Утилизация конвертерных газов

Общее уравнение теплового баланса:

(19)

Располагаемое тепло на 1 м3 газообразного топлива :

(20)

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж/м3

- тепло, вносимое с поступающим в котел воздухом, кДж/м3

Таблица 2.9 - Расчет теплового баланса

Рассчитываемая величина	Обозначение или расчетная формула	Расчет
Располагаемое тепло топлива, кДж/м3	Qрр=Qнр	36517
Температура уходящих газов, єС	, принята с последующим уточнением	190
Теплосодержание уходящих газов	, по I- таблице	765
Теплосодержание теоретически необходимого холодного воздуха, кДж/м3	, по I- таблице	67,2
Потеря тепла от механического недожога, %	q4	0
Потери теплоты с уходящими газами, %		1,87
Потери теплоты от химического недожога, %	q3	3
Потери теплоты через ограждающие поверхности, %	q5 по графику	0,4
Суммарные потери теплоты, %	?q=q2+q3+q5	5,27
КПД котла, %	з=100-?g	94,7
Характеристики перегретого пара: · давление, МПа · температура, єС · теплосодержание, кДж/ м3	Pпп Тпп Iпп	10 510 3499
Теплосодержание питательной воды, кДж/м3	Iп.в.	610
Тепло, полезно используемое в агрегате, кДж/час	Qцп = D · (Iпп-Iп.в.)	578,8·106
Полный расход топлива, м3/час	В = Qцп · 100/(Qрр·з)	22643,5
Расчетный расход топлива, м3/час	= В· (1-g4/100)	22643,5

2.13 Расчет топки котельного агрегата

Тепловой расчет топки котла производим пои сводим в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 - Тепловой расчет топки

Наименование величины	Обозначение	Расчетные формулы или основания	Расчетные значения
Общая площадь ограничивающих поверхностей, мІ	Нст	по конструктивным характеристикам	600
Объем топочного пространства, мІ	Vт	»	1000
Эффективная толщина излучающего слоя, м	S	S=3,6Vт/Hст	6
Общая площадь ограничивающих поверхностей, мІ	Нст	по конструктивным характеристикам	600
Объем топочного пространства, мІ	Vт	»	1000
Эффективная толщина излучающего слоя, м	S	S=3,6Vт/Hст	6
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, мІ	Нл	по конструктивным характеристикам	568
Степень экранирования топки	ш	ш=Нл/Нст	0,947
Поправочный коэффициент	в	[11, РН 6-02]	1
Эффективная степень черноты факела		в·б	1,2
Условный коэф. загрязнения лучевоспринимающей поверхности	ж	[11, РН 6-02]	1
Температура горячего воздуха, °С	tг.в.	принимается с последующим уточнением	250
Присос воздуха в топку	?бт	[21, РН 4-06]	0,05
Отношение количества воздуха на выходе из воздухоподогревателя к теоретически необходимому	в"в.п.	?бт -бт	1,15
Тепловыделение теоретически необходимого горячего воздуха при t г.в., кДж/мі	I0г.в.	по I --таблице	543,45
Общая площадь ограничивающих поверхностей, мІ	Нст	по конструктивным характеристикам	600
Объем топочного пространства, мІ	Vт	»	1000
Эффективная толщина излучающего слоя, м	S	S=3,6Vт/Hст	6
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, мІ	Нл	по конструктивным характеристикам	568

2.14 Расчет пароперегревателя котельного агрегата

Пароперегреватель рассчитываем по методике и сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11 - Тепловой расчет пароперегревателя

Наименование величины	Обозна-чение	Расчетные формулы	Результат
Поверхность нагрева, мІ	Н1	-	930
Температура газов на входе в поверхность, єС		из расчета топки	1180
Температура перегретого пара, єС	tп.п.	по заданию	410
Теплосодержание газа на входе,кДж/кг	I?	то же	5462,63
Давление пара на выходе из пароперегревателя, атм	-	»	34
Теплосодержание пара, кДж/кг	Iп.п.	[11, приложение II ]	3251
Величина увлажнения пара в пароохлодителе, %	(1-х)100	принимается с последующим уточнением	5
Давление в барабане котла, атм	-	по заданию	45
Теплота парообразования	r	[11, приложение II ]	1826,28
Тепло переданное в пароохладителе	?iп.о.	r(1-x)	96,314
Теплосодержание насыщенного пара	Iн.п.	[11, приложение II ]	2898,92
Теплосодержание насыщенного пара	Iн.п.	[11, приложение II ]	2898,92
Температура насыщенного пара, єС	tн.п	[11, приложение II ]	256
Тепловосприятие перегревателя (по балансу), кДж/мі	Qб.п	(Iп.п.-Iн.п.+?iп.о.)	1368,46
Теплосодержание газов за перегревателем, кДж/мі	IЅ		3880,33
Температура газов за перегревателем, єС		по I --таблице	875
Средняя температура газа, єС		(+ )/2	1027,5
Средняя температура пара, єС	t	(tп.п + tн.п)/2	333
Сечение для прохода газов, мІ	F	по конструктивным характеристикам	30,2
Объем газа на 1 мі топлива	V	по таблице 2.2	3,1
Объемная доля водяных паров		»	0,096
Объемная доля трехатомных газов	Rn	»	0,202
Средняя скорость газов в перегревателе, м/сек	w		5,4
Коэффициент теплопередачи конвекцией, кДж/мІчас·град	бк	[12, номограмма II]	225
Эффективная толщина излучающего cлоя	s?	[21, РН 5-01]	0,3
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	-	Rn·s?	0,061
Коэффициент теплопередачи излучением, кДж/мІчас·град	бл	[12, номограмма IX]	265
Коэффициент теплопередачи в пароперегревателе, кДж/мІчас·град	k		164,18
Температурный напор на входе газов при противотоке	?t?	- tп.п.	770
То же на выходе	?tЅ	- tн.п	619
Тепловосприятие экономайзера (по уравнению теплопередачи), кДж/мі	Qт.п		4720,7
Невязка между Qт.п и Qб.п, %	?	100*(Qт.п- Qб.п)/ Qт.п	7,1%

