Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

Описание тепловой схемы станции, компоновки оборудования газового хозяйства, химической водоочистки питательной воды, выбор и эксплуатация основного оборудования. Автоматизация тепловых процессов и расчеты характеристик котельной и основных затрат.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.07.2009
Размер файла 768,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

полное давление 4,61 МПа,

мощность электродвигателя 520 кВт.

2.3 Расчет и выбор дымовой трубы

(2.27)

- коэффициент зависящий от многоствольности, для одноствольных труб 1

А - коэффициент, зависящий от температурной атмосферной стратификации, для Урала А= 160

F - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в воздухе, для вредных газообразных веществ F=1

m - - коэффициент учитывающий условия выхода газовоздушной смеси из устья трубы в зависимости от скорости

Скорость выхода газовоздушной смеси , м/с определяется по формуле

(2.28)

Суммарный объем дымовых газов, м3/с определяется по формуле:

(2.29)

м3

N - количество труб

do - предварительно принятый диаметр устья

do = 8 метров

м/с

Следовательно, m = 0,95

n - безразмерный коэффициент, зависящий от параметра ?м

?м (2.30)

- секундный объем дымовых газов от одного котла

= = 132,4 м3

(2.31)

где - температура наиболее жаркого месяца в полдень

= 21,5 для Нижнего Тагила

Предварительно принятая высота внутренних стволов дымовой трубы от пяти котельных агрегатов Н=150 метров

оС

м3

?м

?м = 6,07 м/с

При ?м n=1

Количество выбросов оксидов углерода , г/с определяется по формуле:

(2.32)

секундный расход топлива, м3/с определяется по формуле:

м3

концентрация оксидов углерода, определяется по формуле:

(2.33)

R - коэффициент учитывающий доли тепла в следствии химического недожога

R - 0,5 г/с

г/м3

г/с

Количество выбросов окислов азота , г/с определяется по формуле:

(2.34)

- коэффициент учитывающий качество сжигаемого топлива, при сжигании природного газа =0,85

К - коэффициент характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну условного топлива. Для котлов производительностью более 170 т/ч К определяем по формуле

К = 0,06

- коэффициент учитывающий конструкции горелок, для вихревых горелок

- коэффициент характеризующий эффективность рециркуляции продуктов сгорания,

r - степень рециркуляции сгорания, r=0

г/с

метров

Вывод: с учетом сжигания резервного вида топлива и для защиты окружающей среды от вредных газообразных выбросов, принимаю пять блоков проектируемой станции, две одноствольных трубы высотой 206 метров с диаметром устья 8 метров.

2.4 Расчет и выбор деаэратора питательной воды

Максимальный расход питательной воды определяется по формуле:

(2.35)

б - коэффициент расхода питательной воды на продувку, б = 0 %

в - коэффициент расхода питательной воды на собственные нужды, в=0,8%

- номинальная нагрузка котла

т/ч

т/ч

(2.36)

где Дпв - количество питательной воды

удельный объем питательной воды

1,1 м3

время запаса питательной воды в баке аккумуляторе

3,5 минуты

; м3

Устанавливаю на проектируемой станции на каждый блок деаэратор питательной воды повышенного давления типа ДП - 800 с техническими характеристиками: номинальная производительность 800 т/ч, рабочее давление пара 0,59 кгс/см2, полезная вместимость аккумуляторного бака 65 м3.

Количество подпиточной воды для паровых котлов определяется по формуле:

(2.37)

т/ч

Количество подпиточной химически очищенной воды вводиться в деаэратор питательной воды.

2.5 Расчет и выбор насосов

Выбор оборудования конденсационной установки

Заводом изготовителем совместно с турбиной поставляется следующее оборудование:

Конденсатор 200 КЦС-1 двухходовой. Поверхность охлаждения 4500 х 2 м2 Количество конденсаторов - 2 шт, на турбину.

С четырьмя подогревателями низкого давления.

Типоразмеры подогревателей:

ПНД - 1 - встроенный Fпн = 250 м2

ПНД - 2 - ПН - 300 - 1

ПНД - 3 - ПН - 300 - 1

ПНД - 4 - ПН - 300 - 2

Материал труб Л-68.

Подогреватели высокого давления с техническими характеристиками:

№№

Наименование

Рабочие параметры

ПВД-5

ПВД-6

ПВД-7

1

2

3

4

5

6

1.

Рабочее

Давление

пара в корпусе

воды в труб.

11 ати

230 ати

27 ати

230 ати

40 ати

230 ати

2.

Температура

пара в камере съема перегрев.

