ГЛАВА 3. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОТ ВРЕДНОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЭС
При работе ТЭЦ некоторые компоненты продуктов сгорания топлива (зола, окислы серы и азота), сбрасываемые в атмосферу с дымовыми газами, вредно воздействуют на окружающую среду. Это воздействие может быть уменьшено снижением концентраций вредных компонентов в окружающей среде путем сероочистки, азотоочистки и золоочистки дымовых газов и рассеивания газов в атмосфере с помощью дымовых труб.
Расчет дымовой трубы ведется следующим образом:
принимается скорость дымовых газов в устье трубы  ;
определяется расход натурального топлива при номинальной нагрузке:
 (3.1)
где  – удельные расходы натурального топлива энергоблока на отпущенные электроэнергию и теплоту;
Рассчитывается выброс в атмосферу золы и недогоревших частиц топлива при очистке дымовых газов в электрофильтрах:
 (3.2)
где В = 11,3815 кг/с – расход натурального топлива;
Ар = 27 % – зольность топлива на рабочую массу (табл. 2.1.);
 - механический недожог при сжигании каменных углей в топках с твердым шлакоудалением
 =0,9 – коэффициент уноса при сжигании каменных углей с твердым шлакоудалением;
зу = 0,98 – КПД золоуловителя при очистке дымовых газов в электрофильтрах;
Оценивается максимальное (без учета улавливания SO2золой) количество окислов серы, выбрасываемое с дымовыми газами в атмосферу:
 (3.3)
где Sр =1,1 %– содержание серы на рабочую массу топлива;
 –КПД очистки газов от окислов серы.
Находится (в порядке оценки) суммарное количество окислов азота, выбрасываемых в атмосферу (с учетом систем подавления окислов азота):
 (3.4)
где  – КПД систем подавления окислов азота(при сжигании твердого топлива);
 – поправочный коэффициент при сжигании каменных углей с твердым шлакоудалением;
 – коэффициент при сжигании твердого топлива;
 – параметр, который учитывает паропроизводительностькотлоагрегата (для паровых котлов) и определяется:
 (3.5)
где DПЕ – паропроизводительность парогенератора, т/ч:
Оценивается максимальное количество выбросов оксида углерода:
 (3.6)
где  – выход окислов углерода при сжигании твердого топлива, 
 (3.7)
где  – потери теплоты от химической неполноты сгорания 0,5 %
 =1 – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты из-за химической неполноты сгорания топлива, обусловленного содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания окиси углерода (принимается 1);
 – удельный вес оксида углерода при нормальных условиях;
 – теплота сгорания оксида углерода;
Концентрация вредных веществ в дымовых газах (в порядке оценки), выбрасываемых в атмосферу на уровне устья источника рассеивания:
 (3.8)
где  – теоретический объем продуктов сгорания (табл. 2.1.), 
Определяется минимально допустимая высота дымовой трубы (при которой максимальная концентрация каждого вредного вещества не должна превышать соответствующую ПДК):
– при выбросах золы и недогоревших частиц топлива:
 (3.9)
– при выбросах окислов серы и азота:
 (3.10)
где  , – фоновые концентрации, которые учитываются для ТЭС, сооружающихся в городах и принимаются равными (0,2…0,3)ПДК соответствующих загрязнений
В этих выражениях:
 (3.11)
где z=1 – суммарное число стволов;
А = 200 – коэффициент, учитывающий район строительства для г. Иркутск;
F = 1 – коэффициент, учитывающий вид загрязнений (при выбросе окислов серы и азота);
m=0,9 и n=1 – коэффициенты, учитывающие скорость выхода дымовых газов из устья трубы для принятых в расчете 0 =27м/с;
 – температура дымовых газов на выходе из устья источника рассеивания.
 – средняя температура самого холодного месяца для г.Иркутск;
V – суммарный объемный расход газов при номинальной нагрузке парогенератора,  :
 (3.13)
где  – коэффициент запаса по производительности парогенератора;
 – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах перед
дымовой трубой (с учетом присосов воздуха по всему газовому тракту) для твердых топлив;
 – теоретический объем продуктов сгорания (табл. 2.1);
 – теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания топлива (табл. 2.1.);
Выбирается наибольшее из рассчитанных значений и округляется (в большую сторону) до стандартного типоразмера.