2.15 Расчет экономайзера котельного агрегата

Экономайзер рассчитываем по методике и сводим в таблицу 2.12

Таблица 2.12 - Тепловой расчет экономайзера

Наименование величины	Обозначение	Расчетные формулы	Результат
Поверхность нагрева, мІ	Нэ	по конструкции	1870
Температура газов на входе в поверхность, єС		из расчета перегревателя	875
Теплосодержание газа на входе, кДж/мі	I?	то же	3880,33
Теплосодержание воды на выходе из экономайзера, кДж/кг	iЅ		4862,9
Температура воды на выходе из экономайзера, єС	t??	[13, приложение II ]	342
Температура газов на выходе из экономайзера, єС		принимается с последующим уточнением	450
Теплосодержание газа на выходе, кДж/мі	IЅ	по I --таблице	1932,83
Тепловосприятие экономайзера (по балансу), кДж/мі	Qб.э	(I?-IЅ+?б·Iєх.в)ш	1933,7
Теплосодержание воды на входе в экономайзер, кДж/кг	iґ		4643,9
Температура воды на входе в экономайзер, єС	t?	[13, приложение II ]	50
Температурный напор на входе газа, єС	?t?	- t??	553
То же на выходе, єС	?tЅ	- t?	400
Средний температурный напор , єС	?t	(?t?+?tЅ)/2	476,5
Средняя температура газов, єС		(+)/2	662,5
Средняя температура воды, єС	t	(t?+t??)/2	196
Температура загрязненной стенки, єС	tз	t+100	296
Объемная доля водяных паров		»	0,281
Объемная доля трехатомных газов	Rn	»	0,199
Средняя скорость газов в экономайзере, м/сек	w		4,02
Коэффициент теплопередачи конвекцией, кДж/мІчас·град	бк	[13, номограмма III]	338
Эффективная толщина излучающего слоя	s?	[13, РН 5-01]	0,32
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	-	Rn·s?	0,064
Коэффициент теплопередачи излучением, кДж/мІчас·град	бл	[14, номограмма IX]	121
Коэффициент теплопередачи в пароперегревателе, кДж/мІчас·град	k		171,57
Тепловосприятие экономайзера (по уравнению теплопередачи), кДж/мі	Qт.э		6744,5
Невязка между Qт.э и Qб.э, %	?	100*(Qт.э- Qб.э)/ Qт.э	7,1

2.16 Аэродинамический расчет воздушного тракта котла ТП-170 работающего на смеси природного газа и конвертерного.

1. Из теплового расчета котельного агрегата принимается теоретический объем воздуха, подаваемого на горение, , и расход топлива .

2. Определяем площади поперечного сечения воздуховода, для двух характерных значений скоростей движения воздуха 8 и 12 м/с,:

= = = 15,8 (21)

= = = 10,9 (22)

где - средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца, °С, (в соответствии может быть принята равной 30 С); - скорость движения воздуха, м/с

3. По прил. [8] подбираем размер воздуховода (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения находилась в полученном диапазоне от (8) f до (12) f. Для выбранного воздуховода выписываем значение и значение внутреннего диаметра канала (для круглого воздуховода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного воздуховода).

4. Определяем действительную скорость движения воздуха, в воздуховодах ,м/с :

= = = 8,4 м/с. (23)

5. Рассчитываем потери напора в воздуховоде на трение, Па:

= = 0,02= 909,4 Па (24)

где л - коэффициент сопротивления трения (для металлических каналов равен 0,02;

для кирпичных или бетонных каналов при 0,9 м - л = 0,03, а при 0,9 м - л = 0,04); - длина воздуховода от всасывающего патрубка до котла, м; - действительная скорость движения воздуха по каналу, м/с; - плотность воздуха, определяемая по формуле в 353 /( 273) t , кг/м3 ; d - внутренний диаметр канала

6. Рассчитываем потери напора в местных сопротивлениях, воздуховода (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы), Па:

= = 0,5 = 20,4 Па (24)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений

7. Определяем полные потери напора, в воздушном тракте котла, Па:

 = + + = 20,4 + 904,9 + 1300 = 2225,3 Па (25)

где - потери напора в воздушном тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. [8].

8. Действительный расход воздуха, /с, проходящий через дутьевой вентилятор, определяется из выражения

= ( - - ) =

= 1,05 47540,3 (1,2 - 0,2 - 0,3) = 83?861, /с; (26)

где - коэффициент избытка воздуха в топке (принимается из расчета котельного агрегата); и - присосы воздуха в топке и системе пылеприготовления при сжигании угольной пыли; - коэффициент запаса по производительности (= 1,05) .

9. Расчетное полное давление, которое должен развивать вентилятор, Па:

= = 1,1 2225,3 = 2447,8 Па; (27)

где - коэффициент запаса по напору ( = 1,1) [8] .

