
%99,399,499,599,699,6
0,8190,8190,8190,8170,82
80,782,0282,986,183,4
M	0,0240,0240,0250,0260,02
m	0,00030,00030,00030,00030,0003
54,954,954,954,954,9
1,081,081,081,081,08
78,78182,784,585,3
60,962,162,865,363,3
В	Т/ч	63,3	68,2	72,1	80,5	89,3

Результаты расчета геометрических размеров скруббера Вентури принятого в проекте сводим в таблицу 2.6

Таблица 2.6 - Геометрические размеры скруббера Вентури

Наименование параметра	Обозна-чение	Ед. измер.
Диаметр входного сечения конфузора	2,5
Диаметр горловины трубы Вентури	0,97
Диаметр выходного сечения диффузора	1,96
Длина конфузора трубы Вентури	2,8
Длина горловины трубы Вентури	0,15
Длина диффузора трубы Вентури	7
Диаметр циклона-каплеуловителя	D	4,5
Высото циклона-каплеуловителя	H	11,2

Для оценки режимных показателей проектируемого скруббера Вентури по полученным конструктивным размерам воспользуемся поверочным расчетом, методика которого аналогична конструктивной и базируется на энергетическом методе [2]. Для анализа работы газоочистки воспользуемся данными, полученными на базе расчета топлива и технологическими данными работы котельного агрегата.

Максимальный объём дымовых газов на один скруббер Вентури при нормальных условиях 184567 , минимальный объём 181080 , температура дымовых газов на входе в систему газоочистки изменяется в пределах от 150 до 165 , удельный расход орошающей жидкости реальных установок 0,0008 , расход орошающей воды на коагулятор Вентури 0,06 . Используя эти данные после проведения поверочного расчета его результаты заносим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 - Результаты поверочного расчета эффективности проектируемого скруббера Вентури

%16,720,022,925,827,6
%99,399,499,599,5599,6
50,351,351,753,755,1
M	0,0560,0560,0560,0560,056
m	0,00070,00070,00070,00070,0007
52,2152,2152,2152,2152,21
78,781,082,784,585,3
В	Т/ч	63,3	68,2	72,1	80,5	89,3

Вывод по расчету скруббера Вентури: проведя конструктивный расчет проектируемой газоочистки для каждого варианта (по зольности) твердого топлива были получены рабочие параметры установки приведенные в таблице. Поверочный расчет показал ожидаемые параметры работы газоочистки с принятыми конструктивными размерами трубы Вентури.

Для анализа работы проектируемой газоочистки строим графики, изображенные на рисунке 2.3:

· зависимость степени очистки дымовых газов и их объёмов от зольности сжигаемого топлива (рис. 2.3 а);

· зависимость температуры уходящих газов после скруббера Вентури от удельного расхода орошающей жидкости при изменении температуры на входе газоочистки (рис. 2.3 б).

а)

б)

а) зависимость степени очистки дымовых газов и их объёмов от зольности сжигаемого топлива; б) зависимость температуры уходящих газов после скруббера Вентури от удельного расхода орошающей жидкости при изменении температуры на входе газоочистки

Рисунок 2.3 - Режимные характеристики работы газоочистки

Вывод: исходя из анализа режимных графиков проектируемой системы газоочистки получим:

· из графиков зависимости удельного расхода орошающей воды и степени очистки от зольности видно, что для обеспечения требуемой степени очистки дымовых газов удельный расход воды должен регулироваться согласно изображенной кривой (рис. 2.3 а). Данное утверждение обусловлено изменением объёма дымовых газов и входной запылённости в зависимости от зольности сжигаемого топлива (рис. 2.3 б);

температура уходящих дымовых газов после газоочистки зависит от температуры дымовых газов на входе в газоочистку и удельного расхода орошающей жидкости, чем больше расход орошающей жидкости, тем ниже температура уходящих дымовых газов на выходе из газоочистки и чем ниже температура на входе при тех же условиях тем ниже будет температура на выходе из системы газоочистки. Температура на выходе газоочистки не должна быть ниже температуры точки росы, которая для продуктов сгорания Донецкого угля АШ находится в пределах 32 - 42 .

2.4 Расчет концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферного воздуха

Целью данного расчета является сравнение расчетной величины и предельно допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферного воздуха.

Исходные данные:

- объём выбрасываемых в атмосферу газов при рабочих условиях, м/с

V=331,7;

температура газа на выходе из дымовой трубы,

t = 55;

· высота дымовой трубы, м

H = 120;

· диаметр устья трубы, м

D = 8;

содержание в газе пыли, г/м

z = 0,1

Максимальная приземная концентрация вредных веществ для выброса нагретой газовой смеси из одиночного точечного источника с круглым устьем при неблагоприятных метеорологических условия, мг/м:

= (2.45)

где: А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, определяющей условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ атмосферном воздухе, ; для Украины А=160;

М - количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, F=2 (для пыли и золы, если средний эксплуатационный коэффициент очистки не менее 90%);

m и n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса;

H- высота источника выброса над уровнем земли, м; - объем газовоздушной смеси, / с;

- разность между температурой выбрасываемой газовоздушной смеси и температурой окружающего атмосферного воздуха,;

- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности.

Определим количество выбрасываемой в атмосферу пыли.

(2.46)

= 33,17 г/с

Определим среднюю скорость выхода газа из устья трубы.

(2.47)

= 6,6 м/с

Определим значение величины .

= (2.48)

где: - температура дымовых газов после газоочистки, = 23,6 температура воздуха по Украине.

= 55 - 23,6 = 32

Определим параметр f для вычисления безразмерного коэффициента m.

(2.49)

= 0,77

= (2.50)

= = 0,93

Определим параметр

= (2.51)

= = 6,04

так как выполняется условие >2, то n = 1.

Определим максимальную приземную концентрацию вредных веществ для выброса газовой смеси из дымовой трубы.

= (2.52)

= =0,003

= = 0,054 мг/

Что ниже ПДК предельно допустимой концентрации для нетоксичной пыли = 0,5 - максимально разовая.

В связи с тем, что проектируемая установка обеспечивает проектную величину равную требуемой (при условии регулирования орошающей воды на коогулятор) предельно-допустимая концентрация пыли в приземном слое атмосферы имеет практически одинаковое значение при сжигании углей различной зольности.