480оС

345оС

395оС

пара при выходе в подогрев.

215оС

250оС

270оС

воды в трубках

158-180оС

180-215оС

215-240оС

3.

Емкость

парового пространства

10,7 тн

10 тн

10,2 тн

водяного пространства

3,3 тн

3,3 тн

3,3 тн

4.

Давление

Гидроиспытаний

парового пространства

14 ати

34,1 ати

50 ати

водяного пространства

290 ати

290 ати

290 ати

Сальниковые подогреватели, эжектора с холодильниками охлаждающие основным конденсатом.

Напор создаваемый конденсатным насосом первого корпуса определяется по формуле, м :

(2.38)

- подпор на всасе насоса

гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры,

метров

гидравлическое сопротивление фильтров БОУ,

= 5+50+15=70 метров.

Напор создаваемый конденсатным насосом второго корпуса определяется по формуле, м :

(2.39)

к - эксплуатацоионный коэффициент запаса, к=1,2

геометрическая высота подъема воды

метров

102 - коэффициент перевода МПа в метры

давление пара поступающего в деаэратор

метра (2.40)

суммарное гидравлическое сопротивление сальниковых подогревателей

метров (2.41)

гидравлическое сопротивление питательного клапана,

метров

м.в.с.

Производительность конденсатных насосов , м3/ч определяется по формуле:

+ Дд (2.42)

т/ч

= 25 т/ч

Дд = 24 т/ч

м3

Выбираю к установке два рабочих, один резервный конденсатный насос типа КС -320- 160 с техническими характеристиками:

производительность 320м3/ч,

напор 160м.в.с.,

мощность электрического двигателя 250 кВт.

Выбор дренажных насосов.

Подача дренажных насосов от ПНД-2 равняется суммарному количеству дренажей отПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4

т/ч

Напор дренажных насосов должен уравновешивать давление в точке врезки в трубопровод основного турбинного конденсата определяется по формуле:

(2.43)

м.в.с.

Принимаю к установке один рабочий и один резервный дренажный насос типа Кс -80 - 155 с техническими характеристиками: подача 80м3,

напор 155 м.вод.ст.,

мощность электрического двигателя 25,0 кВт

Расчет и выбор питательных насосов

Питательный насос предназначен для подачи питательной воды из деаэратора в прямоточный котёл и обеспечение заданного давления пара на выходе.

В качестве, питательных применяются центробежные насосы. Для такого насоса необходимо, чтобы перед пуском он был заполнен водой, Поэтому напорный трубопровод снабжается обратным клапаном, автоматически закрывающийся при останове насоса.

Давление создаваемое насосом , МПа определяется по формуле:

(2.44)

1)Давление на выходе из насоса, для прямоточных котлов , МПа определяется по формуле:

(2.45)

где- номинальное давление пара в котле, МПа

= = 13,7 МПа

- гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа

запас давления на открытие предохранительного клапана, МП = 0,08 МПа

суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, МПа

(2.46)

=0,1+0,15+ Ч0,98

= 0,69 МПа

гидростатический напор, МПа

высота столба воды на нагнетании насоса, м (высота котла)

средняя плотность воды на нагнетательном тракте, 0,806 т/м3

запас давления на открытие предохранительного клапана, МПа

(2.47)

гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа

= 1,6 МПа

= 0,08 МПа

= 20,3 МПа

Давление на входе в насос , МПа определяется по формуле:

(2.48)

давление в деаэраторе, МПа

сопротивление водяного тракта до входа в ПН, МПа

высота столба воды на всасываемой стороне насоса, м

плотность воды до входа в питательный насос, т/м3

МПа

МПа

Производительность питательных насосов, определяется по формуле:

(2.49)

тонн/час

Принимаю к установке два рабочих и один резервный питательный насос типа ПЭ - 380 - 200, с техническими характеристиками:

подача - 380 м3/ч,

напор - 200 м,

мощность электродвигателя - 2670 кВт.

Расчет и выбор циркуляционного насоса

Напор циркуляционного насоса , м определяется по формуле:

(2.50)

высота подъема воды до конденсаторов, м.в.с.

гидравлическое сопротивление водоводов, м

гидравлическое сопротивление конденсатора, кПа

м. в. ст.