При выборе дутьевой установки ее расчетное полное давление, , необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика вентилятора:

= = 2447,8 = 2?407,4 Па; (28)

где 30 - температура, , для которой составлена характеристика вентилятора

10. Расчетная мощность электродвигателя, для привода вентилятора, кВт:

= = = 879,3 кВт; (29)

где - коэффициент запаса ( = 1,05); - к. п. д. электродвигателя ( = 0,7ч0,8).

Выбираем вентилятор: ВДН-15; Производительность = 21,7 /с; Напор = 8200 Па; КПД=83%.

Выбираем двигатель : АИР355S4; Мощность = 850 кВт.

2.17 Аэродинамический расчет газового тракта котла ТП-170 работающего на смеси природного газа и конвертерного

1. Ввиду наличия экономайзера, разбиваем газовый тракт котла на два участка. Из теплового расчета котельного агрегата для соответствующих участков принимается объем продуктов сгорания после 2-го конвективного пучка и после экономайзера . И принимается температура продуктов сгорания на выходе из 2-го конвективного пучка и на выходе из экономайзера .

2. Определяем площади поперечного сечения газоходов, для двух характерных значений скоростей движения продуктов сгорания 11 и 18 м/с,

Для 1-ого участка :

= = = 52,7 ; (30)

= = = 32,3; (31)

Для 2-ого участка

= = = 33,1 ; (32)

= = = 20,2; (33)

где -скорость движения продуктов сгорания, м/с.

3. По прил. [8] для обоих участков подбираем размеры газоходов (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения находилась в полученном диапазоне от до . Для выбранного газохода выписываем значение и значение внутреннего диаметра канала (для круглого газохода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного газохода).

4. Определяем действительную скорость движения продуктов сгорания, в газоходах, м/с :

Для 1-го участка:

= = = 11 м/с. (33)

Для 2-го участка:

= = = 11,4 м/с. (34)

5. Потери напора в газоходах на трение, рассчитываются отдельно для газоходов (от котла до дымовой трубы) и отдельно для дымовой трубы, Па :

Для газоходов расчет ведется по формулам:

 = = 0.02 = 645,3 Па; (35)

Где , - высота и диаметр устья дымовой трубы, м; - скорость газов в выходном сечении трубы, м/с; - коэффициент сопротивления трения (для бетонных и кирпичных труб равен 0,05; для стальных труб диаметром м - = 0,015, а при 2 м - = 0,02; для труб из кремнебетона = 0,02).

Значения Н, принимаются из предыдущего расчета вредных выбросов и минимальной необходимой высоты дымовой трубы.

6. Определяем потери напора в местных сопротивлениях, газоходов (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы), Па:

Для 1-го участка:

= = 0,5 = 14.5 Па; (36)

Для 1-го участка:

= = 0,4 = 12.4 Па; (37)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений на первом и втором участках, соответственно, принимаемых по прил..

7. Определяем полные потери напора, в газовом тракте котла, Па:

= + + = 14.5 + 645.3 + 220 = 879.8 Па; (38)

где - потери напора в газовом тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. [8].

8. Определяется действительный расход продуктов сгорания, /ч, проходящий через дымосос:

= () =

= 1,05 (2,9 0,15 2,4) = 57053 /ч; (39)

Где - присосы воздуха в газоходы (принимаются = 0,01 на каждые 10 м длины стальных газоходов = 0,05 на каждые 10 м длины кирпичных боровов; для золоуловителей циклонного типа или скруббера = 0,05; для электрофильтров котлов с D ? 50 т/ч = 0,15); - коэффициент запаса по производительности (= 1,05).

9. Расчетное полное давление, которое должен развивать дымосос, Па:

= = 1,1 879.8 = 967,8 Па; (40)

где - коэффициент запаса по напору ( = 1,1) [8] .

При выборе тяговой установки ее расчетное полное давление необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика дымососа:

= = 967,8 = 1479,3 Па; (41)

где 200 - температура, , для которой составлена характеристика дымососа.

10. Расчетная мощность электродвигателя, для привода дымососа, кВт :

= =  1,21 мВт; (42)

где - коэффициент запаса ( = 1,05); - к. п. д. электродвигателя ( = 0,7ч0,8).

Выбираем дымососа :

ДН-15; Производительность = 21,5 /с; Напор = 7000 Па; КПД = 83 %.

Выбираем электродвигатель :

АИР355S4; Мощность = 1,25 мВт

2.18 Аэродинамический расчет воздушного тракта котла ТП-170 работающий на природном газе.

1. Из теплового расчета котельного агрегата принимается теоретический объем воздуха, подаваемого на горение, , и расход топлива .

2. Определяем площади поперечного сечения воздуховода, для двух характерных значений скоростей движения воздуха 8 и 12 м/с,:

= = = 7,5 (43)

= = = 5,1 (44)

где - средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца, °С, (в соответствии может быть принята равной 30 С); - скорость движения воздуха, м/с

3. По прил. [8] подбираем размер воздуховода (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения находилась в полученном диапазоне от (8) f до (12) f. Для выбранного воздуховода выписываем значение и значение внутреннего диаметра канала (для круглого воздуховода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного воздуховода).