дымовой газ котел электростанция

3. РЕЖИМНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СИСТЕМЫ ГАЗООЧИСТКИ

4. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

4.1 Краткая характеристика объекта проектирования

Проектом предусматривается проведение реконструкции установки очистки дымовых газов котлоагрегата ТП-90 энергоблока 150 МВт в КТЦ-1 Приднепровской ТЭС. Внедрение предлагаемых в специальной части мероприятий позволит повысить эффективность очистки дымовых газов с 96,3 до 99,6 %.

Котлотурбинный цех № 1 Приднепровской ТЭС работает по непрерывному трехсменному графику.

В настоящее время применяются следующие часовые тарифные ставки, приведённые в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Часовые тарифные ставки

	Группа (разряд)
	2	3	4	5	6	7
1 сетка, грн./час.	2-03	2-16	2-47	2-82	3-45	3-70
2 сетка, грн./час.	1-42	2-03	2-16	2-47	2-82	3-45

Размер премии 25 % для всех категорий персонала. Размер доплат за работу в ночное время 40 %.

4.2 Расчет учетного состава персонала котлотурбинного цеха

Расчет учетного состава персонала осуществляется по категориям: рабочие, руководители, специалисты, служащие.

При определении учетного состава (Ч) рабочих основой расчета является расстановочный штат, т.е. численность работников в смене, необходимая для обеспечения нормального хода процесса производства.

Учетный состав (Ч) рабочих определяется по схеме:

расстановочный штат в смене - Ч;

суточный штат - Ч;

суточный штат с подменой на выходные дни - Ч;

подменный штат на отсутствующих по уважительным причинам - Ч.

Расстановочный штат рабочих определяется:

по нормам обслуживания оборудования:

, (4.1)

где , m - количество технологических групп оборудования, ед.;

М - количество оборудования і-й технологической группы, ед.;

Н - норма обслуживания единицы оборудования і-й технологической группы , ед. / чел.

по нормам численности:

, (4.2)

где, - норма численности на единицу оборудования і-й технологической группы, чел . / ед.;

Для расчетов численности рабочих используются отраслевые и межотраслевые нормативы численности и обслуживания, или нормативы численности и обслуживания, разработанные на предприятии.

Суточный штат работников определяется как сумма расстановочных штатов по сменам:

, (4.3)

где, Ч см i - расстановочный штат в і-ю смену;- количество смен.

При работе по непрерывному графику суточный штат с подменой на выходные дни () определяется как:

, (4.4)

где,Ч п - численность подменного штата на выходные дни.

Подменный штат на отсутствующих по уважительным причинам () устанавливается в зависимости от длительности отпусков, невыходов по болезни и невыходов по причине выполнения государственных или общественных обязанностей:

, (4.5)

где a - величина основного и дополнительного отпуска в % ;

b - величина потерь рабочего времени по болезням в % ;

g - величина потерь рабочего времени по причине выполнения государственных или общественных обязанностей в %;

Величина основного и дополнительного отпуска в % определяется:

, (4.6)

где, В отп - длительность основного и дополнительного отпуска в календарных днях.

Величина потерь рабочего времени по болезням принимается по фактическому уровню болезней сложившемуся в подразделении в предыдущие годы (по данным ТЭС - 3,9 %).

Величина потерь рабочего времени по причине выполнения государственных или общественных обязанностей принимается по фактическому уровню, сложившемуся в подразделении в предыдущие годы

(по данным ТЭС - 0,1 %).

Расчет численности рабочих завершается составлением штатного расписания по форме приведенной в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Штатное расписание котлотурбинного цеха № 1

Профессия	Количество агрегатов ед.	Норма численности (обслуживания) Чел. агр.	Суточный штат по сменам, чел.			Подменный штат на выходные дни Чел.	Всего суточный штат с подменой на выходные дни Чел.	Подменный штат на невыходы по уважительным причинам Чел.	Учетный состав Чел.
			1	2	3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. Старший машинист 7 гр.			1	1	1	1	4	1	5
2. Машинист энергоблока 6 гр.	4	1	4	4	4	4	16	3	19
3. Машинист обходчик по турбинному оборудованию 5 гр.			2	2	2	2	8	2	10
4. Машинист обходчик по турбинному оборудованию 4 гр.			2	2	2	2	8	1	9
5. Машинист обходчик по котельному оборудованию 5 гр.	4	1	4	4	4	4	16	3	19
6. Машинист обходчик по котельному оборудованию 4 гр.			3	3	3	3	12	2	14
7.Слесарь по обслуживанию оборудования электростанции 5 гр			2	2	2	2	8	2	10
8. Машинист насосных установок 4 разряд			1	1	1	1	4	1	5
9. Машинист береговых насосных станций 3 гр.	2	1	2	2	2	2	8	1	9
Всего: оперативный персонал			21	21	21	21	84	16	100
1. Регенераторщик отработанного масла 3 разряд			1				1		1
2.Уборщик производственных помещений 2 разряд			1				1		1
3.Уборщик производственных помещений 2 разряд			2	2	2	2	8	1	9
Всего: вспомогательный персонал			4	2	2	2	10	1	11
Итого:			25				94	17	111

4.3 Расчет численности руководителей специалистов и служащих

Учетный состав руководителей специалистов и служащих определяется в соответствии с принятой организационной структурой управления цеха.

Составление штатного расписания руководителей, специалистов и служащих объединяем с расчетом фонда оплаты труда.

4.4 Расчет фонда оплаты труда ( ФОТ )

При планировании ФОТ по элементам расчет ведется отдельно по категориям персонала:

· рабочие (производственные и вспомогательные);

· руководители, специалисты, служащие.

ФОТ состоит из основной и дополнительной заработной платы. Основная заработная плата () при повременной форме состоит из тарифного заработка (), а при сдельной форме заработной платы состоит из сдельного заработка ().

Расчет ФОТ начинается с определения средней часовой тарифной ставки () по каждой категории (профессии) рабочих:

, (4.7)

где, - часовая тарифная ставка рабочего і-го разряда;

- суточный штат (с подменой на выходные дни) рабочих і-го разряда j-й категории (профессии);

- общий суточный штат (с подменой на выходные дни) рабочих j-й категории (профессии).

Средняя часовая тарифная ставка оперативного персонала, грн./час:

Средняя часовая тарифная ставка вспомогательного персонала, грн./час:

Заработная плата по тарифу () определяется:

, (4.8)

где, - номинальный годовой фонд времени на одного работника, час. (2000 час. при прерывном графике работы или 2190 час. при непрерывном графике).