Принимается 
Рассчитывается и округляется до ближайшего типоразмера диаметр ствола трубы:
 (3.14)
Принимается 
Оценивается расстояние, на котором наблюдается максимальная концентрация вредных примесей у поверхности земли: 
Безопасность окружающей среды и безопасность труда
3.1. Правила техники безопасности при эксплуатации паровых турбин
При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:надежность работы основного и вспомогательного оборудования; готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума; нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования [5].
Система автоматического регулирования турбины должна:
–устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;
–устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;
–удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.
Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов – изготовителей турбин и действующими руководящими документами. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
– стопорные, регулирующие (стопорно – регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
– стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
– отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.
Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:
– при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
–после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:
– надежность работы агрегатов на всех режимах;
– пожаробезопасность;
–поддержание нормальных качества масла и температурного режима;
– предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.
Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены. Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 суток) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местными инструкциями [5].
Пуск турбины не допускается в случаях:
–отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;
–неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
–наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
–неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);
–отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
–отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.
При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 ммс-1. При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток. При вибрации свыше 7,1 ммс-1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 ммс-1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.
Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 ммс-1 и более от любого начального уровня [5].
Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1 - 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 ммс-1. Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 ммс-1, должны быть приняты меры к ее устранению.
Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;
и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;
т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;
ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:
а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
в) неисправностей в системе регулирования;
г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
д) увеличения вибрации опор выше 7,1 ммс-1;
е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.
При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций.
Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.
Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться:
– на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;
– периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3 - 4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.
ГЛАВА 4. ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЭС
4.1. Необходимость реализации проекта и технические решения
В дипломном проекте мы рассматриваем ТЭЦ в городе Иркутск. Вследствие того, что развивается регион, в котором функционирует станция, появилась нехватка вырабатываемой мощности. Так как станция изначально построена с учетом будущего расширения, то для выхода из данного положения устанавливаем к имеющемуся оборудованию дополнительный блок. В блок входит турбина Т-50/60-130, изготовленная Уральским турбомоторным заводом и котел Е-320-13,8-560 КТ (ДТ). Завод изготовитель – ОАО “Сибэнергомаш” в городе Барнаул. Основные технические характеристики выбранного оборудования приведены в исходных данных и в пункте выбор парогенератора. Основными задачами при установке блока являются: капиталовложения в котлоагрегат, турбоагрегат, а также все технические системы; затраты и срок окупаемостиоборудования. Срок окупаемости – это величина, которая показывает в течение какого периода установленное оборудование покроет все затраты и издержки.
4.2 Капиталовложения
Капиталовложения в котлоагрегат:
 (4.1)
где  - базовое значение капиталовложений;
 - коэффициенты приведения;
 - определяющие параметры;
 - базовые значения параметров;
 – при сжигании каменного угля;
 – для барабанных котлов;
 – для схем без промперегрева пара;
 – для П-образных котлов;
 – при однокорпусной компоновке;
 – для Восточной Сибири;
 – при наличии системы золо-, серо-и азотоочистки;
 – при условии демонтажа после выработки срока эксплуатации;
 – коэффициент, учитывающий компенсацию аварий при наличии систем золо- серо- и азотоочистки;
 – для камерных топок;
 - при твердом шлакоудалении;
Таблица 4.1.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Значение, xj
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени, nj
|
Производительность котла, т/ч
|
320
|
100
|
0,86
|
Давление перегретого пара, МПа
|
13,8
|
14
|
0,5
|
Температура перегретого пара, 0С
|
560
|
545
|
0,9
|
Температура пара промперегрева, 0С
|
-
|
-
|
-
|
Температурауходящих из котла газов, 0С
|
150
|
130
|
-0,13
|
Температура питательной воды, 0С
|
230
|
230
|
0,6
|
Теплота сгорания топлива, МДж/кг
|
17,8
|
29,3
|
-0,3
|
Число часов использования установленной паропроизводительности, ч/год
|
6000
|
6000
|
0,2
|
Капиталовложения в паропроводы:
 (4.2)
где  - базовые капиталовложения;
- определяющие параметры;
- базовые значения параметров;
 - показатель степени;
Таблица 4.2.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Определяющий
параметр,
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени,
|
Давление пара, МПа
|
13,8
|
14
|
0,16
|
Температура пара, 0С
|
560
|
565
|
0,42
|
Установленная мощность турбогенератора, кВт
|
50∙103
|
100∙103
|
0,2
|
Капиталовложения в технические системы
Капиталовложения на тягодутьевое оборудование:
 (4.3)
где  - базовые капиталовложения;
 – при сжигании угля;
 – для камерных топок;
 - расход условного топлива;
 - базовое значение;
Капиталовложения в систему топливоподачи и топливоподготовки:
 (4.4)
где  - базовые капиталовложения;
- коэффициенты приведения;
 – для систем с прямым вдуванием;
 – для угля;
 – при использовании в качестве пуско – резервного топлива мазут;
 –с ПНК;
 – для систем с одним основным видом топлива;
 – для Восточной Сибири;
Капиталовложения в систему газоотвода (в дымовую трубу и газоходы):
 (4.5)
где  - базовые капиталовложения
 – для одноствольной железобетонной трубы;
 - высота дымовой трубы;
 - базовое значение высоты трубы;
Капиталовложения в систему золошлакоудаления (включая золоотвал):
 (4.6)
где  - базовые капиталовложения;
– для гидросистемы с багерными насосами;
 - базовое значение зольности по рабочей массе;
 =27% - зольность по рабочей массе (табл. 2.1.);
Капиталовложения в паровой турбоагрегат:
 (4.7)
где - базовые капиталовложения;
- определяющие параметры;
- базовые значения;
 – для турбин типа Т;
 – для Восточной Сибири;
 – при условии демонтажа после выработки срока эксплуатации.