4. Определяем действительную скорость движения воздуха, в воздуховодах ,м/с :

= = = 8,1 м/с. (45)

5. Рассчитываем потери напора в воздуховоде на трение, Па:

= = 0,02= 845,6 Па (46)

где л - коэффициент сопротивления трения (для металлических каналов равен 0,02;

для кирпичных или бетонных каналов при 0,9 м - л = 0,03, а при 0,9 м - л = 0,04); - длина воздуховода от всасывающего патрубка до котла, м; - действительная скорость движения воздуха по каналу, м/с; - плотность воздуха, определяемая по формуле в 353 /( 273) t , кг/м3; d - внутренний диаметр канала

6. Рассчитываем потери напора в местных сопротивлениях, воздуховода (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы), Па:

= = 0,5 = 19,1 Па (47)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений

7. Определяем полные потери напора, в воздушном тракте котла, Па:

= + + = 19,1 + 845,6 + 1300 = 2164,7 Па (48)

где - потери напора в воздушном тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. [8].

8. Действительный расход воздуха, /с, проходящий через дутьевой вентилятор, определяется из выражения:

= ( - - ) =

= 1,05 22643,5 (1,2 - 0,2 - 0,3) = 65736,4 /с; (49)

где - коэффициент избытка воздуха в топке (принимается из расчета котельного агрегата); и - присосы воздуха в топке и системе пылеприготовления при сжигании угольной пыли; - коэффициент запаса по производительности (= 1,05) .

9. Расчетное полное давление, которое должен развивать вентилятор, Па:

= = 1,1 2164,7 = 2380,4 Па; (50)

где - коэффициент запаса по напору ( = 1,1) [8] .

При выборе дутьевой установки ее расчетное полное давление, , необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика вентилятора:

= = 2380,4 = 2?341,4 Па; (51)

где 30 - температура, , для которой составлена характеристика вентилятора

10. Расчетная мощность электродвигателя, для привода вентилятора, кВт:

 = = = 965,1 кВт; (52)

где - коэффициент запаса ( = 1,05); - к. п. д. электродвигателя ( = 0,7ч0,8).

Выбираем вентилятор : ВДН-15 ; Производительность = 21,7 /с; Напор = 8200 Па ; КПД=83%.

Выбираем двигатель : АИР355S4; Мощность = 950 кВт.

2.19 Аэродинамический расчет газового тракта котла ТП-170 работающий на природном газе

1. Ввиду наличия экономайзера, разбиваем газовый тракт котла на два участка. Из теплового расчета котельного агрегата для соответствующих участков принимается объем продуктов сгорания после 2-го конвективного пучка и после экономайзера . И принимается температура продуктов сгорания на выходе из 2-го конвективного пучка и на выходе из экономайзера .

2. Определяем площади поперечного сечения газоходов, для двух характерных значений скоростей движения продуктов сгорания 11 и 18 м/с,

Для 1-ого участка :

= = = 25 ; (53)

= = = 15,3 ; (54)

Для 2-ого участка

 = = = 15,4 ; (55)

= = = ; (56)

где -скорость движения продуктов сгорания, м/с.

3. По прил. [8] для обоих участков подбираем размеры газоходов (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения находилась в полученном диапазоне от до . Для выбранного газохода выписываем значение и значение внутреннего диаметра канала (для круглого газохода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного газохода).

4. Определяем действительную скорость движения продуктов сгорания, в газоходах, м/с :

Для 1-го участка:

= = = 11 м/с. (57)

Для 2-го участка:

= = = 10,5 м/с. (58)

5. Потери напора в газоходах на трение, рассчитываются отдельно для газоходов (от котла до дымовой трубы) и отдельно для дымовой трубы, Па :

Для газоходов расчет ведется по формулам:

= = 0.02 = 645,3 Па; (59)

Где: , - высота и диаметр устья дымовой трубы, м; - скорость газов в выходном сечении трубы, м/с; - коэффициент сопротивления трения (для бетонных и кирпичных труб равен 0,05; для стальных труб диаметром м - = 0,015, а при 2 м - = 0,02; для труб из кремнебетона = 0,02).

Значения Н, принимаются из предыдущего расчета вредных выбросов и минимальной необходимой высоты дымовой трубы.

6. Определяем потери напора в местных сопротивлениях, газоходов (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы), Па:

Для 1-го участка:

= = 0,5 = 14.5 Па; (60)

Для 1-го участка:

= = 0,4 = 10,6 Па; (64)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений на первом и втором участках, соответственно, принимаемых по прил..

7. Определяем полные потери напора, в газовом тракте котла, Па:

= + + = 25,1 + 645,3 + 220 = 875,8 Па; (66)

где - потери напора в газовом тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. [8]

8. Определяется действительный расход продуктов сгорания, /ч, проходящий через дымосос:

 = () =

= 1,05 (2,9 0,15 2,4) = 39940,4 /ч; (67)

Где - присосы воздуха в газоходы (принимаются = 0,01 на каждые 10 м длины стальных газоходов = 0,05 на каждые 10 м длины кирпичных боровов; для золоуловителей циклонного типа или скруббера = 0,05; для электрофильтров котлов с D ? 50 т/ч = 0,15); - коэффициент запаса по производительности (= 1,05).

9. Расчетное полное давление, которое должен развивать дымосос, Па:

= = 1,1 879.8 = 967,8 Па; (68)

где - коэффициент запаса по напору ( = 1,1) [8] .

При выборе тяговой установки ее расчетное полное давление необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика дымососа:

= = 975,1 = 1490,3 Па; (69)

где 200 - температура, , для которой составлена характеристика дымососа.