Дополнительная зарплата () определяется как сумма доплат и выплат установленных по закону:

, (4.9)

где, П - фонд идущий на премирование;

- фонд идущий на оплату отпусков;

- фонд идущий на оплату государственных и общественных обязанностей;

В общем виде фонд идущий на доплату і-го вида определяется:

, (4.10)

где, - средний годовой фонд времени работы 1-го работника в условиях за которые производится доплата, час.;

- размер доплат установленный согласно действующим на предприятии положения, однако не ниже уровня установленного КЗоТ Украины.

Средний размер доплат за условия труда в % определяется по формуле:

, (4.11)

где, - размер доплат за условия труда установленный для работников і-й группы, % ;

- численность работников с одинаковым размером доплат за условия труда.

При работе по непрерывному графику доплата за переработку времени по графику () определяется:

, (4.12)

Фонд идущий на премирование (П) за выполнение показателей для данной категории работников устанавливается исходя из условий премирования действующих в подразделении, являющемся аналогом проектируемого.

, (4.13)

где, - фонд доплат за условия труда;

- фонд доплат за работу в ночное время;

п - установленный размер премии, в % .

Фонд для оплаты отпусков и выполнения государственных и общественных обязанностей () определяется:

, (4.14)

Где a - величина основного и дополнительного отпуска в %;

g - величина потерь рабочего времени по причине выполнения государственных или общественных обязанностей, %.

Плановый фонд оплаты труда рабочих () составляет:

, (4.15)

Кроме заработной платы, доходами работников являются выплаты, не включаемые в фонд оплаты труда: выплаты по листку неработоспособности (больничные), другие поощрительные и компенсационные выплаты сверх установленных законодательством (13- зарплата, поощрение за выслугу лет и др.), которые выплачиваются из фонда социального страхования или из прибыли.

Размер выплат из фонда социального страхования по листку неработоспособности () определяется по формуле:

, (4.16)

где, b - величина потерь рабочего времени по причине болезни в %;

Средний размер месячного дохода рабочих (З мес) определяется как:

, (4.17)

Планирование ФОТ руководителей, специалистов и служащих ведется по форме представленной в таблице 4.3

Таблица 4.3 - Штатное расписание и фонд оплаты труда руководителей, специалистов и служащих

Должность	Численность, Чел.	Оклад Грн.	Премия		Годовой ФОТ, Грн.	В том числе
			%	Грн.		Основная,	Дополнительная
1	2	3	4	5	6	7	8
Руководители
Начальник цеха	1	1160	25	290	17400	12760	4640
Заместитель нач. цеха	2	1035	25	259	31056	22770	8286
Ведущий инженер	1	780	25	195	11700	8580	3120
Инженер	1	575	25	144	8628	6325	2303
Начальник смены	5	840	25	210	63000	46200	16800
Табельщик	1	385	25	96	5772	4235	1537
Кладовщик	1	335	25	84	5028	3685	1343
Итого:	12	-	25		142566	104555	38011

Величина основного ФОТ для каждой категории определяется формулой:

, (4.18)

где, - месячный оклад, грн.;

Чі - Численность работников данной должности , чел.

Результаты расчетов фонда заработной платы по всем категориям персонала приведены в сводной таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Плановый ФОТ подразделения (цеха, участка)

Категория	Учетный состав, чел.	ФОТ, тыс. грн			Прочие выплаты, Тыс. грн.	Средне- месячная заработная плата , грн.
		Основной	Дополнительный	Всего
1	2	3	4	5	6	7
Рабочие основные	100	496,7	352,9	849,6	33,1	735-58
Вспомогательные	11	32,4	23,0	55,4	2,2	436-36
Всего по рабочим	111	529,1	375,9	905,0	35,3	705-93
Руководители, специалисты, служащие	12	104,6	38,0	142,6	-	990-28
Всего по подразделению	123	633,7	413,9	1047,6	35,3	733-67

Таблица 4.5 - Расчет годового фонда оплаты труда рабочих проектируемого цеха

Категория работников	Тарифная ставка, Грн../ час	График работы	Суточный штат (с подменой на выходные дни), чел	Необходимо отработать, час.		Основная заработная плата по тарифу, Тыс. грн.	Дополнительная зарплата,							Плановый ФОТ, Тыс. грн
				На одного рабочего На весь штат	В т.ч. Ночных праздничных		Доплата за условия труда, % Тыс. грн	Доплата за работу в ночное время, % Тыс. грн	Премия по положению % Тыс. грн.	Доплата за переработку по графику, Тыс. грн	Доплата за работу в праздничные дни, Тыс. грн	Оплата отпусков и гос. обязанностей % Тыс. грн	Всего дополнительная заработная плата, Тыс. грн.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Оперативный персонал	2,70	3 см	84	2190 183960	61320 5040	496,7	4 19,8	40 66,2	25 124,2	24,8	13,6	14 104,3	352,9	849,6
Вспомогательный персонал	1,48	3 см	10	2190 21900	7300 600	32,4	4 1,3	40 4,3	25 8,1	1,6	0,9	14 6,8	23,0	55,4
Итого по рабочим			94			529,1							375,9	905,0

. ОХРАНА ТРУДА

Основной задачей охраны труда является создание и контроль производственных условий, при которых влияние вредных факторов оказывающих негативное воздействие, как на организм трудящегося, так и на условия, в которых выполняется работа до минимума. Эта задача решается на начальном этапе ввода в эксплуатацию предприятия и контролируется специальными службами по охране труда созданными именно с этой целью.

При обслуживании данной установки основными причинами производственного травматизма и развития профессиональных заболеваний могут быть; тепловыделения, шум, вибрация, запыленность котельного отделения цеха.

В этом разделе описаны вредные факторы на участке котлотурбинного цеха №1, к которому относится система газоочистки блоков 150МВт, а так же меры по их ликвидации. Выполнены необходимые расчеты по выдаче рабочим спецодежды, а так же расчеты необходимых вспомогательных помещений. Рассмотрены причины возникновения пожаров, приведены расчеты первичных средств пожаротушения.

Данный дипломный проект предусматривает реконструкцию системы газоочистки блока 150 Мвт. Для улучшения условий труда и уменьшения воздействия вредных факторов, таких как шум и недостаточная освещенность рабочего места, на обслуживающий персонал, в целях принятия мер по устранению их воздействия выполнены два расчета:

· расчет снижения общего уровня шума;

· расчет освещения блочного щита управления.