Таблица 4.3.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Определяющий параметр, xj
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени
|
Установленная мощность
турбоагрегата, кВт
|
50∙103
|
30∙103
|
0,8
|
Начальное давление пара, МПа
|
12,8
|
14
|
0,2
|
Начальная температура пара, 0С
|
555
|
545
|
1,0
|
Температура промперегрева, °С
|
-
|
-
|
-
|
Количество ЦВСД, шт
|
1
|
1
|
0,3
|
Количество ЦНД, шт
|
1
|
1
|
0,2
|
Капиталовложения в электрогенератор со вспомогательным оборудованием, автоматику и КИП при установке ПВМ, повышающие трансформаторы и трансформаторы собственных нужд, главное распредустройство, связь с энергосистемой:
 (4.8)
где  – базовые капиталовложения;
 – для Восточной Сибири;
 – базовое значение установленной мощности электрогенератора;
 – расход электроэнергии на собственные нужды;
 – базовое значение расхода электроэнергии на собственные нужды;
Капиталовложения в конденсатор, систему технического водоснабжения и систему регенерации (подогреватели, трубопроводы тракта питательной воды, насосы):
 (4.9)
где  – базовые капиталовложения;
– при использовании в системе регенерации ПЭН;
 – при использовании системы охлаждения с испарительной градирней;
– определяющие параметры;
Таблица 4.4.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Определяющий
параметр, xj
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени, nj
|
Температура питательной воды, 0С
|
232
|
230
|
0,6
|
Расход питательной воды, т/ч
|
251,42
|
100
|
0,86
|
Давление питательной воды, МПа
|
17
|
17
|
0,5
|
Кратность циркуляции
|
35
|
50
|
0,15
|
Температура конденсации пара, 0С
|
33,23
|
35
|
-0,2
|
Число часов использования установленной мощности, ч/год
|
6000
|
6000
|
0,2
|
Капиталовложения в сетевую установку (сетевые подогреватели, трубопроводы сетевой воды, сетевые насосы, магистральные трубопроводы ):
 (4.10)
где  - базовое значение капиталовложений;
 – для Восточной Сибири;
 – при условии демонтажа после выработки ресурса;
– для установки с двумя подогревателями;
 – при блочном типе сетевой установки;
Среднегодовая теплофикационная нагрузка:
 (4.11)
где  - косвенные показатели базовой части теплового графика нагрузки;
Расход сетевой воды:
 (4.12)
где  - изобарная теплоемкость воды,  ;
Протяженность магистральных трубопроводов:
Диаметр магистральных трубопроводов:
 (4.13)
где  - коэффициент
 м.
Таблица 4.5.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Определяющий параметр xj
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени, nj
|
Температурный напор, 0С
|
33
|
50
|
0,35
|
Температура греющего
теплоносителя, 0С
|
71,6
|
100
|
0,15
|
Среднегодовая теплофикационная нагрузка, кВт
|
90,533∙103
|
50∙103
|
0,78
|
Продолжение табл. 4.5.