10. Расчетная мощность электродвигателя, для привода дымососа, кВт :

= =  1,11 мВт; (70)

где - коэффициент запаса ( = 1,05); - к. п. д. электродвигателя ( = 0,7ч0,8).

Выбираем дымососа :

ДН-15; Производительность = 21,5 /с; Напор = 7000 Па; КПД = 83 %.

Выбираем электродвигатель :

АИР355S4; Мощность = 1 мВт

2.20 Энергетические показатели энергоблока

По прил.[16] определяем расход теплоты на турбоустановку:

; (71)

Где: - количество теплоты вернувшее котлом;

= 47540 12396 = 524482197,6 (72)

= 524482197,6 0,89 = 145,69 МВт (73)

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

= = = 0,41 (74)

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии, :

= = 8780,1 (75)

По прил. определяем удельный расход пара турбоустановки :

D = = = 9,6 (76)

КПД энергоблока брутто:

= = 0,36 (77)

- КПД котельной установки;

КПД энергоблока нетто:

= ( 1 -); (78)

= 0,05 - доля электроэнергии собственных нужд станции;

) = 0,342 (79)

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок, :

= = 0,36(80)

Удельный расход теплоты энергоблока (нетто) :

= = 10000 (81)

Расход натурального топлива на энергоблок :

= = = 13,2 (82)

где- низшая теплота сгорания топлива

Вывод. В ходе расчетов получили следующие данные: Расход топлива для котла типа ТП-170, 30942,37 м3/ч. Включающий в себя конвертерный газ 15876,7 м3/ч и природный газ 15095,67 м3/ч. Выбрана турбина двух давлений, с расходом пара 260 кг/ч. Мощность предлагаемой энергоблока- 90 МВт. КПД энергоблока 36 %.

3. Анализ технико-экономических показателей

Предлагается использование тепла отходящих конвертерных газов с целью выработки электроэнергии. Реконструкция заключается в установке за конвертером энергетического блока

котел - турбина. Реконструкция позволит вырабатываемую электроэнергию продавать в общую электрическую сеть по отпускным ценам.

Таблица 3.1 - Основные статьи затрат по проекту

Статьи Расходов	Млн.руб.
Разработка предпроектной документации	1067
Управление проектом и его техническое сопровождение	875
Закупка оборудования, строительные работы	3058
Итого	5000

Выработка электроэнергии на ПТУ -90

Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:

 = (83)

 = 90 6000 = 540000 МВтч,

Где - установленная мощность ПТУ, - число часов использования электрической мощности [18].

Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:

 =  (1-) (84)

= 540000 (1-0,022) = 528120 МВт/ч

3.1 Расчет себестоимости электроэнергии

Себестоимость производства электроэнергии на ПТУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:

(85)

Где  - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПТУ складываются из следующих составляющих:

=  +  +  +  + (86)

Где  - годовые затраты на топливо, млн. руб./год

 - годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год

 - годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год

 - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год.

Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:

 = ( 7000 / ) (1+лп /100)  10-6 (87)

Где  - расход условного топлива на ПТУ, тут/год

QH P = 2960,7 ккал/м3 - низшая теплота сгорания газа

лп = 0,1% - потери топлива при транспортировке

 - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ

Расход условного топлива на установке рассчитывается по следующей формуле:

 =   (88)

Где bут = 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПТУ, тут/год

- годовая выработка электроэнергии.

Вут пту =220 = 108900 тут

В итоге получаем годовые затраты на топливо :

 = (108900 2000 /2958 ) (1+0,1 /100) = 232 млн.руб

3.2 Годовые затраты на амортизацию.

Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:

; (89)

Где Нам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации

Кпгу = 6000 млн. руб. - капитальные вложения в ПТУ [19].

 = ) = 160 млн.руб

Заработная плата эксплуатационного персонала.

Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:

 =    (90)

Где  = 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПТУ

= 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) .

 - количество месяцев эксплуатации в году

В итоге в получаем:

= 80 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год;

Годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии:

= 232 + 160 + 24,2+300+200 = 916,2 млн.руб;

Таким образом, себестоимость электрической энергии, производимой на паротурбиной установке :

= 1,67 руб.

3.3 Чистая текущая стоимость проекта

Таблица 3.2 - Для определения чистой текущей стоимости проекта была составлена

Период планирования	Инвестиции млн.руб	Денежные потоки тыс.руб	Коэффициент приведения	Текущая стоимость тыс.руб	Чистая текущая стоимость тыс.руб
	J	Pi	(1+r)i	PVi	NPV
0	-5000	-		-
1		642,8	1,09	589,7	-4410,2
2		642,8	1,18	541,1	-3869,18
3		642,8	1,29	496,3	-3372,79
4		642,8	1,41	455,4	-2917,39
5		642,8	1,53	417,7	-2499,59
6		642,8	1,6	383,3	-2116,29
7		642,8	1,82	351,6	-1764,64
8		642,8	1,99	322,6	-1442,02
9		642,8	2,17	295,9	1146,04
10		642,8	2,36	271,5	-874,6
11		642,8	2,58	249,1	-625,377
12		642,8	2,8	228,5	-396,826
14		642,8	3,34	192,3	5,219718
15		642,8	3,6	176,4	181,7027
16		642,8	3,97	161,91	343,6
17		642,8	4,32	148,5	492,1
18		642,8	4,71	136,2	628,4
19		642,8	5,14	125,1	753,4
20		642,8	5,60	114,7	868,1
Итого	-5000	12856,2		5868,2	3272,7

(91)

где J - капиталовложения на реконструкцию; - поток денежной наличности в i-ом году жизни проекта; r - рентабельность предприятия = 10%; i - количество интервалов, определяющих срок экономической жизни проекта, i = 20 лет, [19]

NPV = 3 272 700 млрд. руб.