5.1 Выбор и характеристика проектируемой системы газоочистки

Приднепровская тепловая электростанция по санитарной характеристике СН-245-71 относится к предприятиям третьего класса, в связи, с чем ширина ее санитарно-защитной зоны должна быть не менее 300 метров [14].

Система газоочистки блоков 150МВт ПТЭС относится к обслуживаемому оборудованию котло-турбинного цеха №1. Система газоочистки примыкает к котельному отделению и отделена от него стеной, таким образом, она расположена вне здания.

В связи с тем, что темой дипломного проекта предусмотрена реконструкция системы газоочистки блока 150 МВт котлотурбинного цеха №1 в условиях действующего предприятия Приднепровской ТЭС изменение класса вредности предприятия не происходит, то выбор строительной площадки не производится и характеристика ее не приводится.

5.2 Основные вредные и опасные факторы котлотурбинного цеха №1

Вредные и опасные факторы, возникающие при обслуживании оборудования котлотурбинного цеха №1 обусловлены особенностью работы такого вида предприятий и отпускаемой продукции.

Производственный процесс на участке КТЦ-1 по характеру труда относится к категории II Б средней тяжести с энергозатратами 201- 250 ккал/ч (223 - 290 Вт) ГОСТ 12. 1. 005 - 88 [14].

К основным вредным факторам относится избыточное тепловое излучение, выделяющееся при работе котлоагрегата ТП-90 паропризводительностью 500 т/ч, которое составляет (220 ккал/) 921,8 Вт/ при допустимом 140 Вт/, согласно ГОСТ 12.1005-88 [28], шум создаваемый турбогенератором, котлоагрегатом и работающим оборудованием составляет 92,8 дб при допустимом 80 дб согласно СН 3223-85 [24].

Контакт обслуживающего персонала с этими факторами приводит к механическим повреждениям работающих, а так же к ухудшению жизненоважных функций человека.

Нормативные значения параметров микроклимата согласно ГОСТ 12.1.005-88 [28] и фактические значения приведены в ттаблице 5.1.

Таблица 5.1 Микроклимат рабочей зоны

Период Года	Температура Относительная влажность, %			Скорость движения Воздуха, м/с
	Оптим Знач	Допус знач	Факт Знач	Оптим Знач	Допус значен	Факт Знач	Оптим знач	Допус Значен	Факт Знач
Холодн	17-19	16-22	28,4	40	60	86	0,2	0,2	0,22
Теплый	20-22	27-29	38,0	40	60	66	0,3	0,2 0,5	0,28

Фактические значения концентрации вредных веществ присутствующих в воздушной среде рабочих мест, а так же их предельно-допустимые концентрации согласно ГОСТ 12.1.005-88 [28] приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Анализ воздушной среды

Вредные вещества	ПДК, *мг/м*Фактическое значение мг/мКласс опасности
Пыль угольная	4,0	5,78	IV
Пыль углеродная	2,0	5,7	III
201IV

На участке КТЦ - 1 Приднепровской ТЭС имеет место загрязнение воздуха оксидом углерода. При длительном нахождении работающего в среде с повышенным содержанием оксида углерода, последний вытесняет кислород, что приводит к расстройству дыхания. Существуют выделения сернистого ангидрида, при попадании его в организм наблюдается раздражение дыхательных путей и слизистой оболочки. Проведенные замеры по наличию оксида углерода и сернистого ангидрида в КТЦ - 1 показали, что их концентрация в зонах рабочих мест персонала не превышает ПДК.

Пылеобразование связано с транспортировкой твёрдого топлива - угля, его измельчением в шаровых барабанных мельницах и подачей в виде смеси угольной пыли с воздухом к сжигающим устройствам котельного агрегата. Угольная пыль попадает в воздух рабочей зоны через неплотности пыле проводов, с присосами воздуха из отделения углеподачи, шнеков, бункеров пыли. Предельно допустимая концентрация пыли 4,0 мг/м (ГОСТ 12.1.005-88). Пыль, попадая через верхние дыхательные пути, затрудняет дыхательный процесс, вызывает ряд заболеваний органов дыхания, в том числе и канцерогенных.

Существует опасность поражения электрическим током. Это объясняется тем, что в КТЦ - 1 имеется большое количество электрических приборов, электродвигателей, цепей сигнализации и другого оборудования: - вырабатывающего, распределяющего, передающего и потребляющего электрический ток. Кроме того, здесь имеет место выработка электроэнергии высоких параметров. По применяемому напряжению в цехе помещения относятся до 1000 В, по условиям окружающей среды влажное, по опасности поражения электрическим током помещение цеха согласно ПУЭ [17] относятся к особо опасным, так как оно характеризуется наличием следующих условий:

· токопроводящие полы (металлические перекрытия, балки, железобетонные конструкции);

· высокая температура (рабочие зоны турбинного и котельного отделения, где температура достигает высоких параметров).

· возможность прикосновения к металлическим корпусам электрооборудования.

Одним из вредных основных факторов является шум, источником которого является работающее оборудование котлотурбинного цеха. Фактическое значение уровня шума 71 дб при норме 65 дб согласно ГОСТ 12.1.003 - 83 [14]. Следует отметить повышенное значение вибрации - 84 дб при допустимом значении 75 дб согласно ГОСТ 12.1.012 - 78 [25].

Воздействие шума и вибрации превышающим допустимые нормы, может вызвать травму барабанной перепонки и необратимое наступление глухоты, перерождение слуховой нервной ткани в соединительную, что приводит к снижению чувствительности слуха к звукам высокой частоты.

В связи с тем, что обслуживающий персонал энергоблока должен вести постоянное наблюдение за технологическим процессом, в основном по приборам находящихся на блочном щите управления (БЩУ), следует отметить такой фактор как освещенность. Фактическое значение освещенности на БЩУ 150 лк, что ниже требуемого значения (норма 200 лк) согласно СНиП II-4-79 [27].

5.3 Мероприятия по снижению воздействия вредных и опасных факторов на участке КТЦ - 1

На базе проведенного анализа вредных и опасных производственных факторов, присущих процессу работы оборудования энергоблока 150 МВт проектом предусмотрены мероприятия по снижению влияния на обслуживающий персонал.

С целью снижения концентрации пыли, воздействующей на организм человека в котлотурбинном цехе, в связи с обширной зоной загрязнения прибегают к способу ежедневной уборки всего цеха. Кроме того, ведётся постоянный надзор за пылеприготовительным оборудованием.