Наименование
|
Определяющий параметр xj
|
Базовое
значение,
|
Показатель степени, nj
|
Мощность сетевых насосов, кВт
|
851,34
|
500
|
0,2
|
Расход сетевой воды, т/ч
|
2357,1
|
1000
|
0,38
|
Протяженность трубопроводов, км
|
13
|
10
|
1,2
|
Диаметр трубопроводов, м
|
0,9197
|
0,5
|
0,3
|
Число часов отопительного
периода, ч/год
|
5824,8
|
5000
|
0,8
|
Капиталовложения в ТЭС:
 (4.14)
Удельные капиталовложения:
 (4.15)
4.3. Затраты
Затраты на топливо:
 (4.16)
где  - установленная мощность энергоблока;
 - число часов использования установленной мощности;
 - удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию;
 - удельный расход топлива на отпущенную теплоту;
 - коэффициент готовности;
 - годовой отпуск теплоты;
 - коэффициенты, учитывающие расход топлива на функционирование природоохранных систем (в порядке оценки  - для систем сероочистки;  - для систем азотоочистки).
Цена Черемховского каменного угля -
Затраты на эксплуатационный и ремонтный персонал
Расходы по содержанию штатного эксплуатационного и ремонтного персонала с учетом затрат в социальную инфраструктуру:
 (4.17)
где  – штатный коэффициент, для энергоблоков с системами газоочистки;
 – расход условного топлива,  ;
 – коэффициент приведения, для Дальнего Востока;
 - среднегодовое содержание персонала (зарплата с начислениями и затраты в социальную инфраструктуру).
Затраты на системы газоочистки и газификации
Дополнительные эксплуатационные расходы (химическое сырье, реагенты, материалы):
 (4.18)
где  - базовые затраты;
 – коэффициент приведения, для систем золо–, серо– и азотоочистки;
 – коэффициент приведения, при отпуске необработанных шлаков;
Затраты в экологическую инфраструктуру
Затраты в экологическую инфраструктуру (на ее восстановление и развитие в ареале функционирования ТЭС):
 (4.19)
где  - коэффициент приведения, при ;
 – для систем с золо-, серо- и азотоочисткой;
 – при отсутствии вторичных товарных продуктов;
 – при очистке сточных вод;
 – для Восточной Сибири;
 - базовое значение высоты дымовой трубы;
 – количество генерируемых вредных веществ;
 – КПД систем очистки;
 – удельные затраты.
Количество дымовых газов, отводимых в атмосферу через дымовую трубу (определяющих тепловое и парниковое воздействие), можно оценить по следующей формуле:
 (4.20)
где  - при работе на твердом топливе;
Количество водяных паров при функционировании испарительных градирен (обуславливающих туманообразование и образование аэрозолей кислот при выносе газовых шлейфов в зону тумана):
 (4.21)
где  – при использовании испарительных градирен;
 - расход пара в конденсатор на конденсационном режиме;
Данные для расчета затрат в экологическую инфраструктуру сведены в табл. 4.6.
Таблица 4.6.
Базовые и определяющие параметры
Наименование
|
Обозначение параметра
|
Величина
параметра, кг/ч
|
Удельные затраты
|
обозначение
|
значение, $/кг
|
Окислы азота
|
М1
|
97,784
|
λ1
|
18
|
Окислы серы
|
М2
|
178,279
|
λ2
|
5
|
Зола
|
М3
|
211,5
|
λ3
|
2
|
Дымовые газы
|
М4
|
243,66·103
|
λ4
|
2∙10-3
|
Водяные пары
|
М5
|
212,89∙103
|
λ5
|
0,5∙10-3
|
Затраты на удаление ТЭС от потребителей
Затраты, обусловленные удалением от потребителей ТЭС (энергоблока) в ареал с обеспечением ПДК:
 (4.22)
где  – удельные затраты в линию электропередачи;
 – удельные затраты на транспортные тепловые сети;
 – коэффициент приведения;
 – теплота и электроэнергия, получаемые потребителями;
 - фоновая концентрация (в долях от ПДК) в ареале функционирования. Принимается 0,2 от ПДК;
Величина относительного аннуитета, характеризующая ежегодную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капиталовложений (амортизацию) и проценты по ним:
 (4.23)
где  – норма дисконта, устанавливаемая с учетом источников и структуры финансирования, требований инвесторов и отражающая приемлемую норму (ставку, процент) доходности на вкладываемый капитал;
 – расчетный период эксплуатации соответствующих агрегатов и технических систем энергоблока,
Переменная часть приведенных затрат:
 (4.24)
|