Как видно из расчётов NPV > 0. Это означает, что проект погасил вложенные в него средства и дал экономический эффект от снижения издержек.

Период окупаемости проекта

(m-1)+ (92)

где m - год окупаемости, - чистая текущая стоимость проекта в год, когда ещё не поменяла знак,

= = =1,4 руб/день (93)

(14-1)+ = 13,9 лет (94)

Таким образом, проект к началу 14 года обеспечивает возмещение приведённых затрат и получение чистой прибыли.

3.4 Индекс рентабельности инвестиций

Расчёт этого показателя позволяет определить состояние между общим денежным потоком, приходящимся на 1 денежную единицу инвестиций.[19]

= = 1.17 руб/руб. . (95)

Так как PJ > 1 проект принимается.

Рисунок 10 - Период окупаемости

3.5 Технико-экономические показатели проекта

Таблица 3.3 - Технико-экономические показатели

Показатели	Единица измерения	Величина
Капитальные вложения	млн.руб.	5000
Себестоимость	Руб.	1,6
Чистая текущая стоимость проекта, NPV	тыс.руб.	3272700
Индекс рентабельности инвестиций, PJ	руб./руб.	1,17
Срок окупаемости проекта	год	13,9

Выводы: в результате проведённого технико-экономического обоснования проекта достигнут экономический эффект в последнем интервале планирования в размере 586820 тыс. руб. при периоде окупаемости 13,9 года. Снижение себестоимости достигнуто за счёт снижения издержек на электроэнергию. Все эти показатели доказывают экономическую эффективность.

4. Анализ экологической эффективности утилизации конвертерного газа

4.1 Охрана окружающей среды

Экологическая ситуация в г. Магнитогорске во многом определяется техногенным воздействием Магнитогорского металлургического комбината и его дочерних предприятий. Сложное состояние окружающей среды - результат экстенсивного развития комбината вплоть до конца 80-х годов.

Ситуация улучшилась в начале 90-х годов из-за осуществляемой на предприятии программы коренной реконструкции производства.

Реконструкцию начали в 1991 г. с ввода в эксплуатацию 1-й очереди кислородно-конвертерного цеха мощностью 5 млн. т. литой заготовки в год.[20]

В связи с переходом на конвертерное производство резко сократились удельные расходы стали, кокса, знергоресурсов на тонну выпускаемого проката по сравнению с мартеновским способом.

Техническое перевооружение предприятия - замена технологических процессов на малоотходные, внедрение современных высокоэффективных природоохранных сооружений и реконструкция существующих - активно осуществляется в последнее время. Вот наиболее экологически значимые объекты:

· 1996 г. - установка отсева мелочи извести и вакуум - транспорт пыли от центральной газоочистной станции улавливания неорганизованных выбросов (ЦГС) в ККЦ;

· 1997 г. - газоочистка шихтоподачи в ККЦ;

· 1999 г. - конвертер №3 в ККЦ с комплексом природоохранных сооружений;

· 2000 г. - агрегат «печь-ковш» в ККЦ с газоочистной установкой и оборотным циклом водоснабжения.[20]

В результате выполнения этих и ряда других мероприятий снизились удельные выбросы и сбросы загрязняющих веществ в природную среду.

Все последние годы продолжается планомерное развитие кислородно-конвертерного цеха, которое позволило значительно ослабить техногенное воздействие на окружающую среду. Построенный в 1999г. конвертер №3, в том числе и газоотводящий тракт, оснащен современной АСУ австрийской фирмы «Фест-Альпине». В газоочистке установлена труба Вентури новой конструкции. Смонтировано более эффективное газозаборное устройство отсоса неорганизованных выбросов из укрытия конвертера. Строительство вакуум-транспорта пыли ЦГС и газоочистки шихтоподачи ККЦ и системы отсева мелочи извести вертикального тракта подачи сыпучих позволило дополнительно возвращать в агломерационное производство около 40 тыс.т. отходов в год. Во время капитальных ремонтов конвертеров №1 и 2 в 2000 и 2001 гг. котлы-охладители конвертерных газов заменили на модернизированные ОКГ-400-2М, повели работы по реконструкции газоочисток, смонтировали газозаборные устройства неорганизованных выбросов из укрытия конвертеров такой же конструкции, как и на конвертере №3. В настоящее время идут работы по монтажу новой системы дистанционного управления оборудованием и агрегатами ЦГС, предназначенной для улавливания неорганизованных выбросов конвертерного отделения.

Построенный в 2000г. агрегат ковш-печь мощностью 5 млн.т. в год позволяет оптимизировать работу конвертеров, исключить додувки, улучшить теплотехнический режим агрегатов, значительно сократить выход незаказного металла и в конечном итоге заметно уменьшить выбросы в атмосферу. Агрегат, кроме того, оснащен мокрой газоочисткой, обеспечивающей эффективность улавливания пыли до 99%, и оборотной системой водоснабжения. Сегодня ККЦ обладает комплексом агрегатов внепечной обработки металла, выбросы в атмосферу от работы которых улавливаются и очищаются в полном объеме.