Для снижения воздействия теплового излучения всё высокотемпературное оборудование (котельные агрегаты, турбины, трубопроводы, и др.) снабжено тепловой изоляцией, исключающей нагрев наружных стенок выше температуры 45 [14].

Обслуживающий персонал КТЦ - 1 во время автоматического контроля режимов оборудования находится на блочном щите управления (БЩУ). Данный проект предусматривает установку шумоотражающего экрана, для расчёта которого определяется показатель эффективности выполненных шумозащитных мероприятий.

Расчет шумоотражающего экрана.

На данный момент уровень шума на БЩУ L=71 дб. В результате выполненных шумозащитных операций средний уровень производственного шума составит =60 дб

Снижение шума, дб (фон):

(5.1)

(5.2)

дб

где N=2 количество источников шума;

(5.3)

=63,0 дб

дб

Определим, во сколько раз снизилась интенсивность шума конечного уровня I по сравнению с интенсивностью начального уровня.

(5.4)

раза

Громкость шума до и после проведения шумозащитных мероприятий:

(5.5)

фон

(5.6)

фон

Определим, во сколько раз снизилась громкость производственного шума:

раза (5.7)

В связи с тем, что в зоне обслуживания газоочистки блока 150 МВт котельного отделения КТЦ - №1 уровень шума повышен, то основными средствами защиты обслуживающего персонала остаются средства индивидуальной защиты (СИЗ), а именно: наушники, беруши.

Расчет освещенности БЩУ.

С целью снижения зрительной напряжённости при работе обслуживающего персонала на БЩУ (фактическая освещённость 150 лк, норма - 200 лк согласно СниП II-4-79) [27] в проекте предусматривается установка ламп дневного света типа ЛД.

Габариты БЩУ:

· длина 15м (А=15);

· ширина 10м (В=10);

высота помещения 5 м (h=5);

высота поверхности обслуживаемого оборудования 2м (h=2). Определить: тип ламп, необходимое количество светильников и установленную мощность осветительной установки системы общего искусственного освещения БЩУ.

Последовательность расчёта.

а) Произведём выбор источника света (лампы), при этом учитываем, что помещение средней высоты, отапливаемое, работа не требует высокого качества цветопередачи. В соответствии с требованиями СНиП II-4-79 [27] выбираем в качестве источника света ЛД;

б) Осуществляем выбор типа светильника. Оценивая условия среды эксплуатации светильников, как нормальные, определяем, что рекомендуется использовать светильники второй конструктивно-светотехнической схемы, в частности с лампами ЛДО. Выбираем для установки светильники Л210.

в) Определяем расчётную высоту подвеса светильников h, м:

h = -= 5 - 2 = 3 (5.8)

рекомендуемое значение = (отношение расстояния между светильниками к их высоте подвеса), равно 0,9. Откуда расчётное рекомендуемое расстояние между светильниками:

= = 0,9 = 2,7 м (5.9)

г) Количество светильников:

· по длине

штук (5.10)

· по ширине:

Количество светильников:

(5.12)

штук

д) Определяем величину минимальной нормированной освещённости Е=200 лк исходя из условий зрительной работы.

е) Находим коэффициент запаса при искусственном освещении для данных условий К=1,3.

ж) Принимаем для наших условий коэффициент неравномерности освещения z=1,1

з) Принимаем индекс помещения i;

(5.13)

Коэффициент отражения поверхностей:

, , ;

По таблице для светильников типа ЛД определяем коэффициент использования светового потока: %

На основании полученных данных рассчитываем необходимый световой поток лампы:

(5.14)

лм

Данному необходимому световому потоку соответствует одна стандартная лампа ЛД-80-4 мощностью 80 Вт [14].

Отклонение светового потока от необходимого составляет:

что находится в пределах допустимого.

Установленная мощность осветительной установки составит:

Вт =1,6 кВт

5.3.1 Средства индивидуальной защиты

В соответствии с требованиями КЗОТ Украины, а также на основании утверждённых типовых отраслевых норм бесплатной выдачи спецодежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты рабочим и служащим сквозных профессий и должностей всех отраслей народного хозяйства, рабочим занятым на работах с вредными условиями труд, выдаются средства индивидуальной защиты согласно штатному расписанию.

Расчёт годовой потребности в СИЗ обслуживающего персонала КТЦ - 1 произведён в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Годовая потребность в СИЗ персонала

№	Профессия	Кол-во работающих	Наименование СИЗ	Срок носки ( мес.)	Годовая потребн. шт.
1	2	3	4	5	6
1	Старший машинист энергоблока	4	Костюм хлопчатобумажный Рукавицы комбинированные	12 3	4 16
2	Старший машинист КТЦ	4	Костюм хлопчатобумажный Ботинки кожаные Рукавицы брезентовые Шлем защитный Очки защитные Щиток НБТ	12 12 2 до износа до износа до износа	4 4 24
3	Машинист энергоблока по котлу	4	Костюм хлопчатобумажный Наушники противошумные Рукавицы комбинированные	12 до износа 3	4 16
4	Машинист - обходчик котельного оборудования	4	Костюм хлопчатобумажный Ботинки кожаные Рукавицы комбинированные Наушники противошумные	12 12 3 до износа	4 4 16
	Итого	16	Костюм хлопчатобумажный Ботинки кожаные	12 12	16
			Рукавицы комбинированные Рукавицы брезентовые Очки защитные Щиток НБТ Наушники противошумные	3 2 - - -	48 24 до износа до износа до износа

Дополнительно обслуживающему персоналу выдаются защитные каски, респираторы, беруши.

5.3.2 Санитарно-бытовые помещения и устройства

Производственный процесс в КТЦ - 1 по санитарно гигиенической характеристике, согласно СНиП 2.09.04 - 87 относится к группе б [14].

Для группы б предусмотрен следующий состав бытовых помещений: гардеробные, душевые, умывальные, пункты питания, уборные, пункты питьевого водоснабжения, здравпункт.

Гардеробные предназначены для хранения домашней и специальной одежды и рассчитываются по общему количеству работающих с учётом 5% резерва: общее количество рабочих КТЦ- №1 составляет 111 человек

штук

Остальные помещения рассчитываются по количеству работающих в наиболее многочисленную смену.

Количество душевых сеток находим из расчета одна душевая сетка на три человека.

/3=32 штук

Количество кранов в умывальных рассчитано по норме один кран умывальника на 20 человек. Установлено 2 умывальника со смесителем холодной и горячей воды. Душевые и умывальные размещены смежно с гардеробными.