Производительность циркуляционных насосов, определяется по формуле:

(2.51)

n - количество турбин, n = 3

расход охлаждающей воды на конденсаторы, м3

расход воды на газоохладитель, м3/ч определяется по формуле:

(2.52)

м3

расход воды на маслоохладитель, м3/ч определяется по формуле:

(2.53)

м3

расход воды на подшипники, м3/ч определяется по формуле:

(2.54)

м3

м3

Устанавливаю на береговой насосной без резерва 4 циркуляционных насоса, типа ОПВ 3 - 110 с техническими характеристиками:

подача 14400 - 22500 м3/ч,

напор 23,0 - 15,0 м,

потребляемая мощность 905-1368 кВт.

3. Специальная часть

Деаэраторы состоят из деаэрационной колонки и деаэрационного бака.

Колонки устанавливаются непосредственно на баках.

Термический способ деаэрации воды основан на свойствах кислорода и углекислого газа, снижать степень растворимости по мере повышения температуры воды вплоть до кипения.

Химически очищенная вода подаётся в верхнюю часть колонки деаэратора и сливается струями через отверстия в специальных тарелках, расположены внутри колонки. В нижнюю часть колонки через парораспределительный коллектор поступает пар, который проходит в верхнюю часть колонки, омывает при этом струи воды и нагревает её до температуры 158 градусов, с давлением 5 ати. Деаэрированная вода сливается в бак.

3.1 Годовые издержки (затраты) производства

3.1.1 Затраты на технологическое топливо

Итопл= В*Цтопл, тыс.руб.

где Цтопл (газ) =2077тыс.руб.

Итопл =1,18*2077=245086 тыс.руб.

3.1.2 Цена одной тонны условного топлива

Цут = , руб/т.у.т.

Цут= = 1667,25 руб/т.у.т.

3.1.3 Затраты на покупную электрическую энергию

Иээ=N*hгодээ, тыс.руб.

где N-мощность электрической энергии двигателей, определяется по формуле:

N=сн*Nуст, кВт

сн -коэффициент мощности на собственные нужды котельной, принимается в соответствии с [1, с.7]

сн=15 кВт/МВт

N=15*120=1800 кВт

Сээ- это цена (тариф) одного кВт/ч

Сээ- 2,5руб. (за 1 кВт/ч)

Иээ=1800*8760*2,5=39420 тыс. руб.

3.1.4 Затраты на технологическую воду

Ивод=Д*hгодводи, тыс.руб.

где Д- часовой расход пара на один котел, т/ч

Д=8 т/ч

Свод- цена за одну тонну сырой воды

Свод=282 руб. за тонну

Ивод= (2*8*8760*282*1,155)=456515,5 тыс. руб.

3.1.5 Затраты на оплату труда

Иотпп*ЗПср, тыс. руб.

где Чпп- численность промышленного персонала

Чпп=* Nуст

где - удельная численность персонала, чел/МВт [1,с.8]

=0,7 чел/МВт.

=0,7*120=84 чел.

ЗПср- средняя заработная плата на одного рабочего

ЗПср=ФОТн*12*Rpзп, руб

ФОТн - нормируемый фонд оплаты труда

ФОТн=6*ЗПminэ, руб/мес

где ЗПmin- минимальная заработная плата установленная правительством

(1 янв. 2008г.)

ЗПmin=1200 руб/мес

Кэ- повышающий тарифный коэффициент в энергетике, принимаем 2 согласно [1,c8]

Кэ=2

- районный коэффициент по заработной плате [1,с.9]

=0,9

ФОТн=6*1200*2=14400 руб/мес.

ЗПср=14400*12*0,9=155520 руб.

Иот= 84*155520=13062тыс. руб.

3.2 Затраты на социальные нужды

Исн=* Иот, тыс. руб.

Нсн- норматив отчислений на социальные нужды, 26,3% на (1 янв. 2008г.)

Нсн=26,3%

Исн=*977040=256961,52 тыс. руб.

3.3 Затраты на амортизацию основных фондов

Иам=*Сф+*Сстр, тыс. руб.

где На1- норма амортизации оборудования, %[1,c.10]

На1=8,5%

На2- норма амортизации на строительные работы, %[1,c.10]

На2=3%

Сф- стоимость основных производственных фондов оборудования, тыс. руб.

Сф=*Ккот, тыс. руб.

Сстр- стоимость строительных работ, тыс. руб.

Сстр= бстр* Ккот

бстр- норматив затрат на строительство, % [1.c9]

бстр=35%=0,35

Сстр=0,35*7528500=2634975 тыс. руб.

Сф=0,9*7528500=6775650 тыс. руб.

Иам=*6775650+*2634975 =654979,5 тыс. руб.

3.4 Затраты на текущий ремонт

Ит.р.т.р.* Нам, тыс. руб.