Большие работы осуществили по дооборудованию блока очистных сооружений (БОС) ККЦ - расширили насосно-фильтровальное отделение и реконструировали шламовую насосную. В настоящее время с целью совершенствования систем оборотного водоснабжения цеха строят водонапорную башню аварийного водоснабжения отделения непрерывной разливки стали. Планируется дальнейшее продолжение работ по дооборудованию БОС - строительство еще одного радиального отстойника и градирни, а также строительство системы по использованию всех шламов ККЦ.

В конвертерном отделение цеха имеется много источников вредных неорганизованных выделений в атмосферу цеха (пыль, тепло, газы), которые ухудшают условия труда и, поступая через аэрационные фонари зданий в атмосферу, загрязняя ее. Пыль, тепло и газы, содержащие вредные монооксид углерода и сернистый газ, выделяются из горловины конвертера при повалках, заливке чугуна, загрузке лома и периодически во время продувки при выбивании газов через зазор между горловиной конвертера и юбкой ОКГ, при выпуске стали и сливе шлака из конвертера, при переливах чугуна из миксера и миксерных ковшей, при скачивании шлака из чугуновозных и заливочных ковшей. При использовании плавикового шпата газы, выделяющиеся при продувке, повалках конвертера, при выпуске стали и шлака дополнительно содержат фториды; пыль, выделяющаяся при выпуске стали в ковш, содержит вредные продукты испарения марганца. Тепло и пыль выделяются на установках доводки стали в ковше; пыль - при ломке футеровки конвертера; тепло, пыль, СО, оксид азота и канцерогенные вещества (бензопирен) - при обжиге футеровки конвертеров на пековой и смоляной смазке; тепло, СО, оксиды азота - из печей для прокаливания ферросплавов. В ковшовом пролете выделяются: пыль - при ломке футеровки ковшей; тепло, СО и оксид азота - при разогреве ковшей. Большое количество пыли выделяется в системе доставки и загрузки сыпучих материалов в конвертер.

Для улавливания вредных выделений в районе конвертера наиболее рациональным признано сооружение вокруг него защитного кожуха, вмещающего сталевоз и шлаковоз; газы и пыль из кожуха должны отводиться в систему очистки конвертерных газов. Защитный кожух следует сооружать и вокруг стендов для ломки футеровки ковшей. Остальные участки вредных выделений в атмосферу должны быть оборудованы аспирационными устройствами, обеспечивающими улавливание, отсасывание и очистку газов и пыли.

Выбрасываемые в атмосферу конвертерные газы загрязняют окружающую среду оксидами азота, образующимися при дожигании конвертерных газов в ОКГ или на свече в момент выброса е атмосферу Этот источник загрязнения можно ликвидировать путем сбора газов в газгольдер при работе конвертеров без дожигания газов.

Газоотводящий тракт и газоочистка должны быть запроектированными, построенными в соответствии с существующими нормами и учетом требований типовой инструкции по устройству и безопасной эксплуатации газоотводящих трактов сталеплавильного производства.

При проектировании газоотводящего тракта учтены следующие данные:

· температура дымовых газов на выходе из горловины конвертера 1500 - 1800°С;

· запыленность конвертерных газов на выходе из горловины 120г/нм3;

· химический состав пыли: Fе0бщ до 70%, МnО - 0,3-0,5%, SiO2- 2%, СаО - 0,8-32%, Аl2O3 - 0,5-1,0%;[21]

4.2 Расчет эффективности утилизации конвертерного газа

Проведем расчет экологической эффективности вариантов утилизации конвертерного газа по двум вариантам: действующая на заводе схема - очистка, частичное дожигание и выброс газа в атмосферу и предлагаемая новая схема - термохимическая регенерация, очистка, и подача газа в паровой котел.

Таблица 4.1 - Исходная информация

Показатель	Варианты отвода и утилизации
	Вариант 1	Вариант 2
Запыленность газов, мг/м3	50	10
Оксиды азота, г/м3	0,006	0,0020
Оксиды углерода, г/т стали	280	24,4
Годовой объем утилизируемых газов, млн.м3	150	180
Годовой объем производства стали, млн.т	2,2	2,2

Показатель относительной опасности пыли 230 [21], оксидов азота 41,1, оксидов углерода 1 усл.т/т.

Показатель, учитывающий месторасположение предприятия - 1.

Показатель, учитывающий характер рассеивания - 1.

Удельный экологический ущерб от загрязнения атмосферы 3,3 руб/усл.т (коэффициент идентификации = 110)[19].

Рассчитаем экологический ущерб от выбросов в атмосферу запыленных газов.

Вариант 1

- от выброса пыли

Количество выбрасываемой пыли

= 50 = 7,5 т/год. (97)

Годовой экологический ущерб от выбросов пыли

= 3,3 (98)

- от выбросов оксида азота

Количество выбрасываемых оксидов азота

= 0.006 = 0.9 т/год. (99)

Годовой экологический ущерб от выбросов пыли

= 3.3 (100)

- от выбросов оксида углерода

= 280 = 216 т/год. (101)

Годовой экологический ущерб от загрязнения оксидами углерода

= 3,3 = 223,61 тыс.руб. (102)

Суммарный годовой экологический ущерб от выбросов запыленных газов в атмосферу составит 863,22 тыс.руб.