Для питания работники пользуются услугами столовых и буфетов предприятия. Для восполнения потерь влаги и минеральных солей в цехе размещены питьевые фонтанчики и автоматы газированной воды. Источники питьевого водоснабжения удалены от места работы не далее 75 м. Количество источников водоснабжения для группы б из нормы одно питьевое устройство на 100 человек.

Уборные удалены от рабочих мест не далее 75 м. Количество санитарных приборов в них определяются по норме 1 санитарный прибор для обслуживания 15 человек [14]. Необходимо два санитарных прибора.

Работающие в цехе круглосуточно обслуживается врачебным здравпунктом 1 категории.

5.4 Пожарная профилактика

Согласно СНиП 2.09.02-85 производственный процесс на участке газоочистки котельного отделения энергоблока по взрывоопасности относится к категории “Г”, БЩУ к категории “Д” [15]. По огнестойкости согласно СНиП 2.09.02-85 относятся ко второй степени огнестойкости [14].

Пожары на участке могут возникнуть в результате:

· возгорания электрооборудования при их неисправности или коротком замыкании;

· возгорания горюче-смазочных материалов при попадании в них искр электрического или механического происхождения, воздействия тепла от нагретых предметов, самовозгорания промасленной ветоши.

Вероятность возникновения пожара на участке газоочистки и БЩУ в проекте уменьшена с помощью применения следующих мероприятий: системы управления электрооборудованием оснащены автоматами максимальной токовой защиты и плавкими предохранителями, а также всё электрическое оборудование имеет заземление; ограничение количества горюче-смазочных материалов сменною потребностью (остальные ГСМ хранятся на складах, специально оборудованных в противопожарном отношении); эти участки оснащены дистанционным включением системы пожаротушения. Ключи, кнопки, пульты ручного и дистанционного управления системой пожаротушения окрашивается красным цветом [15].

Для тушения возможных пожаров на БЩУ предусмотрены первичные средства пожаротушения. Первичные средства пожаротушения располагаются в освещённых легкодоступных местах, но таким образом, чтобы не перекрывать проходы [15]. Расчет первичных средств пожаротушения приведен в таблице 5.4

Таблица 5.4 - Перечень необходимых первичных средств пожаротушения для БЩУ

Наименование помещений, сооружений и установок эн. Предприятий	Блочный щит управления	Система газоочистки бл. 150 МВт
Единица измерения, м2	150 м2	300 м2
Пенные и водяные огнетушители вместимостью 10 л	-	-
Огнетушитель воздушно-пенный передвижной ОВП - 100	-	-
Огнетушитель углекислотный ОУ - 5, ОУ- 8	2
Огнетушитель углекислотный ОУ - 25, ОУ - 80	-	1
Огнетушитель порошковый ОП-5, ОП - 5А, ОП - 9	2	-
Огнетушитель порошковый ОП - 100	-	1
Огнетушитель хладоновый ОХ - 2(3)	-	-
Ящик с песком вместимостью 0,5 м3	-	1

Для тушения пожаров водой используется пожарный водопровод, объединенный с производственным. Установлены пожарные краны с брезентовыми рукавами и отводами. Вероятность поражения зданий молнией уменьшена применением системы молниезащиты III категории выполненной в соответствии с СН 305-77 [14]. Система молнеезащиты выполнена на базе дымовых труб электростанции.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Характеристика объекта проектирования и его продукции

Проектом предусматривается проведение реконструкции установки очистки дымовых газов энергоблоков 150 МВт в КТЦ-1 Приднепровской ТЭС.

Внедрение, предлагаемых в специальной части мероприятий, позволит повысить эффективность очистки дымовых газов с 96,3 до 99,6 %.

Котлоагрегата ТП-90 барабанного типа паропроизводительностью 500 т/ч с естественной циркуляцией пароводяной смеси имеет Т - образную компоновку с двухсторонним отводом газов из топки [10]. Очистка дымовых газов осуществляется с помощью скрубберов Вентури, установленных вне главного корпуса КТЦ-1.

Основные эксплутационные показатели установки очистки газа котлоагрегата ТП-90 энергоблока 150 МВт КТЦ-1 Приднепровской ТЭС приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Основные эксплутационные показатели работы установки очистки газа котлоагрегата ТП-90 энергоблока 150 МВт КТЦ-1 Приднепровской ТЭС в 2002 году

Наименование показателей	Единицы измерения	Показатели
		ПДК	Факт.
1. Концентрация золы в дымовых газах - на входе - на выходе	г /м3 г /м3	- 0,02	21,3 0,782
2. Степень очистки газа.	%	99,9	96,33
3. Время работы	час.		6379
4. Выбросы золы за год в т.ч. вещества - SіО2 - Аl2О3 - Fe2О3 - FeО - СаО - MgО - SО2 -К2О + Nа2О	Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год Т/ год		4408,9 2270,6 1133,1 489,4 66,1 158,7 88,2 48,5 154,3
5.Химический состав золы - SіО2 - Аl2О3 - Fe2О3 - FeО - СаО - MgО - SО2 -К2О + Nа2О	% % % % % % % %		51,5 25,7 11,1 1,5 3,6 2,0 1,1 3,5
6. Концентрация веществ в дымовых газах на выходе,в т.ч. - SіО2 - Аl2О3 - Fe2О3 - FeО - СаО - MgО - SО2 -К2О + Nа2О	мг /м3 мг /м3 мг /м3 мг /м3 мг /м3 мг /м3 мг /м3 мг /м3	1,0 0,05 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,05 0,15	782,0 402,7 201,0 86,8 11,7 28,2 15,6 8,6 27,4
6. Количество дымовых газов выбрасываемых в атмосферу	Тыс. м3 / ч		883,9

Из таблицы 6.1 видно, что повышение степени очистки дымовых газов, предусмотренного проектом, ведет к понижению выбросов в атмосферу вредных веществ и их концентрации в приземном слое земли, которые оказывают вредное воздействие на окружающую среду с точки зрения экологии.

6.2 Проектное решение и расчет капитальных вложений

Проектом предусматривается реконструкция золоулавливающей установки, СВД-ВТИ-ЮТЭ с заменой двухступенчатого коагулятора Вентури на одноступенчатый коагулятор.

Капитальные вложения включают:

затраты на научно-исследовательские, проектные и опытно конструкторские работы (НИОКР);

затраты на разборку двухступенчатого коагулятора;

затраты на строительство одноступенчатого коагулятора;

затраты на доработку оборудования орошения дымовых газов, его монтаж и наладку.

Основой расчета капитальных вложений при реконструкции газоочистки являются капитальные вложения в строительные работы.

Затраты на строительство () принимаем исходя из общего объема работ строящегося сооружения. По данным группы капитального строительства ТЭС - 28,3 тыс. грн. на один аппарат.

Затраты на научно-исследовательские, проектные и опытно-конструкторские работы (НИОКР) принимаем в размере 5 % от капитальных вложений в сооружения [22].

(6.1)

для одной трубы Вентури,

=1,415 тыс. грн.

для системы газоочистки энергоблока,

=5,7 тыс. грн.

Затраты на разборку старых коагуляторов () определяются в размере 10 % от капитальных вложений в строительство [22].

(6.2)

для одной трубы Вентури,

= 2,83 тыс. грн.

для системы очистки энергоблока,

= 11,2 тыс. грн.

Общие капитальные вложения () составят:

(6.3)

для одной трубы Вентури,

= 32,545 тыс. грн.

для системы газоочистки энергоблока,

= 140,1 тыс. грн.

Финансирование проектных мероприятий предполагается осуществлять за счет собственных средств Приднепровской ТЭС.

Расчет стоимости реконструкции золоуловителя состоящего из четырех коагуляторов Вентури для одного энергоблока с котлоагрегатом ТП-90 приведен в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Стоимость реконструкции золоуловителя

Наименование оборудования	Цена единицы, тыс.грн.	Количество, ед	Общая стоимость, тыс. грн.
1	2	3	4
Разборка двухступенчатых коагуляторов	2,8	4	11,2
Строительство одноступенчатых коагуляторов	28,3	4	113,2
Доработка системы орошения дымовых газов	2,5	4	10,0
Проведение НИОКР	-	-	5,7
Общие капитальные вложения ()140,1
Выбывшие основные фонды (по остаточной стоимости)			17,1
Увеличение стоимости основных фондов			123,0

Годовой размер амортизационных отчислений, при норме амортизации 15 % [22] в год, составит,

А = 123,0 = 18,45 тыс. грн.

Затраты на ремонт оборудования системы газоочистки.

Для предупреждения коррозионного и эрозионного износа потолок и днища коагулятора Вентури футерованы кислотоупорной керамической плиткой по слою диабазовой мастики СниП II-35-76 [14], которые требуют замены два раза в год.

· стоимость плитки за один квадратный метр составляет 80 гривен, площадь меняемой поверхности 10 квадратных метров;

· общая стоимость плитки на один аппарат составит,

С = 10 = 800 грн.

· общая стоимость плитки на газоочистку энергоблока будет,

= 800= 3200 грн.

Трудоемкость работы

срыв старой изношенной плитки 10 - 16 ч/ч;

укладка новой плитки 10 - 16 ч/ч.

Заработная плата рабочим выполняющих замену кислотоупорной плитки.

З = 32= 130,15 гривен

· где 2,04 - часовая тарифная ставка рабочего;

· 1,45 - коэффициент учитывающий размер премии рабочего;

· 1,375 - коэффициент учитывающий платежи на заработную плату;

· заработная плата рабочим на систему газоочистки энергоблока составит:

З = 130,15 = 520,6 грн.

Стоимость ремонта за год составит,

С = 800 + = 1060,3 грн.

Стоимость ремонта для системы газоочистки энергоблока составит,

С = 1060,3 = 4241,2 грн.

Ожидаемые выбросы вредных веществ в атмосферу, в случае внедрения проектных мероприятий приведены в таблице 6.3, которая так же включает в себя показатели работы газоочистной установки при степени очистки 99,9% и фактической степени очистки 96,33%.

Таблица 6.3 - Ожидаемые выбросы вредных веществ в атмосферу, в случае внедрения проектных мероприятий

Наименование показателей		Значение показателей
	ПДВ	Факт	Проект
1	2	3	4
1. Степень очистки газа, %	99,9	96,33	99,6
2. Выбросы золы за год, Т/ год в т.ч. вещества - SіО2 - Аl2О3 - Fe2О3 - FeО - СаО - MgО - SО2 - К2О + Nа2О	120,1 61,9 30,9 13,3 1,8 4,3 2,4 1,3 4,2	4408,9 2270,6 1133,1 489,4 66,1 158,7 88,2 48,5 154,3	480,5 247,5 123,5 53,3 7,2 17,3 9,6 5,3 16,8

6.3 Определение эффективности природоохранных мероприятий

Эффективность природоохранных мероприятий определяем по методике приведенной в [18].

Эффективность природоохранных мероприятий определяется увеличением прибыли за счет сокращения суммы сбора за загрязнение окружающей среды.

Сумма сбора за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ стационарными источниками загрязнения () определяется:

(6.4)

где: - норматив сбора за выбросы в атмосферу 1 т і-го загрязняющего вещества, грн./т, значение коэффициента принимаются в соответствии с приложением к [19];

- масса годового выброса і-го загрязняющего вещества в пределах лимита, т;

- коэффициент кратности платы за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ, принимается в соответствии с [19];

- масса годового выброса і-го загрязняющего вещества сверх установленного лимита, т;

- коэффициент учитывающий численность жителей данного населенного пункта, принимается в соответствии с [18];

- коэффициент учитывающий народнохозяйственное значение населенного пункта, принимается в соответствии с [18].

Расчет сумм сбора за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ за 2002 год и проектируемый приведен в таблицах 6.4 и 6.5

= 49,7 тыс.грн.

Таблица 6.4 - Сумма сбора за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ за 2002 год

Выбросы ,

Грн./т

Т/год. Т/год. Тыс. грн.
1	2	3	4	5	6	7	8
SіО2	2,0	61,9	5,0	2208,7	1,8	1,25	49,7
Аl2О3	2,0	30,9	5,0	1102,2	1,8	1,25	24,9
Fe2О3	2,0	13,3	5,0	476,1	1,8	1,25	10,8
FeО	2,0	1,8	5,0	64,3	1,8	1,25	1,5
СаО	2,0	4,3	5,0	154,4	1,8	1,25	3,5
MgО	2,0	2,4	5,0	85,8	1,8	1,25	1,9
SО2	53,0	1,3	5,0	47,2	1,8	1,25	28,3
К2О + Nа2О	3,0	4,2	5,0	150,1	1,8	1,25	5,1
Итого							125,7

Таблица 6.5 - Сумма сбора за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ по проекту

Выбросы ,

Грн./т

Т/год.