Вариант 2

- от выброса пыли

Количество выбрасываемой пыли

= 10·10-9·180·106=1,8 т/год. (103)

Годовой экологический ущерб от выбросов пыли

У1(n)= 3,3·110·1,8·230·1·1=150,3 тыс.руб. (104)

- от выбросов оксида азота

Количество выбрасываемых оксидов азота

= 0,0020·10-6·180·106=0,36 т/год. (105)

Годовой экологический ущерб от выбросов пыли

= 3,3·110·0,36 41,1·1·1=5,37 тыс.руб. (106)

- от выбросов оксида углерода

= 24,4·10-6·2,2·106= 53,6 т/год. (107)

Годовой экологический ущерб от загрязнения оксидами углерода

= 3,3·110·53,6·1·1·1=19,45 тыс.руб. (108)

Суммарный годовой экологический ущерб от выбросов запыленных газов в атмосферу составит 181,53 тыс.руб.

Таблица 4.2 - Результаты расчета

Показатель	Варианты отвода и утилизации	Экономия, %
	Вариант 1	Вариант 2
Количество выбросов пыли Bпыли, т/год	7,5	1,8	24,0
Угод(пыли), тыс.руб/год	626,18	150,3	24,0
BNOx, т/год	0,9	0,36	40,0
Угод(NOx), тыс.руб/год	13,43	5,37	40,0
BСО, т/год	616	53,6	24,4
Угод(СО+СО2), тыс.руб/год	223,61	19,45	8,7
УгодУ, тыс.руб/год	1479	181,53	12,2

Результаты показывают что по новой схеме утилизации конвертерного газа происходит уменьшение вредного воздействия конвертерного производства на окружающую природную среду, что свою очередь приводит к улучшению экологической обстановки и к уменьшению штрафов за выбросы.

Таким образом, с экологической точки зрения производство стали с использованием конвертерного газа, в качестве технологического, является целесообразны.

Список использованных источников

1. Григорьян Ю.Д. Работа установок улавливания отходящих конвертерных газов и использование топливно-энергетических ресурсов при производстве конвертерной стали за рубежом // Черная металлургия. - 1987. - Вып. 8. - с. 34-43.

2. Бережинский А.И., Хомутинников П.С. Утилизация, охлаждение и очистка конвертерных газов.- М.: Металлургия, 1967.

3. В.Г. Воскобойников, В.А. Кудрин, А.М. Якушев М. и др. Общая металлургия: Учебник для вузов / -М.: Металлургия, 1985

4. Горобец В.Г., Хайрутдинков Р.М., Теверовская А.Б. и др. Влияние способа конвертирования на количество и характер вредных выбросов конвертерного производства / Ин-т Черметинформация. Защита воздушного и водного бассейнов от выбросов металургических заводов.- М.: 1991.- Вып.2..

5. Корченко В.П., Поляков В.Ф., Белан А.Т. Исследование особенностей дожигания отходящих газов в кислородном конвертере при различных вариантах продувки // Труды пятого конгресса сталеплавильщиков.-1999.

6. В.П. Григорьев, Ю.М. Нечкин, А.В. Егоров и др. Конструкции и проектирование агрегатов сталеплавильного производства: Учебник для вузов .-М.: МИСиС.-1995.

7. Сеничкин Б.К. Утилизация конвертерного газа // Теория и технология металлургического производства: Межрегион. сб. науч. тр. / под ред. Колокольцева В.М. Вып. 1.- Магнитогорск: МГТУ.- 2001.-С.167-169.

8. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). - Л.: энергия, Москва. 1977. - 256 с.

9. СНиП II-35-76*. Котельные установки. - М.: Стройиздат, Красноярск 1998. - 45 с.

10. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. 1973.-250с.

11. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Учебник для техникумов, 2-е издание, перераб. и доп., Лениниград, "Энергоатомиздат",1985 г. , 400 стр.

12. Александров В.Г. Паровые котлы малой и средней мощности. Изд. 2-е, перераб. и доп. Л.: «Энергия», Москва. 1972. - 200 с

13. Под ред. Кузнецова Н.В. Тепловой расчёт котельных агрегатов. Нормативный метод. Москва.1973.-295с.

14. Ведрученко В. Р., Крайнов В. В., Казимиров А. В. Уточненная методика расчета сгорания в топке парового котла по схеме комбинированной парогазовой установки со сбросом газов в топку [Текст]/ В.Р. Вердученко, В.В. Крайнов, А.В. Казимиров- М.: Промышленная энергетика. - 2005,-35с.

15. Зыков А.К., Паровые и водогрейные котлы. - М.:Энергоатомиздат, 1987г., 128с.

16. Клименко А.В., Зорина В.М. «Тепловые и атомные электрические станции». Справочник. Под общ. ред. 3-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 2003 г., 168с.

17. Рыжкин В.Я., «Тепловые электрические станции» Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987 г.,233с

18. Немцев В.Н. Экономический анализ эффективности промышленного предприятия. - М.: МГТУ, 2002г., 208с.

19. Славина Н.А., Косматов Э.М., Барыкин Е.Е. О методах распределения затрат на ТЭЦ // Электрические станции. 2001. № 11

20. Лапатин К.Н., А.Б. Кукин Производственная безопасность и охрана труда. - М.: Питер, 2001г., 308с.

21. Симанян Л.М., Косырев К.Л. Экологически чистая металлургия. Ресурсосбережение и экология в металлургии: Практикум.-М.:МИСиС, 2002

Размещено на Allbest.ru

...