Тыс. грн.
1	2	3	4	5	6	7	8
SіО2	2,0	61,9	5,0	185,6	1,8	1,25	4,5
Аl2О3	2,0	30,9	5,0	92,6	1,8	1,25	2,2
Fe2О3	2,0	13,3	5,0	40,0	1,8	1,25	1,0
FeО	2,0	1,8	5,0	5,4	1,8	1,25	0,1
СаО	2,0	4,3	5,0	13,0	1,8	1,25	0,3
MgО	2,0	2,4	5,0	7,2	1,8	1,25	0,2
SО2	53,0	1,3	5,0	4,0	1,8	1,25	2,5
К2О + Nа2О	3,0	4,2	5,0	12,6	1,8	1,25	0,5
Итого							11,3

При внедрении мероприятий, предложенных в проекте для очистки дымовых газов на энергоблоке 150 МВт, снижение суммы сбора за загрязнение окружающей среды за год составит:

ΔС = 125,7 - 11,3 = 114,4 тыс. грн.

С учетом увеличения балансовой стоимости газоочистки и амортизационных отчислений, годовое увеличение прибыли составит:

ΔП = 114,4 - 18,45 - 0,52 = 95,43 тыс. грн.

Годовое увеличение чистой прибыли (с учетом 30 % налога на прибыль), составит: = 95,43= 66,8 тыс. грн.

Срок окупаемости капитальных вложений рассчитанный, по чистой прибыли (Т) составит: Т = = 1,84 года.

Проектные эксплутационные и технико-экономические показатели установки очистки газа котлоагрегата ТП-90 энергоблока 150 МВт КТЦ-1 Приднепровской ТЭС приведены в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Проектные технико-экономические показатели установки очистки газа котлоагрегата ТП-90 энергоблока 150 МВт КТЦ-1 Приднепровской ТЭС

Наименование показателей	Ед. изм.	Варианты		Изменение показателей (+, - )
		Базовый	Проектный	Абсолютное	Относительное, %
1	2	3	4	5	6
1. Степень очистки газа.	%	96,33	99,6	+ 3,27	+ 3,4
2. Сумма сбора за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ	тыс. грн.	125,7	11,3	- 114,4	- 91,0
3. Капитальные вложения	тыс. грн.	-	140,1	-	-
4. Прирост годовой прибыли	тыс. грн.	-	95,43	-	-
5. Прирост годовой чистой прибыли	тыс. грн.	-	66,8	-	-
6.Срок окупаемости капитальных вложений	лет	-	1,84	-	-

Выводы: Как видно из таблицы ТЭП, при внедрении мероприятий, предложенных в проекте для очистки дымовых газов на энергоблоке 150 МВт, снижение суммы сбора за загрязнение окружающей среды за год составит 114,4 тыс. грн.

Годовое увеличение чистой прибыли (с учетом 30 % налога на прибыль), составит 66,8 тыс. грн.

Срок окупаемости капитальных вложений рассчитанный по чистой прибыли составит 1,84 года.

ВЫВОДЫ

Приведенные в дипломном проекте материалы показывают, что в настоящее время на энергоблоках 150 МВт установлены системы газоочистки с двухступенчатым коагулятором Вентури предусматривающие орошение водой горловины, как низконапорной, так и высоконапорной части коагулятора. В процессе эксплуатации на ПТЭС было принято решение об отключении подачи воды на орошение второй ступени коагулятора, в связи со сложностью регулирования соотношения подачи воды на обе ступени. В настоящее время из - за выработки ресурсов органического топлива Донецкого бассейна на ПТЭС сжигают низкокалорийные угли марки АШ с высокой зольностью, что приводит к повышению объемов дымовых газов и концентрации золы в них, а следовательно к ухудшению экологической ситуации в регионе.

Выполненный обзор методов очистки дымовых газов тепловых электростанций показал, что в стесненных условиях ПТЭС, наиболее целесообразно выполнить реконструкцию существующей газоочистки путем замены двухступенчатого коагулятора Вентури на одноступенчатый большей эффективности.

В проекте принято решение установить трубу прямоугольного сечения с площадью горловины и скоростью дымовых газов в горловине трубы Вентури в пределе 80м/с с установкой четырех центробежных форсунок для орошения.

Расчеты показывают, что при использовании в качестве топлива углей с зольностью в пределе % установка обеспечивает степень очистки дымовых газов на уровне % при этом расход орошающей жидкости составит 0,06 , что позволяет использовать гидравлическую схему и каплеуловитель существующей установки.

Выполненные расчеты в организационной части проекта показали, что реконструкция не приведет к изменению численности обслуживающего персонала и фонда заработной платы.

Проектом предусмотрена схема контроля и автоматизации системы газоочистки, позволяющая регулировать количество воды на орошение в необходимых пределах и осуществлять контроль основных технологических параметров (температуры дымовых газов, давления воды на орошение, разряжение в дымовом тракте).

Рассмотрен комплекс мероприятий по улучшению условий труда обслуживающего персонала.

Внедрение проекта позволяет обеспечить снижение выбросов золы в атмосферу на 3928,4 т/год при этом капитальные вложения на реконструкцию составят 140,1 тысяча гривен при сроке окупаемости 1,84 года.

Литература

1. Мамон Э.Н., Литвинов Е.В. Экономика энергетики: учебное пособие, - Днепропетровск: НметАУ, 1999.- 128 с.

. Постановление Кабинета Министров Украины от 01.03.1999 г. «Про утверждение Порядка установления нормативов сборов за загрязнение окружающей среды и взимание этого сбора»

. Закон Украины «Про охрану окружающей природной среды»

4. Отчет по преддипломной практике на Приднепровской ТЭС ст. гр. ПТЭ-97-в с 3.02. по 1.03.2003 года. - Днепропетровск: НМетАУ, 2003 г.

. Бойко В.В. Экономика предприятий Украины. Учебное пособие. - Днепропетровск. Пороги, 1997. - 312 с.

. Методические указания по разработке экономической части дипломного проекта (для студентов технических специальностей) / сост.: Р. В. Ильина, В. А. Емельянов. - Днепропетровск: ГМетАУ, 1998. - 16 с.

Усовершенствование системы газоочистки энергоблоков 150 МВт Приднепровской ТЭС