где Нт.р.- норматив затрат на текущий ремонт [1,c.10]

Нт.р=20%=0,2

Ит.р.=0,2*654979,5=130995,9 тыс. руб.

3.5 Прочие расходы

Ипрпр*(Иам*+Иотснт.р.)

где Нпр- норматив прочих затрат, %[1,c.10]

Нпр=30%=0,3

Ипр=0,3*(654979,5+977040+256961,52+130995,9)= 605993,076 тыс. руб.

3.6 Суммарные расходы по котельной

Икот= Итоп + Иээ + Ивод + Иот + Исн + Иам + Итр + Ипр

Икот=2450,86+79494687,3+28032000+977040+256961,52 +654979,5 +130995,9 +605993,076

Икот=110155108,156

3.6.1 Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты)

Иэнводээ, тыс. руб.

Иэн=28032000+79494687,3=107526687,3тыс. руб.

3.6.2 Затраты на содержание персонала

Иперс= Иотсн, тыс. руб.

Иперс=977040+256961,52 =1234001,52тыс. руб.

3.6.3 Затраты на содержание оборудования

Иоборамт.р., тыс. руб.

Иобор=654979,5 +130995,9 =785975,4тыс. руб.

3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии

Sотп=, руб/ГДж.

Sотп==188,4руб/ГДж.

3.7.1 Себестоимость топливной составляющей

S=, руб/ГДж.

S==162,9 руб/ГДж.

3.7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии

S=, руб/ГДж.

S==6,75 руб/ГДж.

3.7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду

S= ==78,25 руб/ГДж.

3.7.4 Составляющая затрат на содержание персонала

S=, руб/ГДж.

S==2,83 руб/ГДж.

3.8 Составляющая затрат на оборудование

S=, руб/ГДж.

S==25,9 руб/ГДж.

3.8.1 Составляющая прочих затрат

S=, руб/ГДж.

S==8,62 руб/ГДж.

3.9 Оценка эффективности (рентабельности)

Rк=*100, %

где Цт- средний тариф на тепловую энергию по энергосистеме в зоне планируемого строительства котельной, руб/ГДж.

Цт=1.1*Sотп, руб/ГДж.

Цт=1.1*123405=135746,4 руб/ГДж.

Rк=*100=70%.

Вывод. Доход превышает расходы котельной. Срок окупаемости 1,5 года.

3.10 Определение структуры затрат котельной

3.10.1 Топливная составляющая

=*100, %

=*100=47,8 %.

3.10.2 Энергетическая составляющая

=*100, %

=*100=2,9 %.

3.10.3 Составляющая затрат на техническую воду

=*100, %

=*100=33,4 %.

3.10.4 Составляющая затрат на содержание персонала

=*100, %

=*100=1,2 %.

3.10.5 Составляющая затрат на содержание оборудования

=*100, %

=*100=11 %.

3.10.6 Составляющая прочих затрат

=*100, %

=*100=3,7 %.

(С?)В = oС

HОВ = 9,68163,2=1579,3 кДж/кг

Hух = 1818+ (1,31 - 1)Ч1579,3 = 2307,5 кДж/кг

Определение тепловых потерь котла

Потери тепла от механического недожога q4 = 0 %, т.к. Ап<6

Потери тепла от химического недожога q3 = 0,5 %

Потери тепла со шлаками q6 = 0 %.

Потери тепла в окружающую среду через обшивку котла q5=0,3%

Потеря тепла с уходящими газами q2 определяется по формуле:

(2.10)

НОХВ - энтальпия холодного воздуха, кДж/кг определяется по формуле:

НОХВ=39,8ЧVО (2.11)

НОХВ=39,8Ч9,68

НОХВ=385 кДж/кг

= 4,9 %

Коэффициент полезного действия (брутто) котельного агрегата зКА ,% определяется по формуле:

зКА=100 -(q2+q3+q4+q5+q6) (2.12)

зКА=100 -(5,41+0,5+0+0,53+0)

зКА=94,26 %

Полное количество теплоты, полезно отданное в котле

QКА -полезное количество теплоты, полезно отданное в котле, кДж/ч определяется по формуле:

3.11 Расчёт абсолютных и удельных капитальных вложений

3.11.1 Расчёт абсолютных капитальных вложений

Ккот=(+*(Пвк-1)++*(Ппк-1)*Кст.ри ,тыс. руб.

где - капитальные вложения в головной водогрейный котёл, тыс.руб.

- капитальные вложения в последующие водогрейные котлы ,тыс.руб.

- капитальные вложения в головной паровой котёл, тыс.руб.

- капитальные вложения в последующие паровые котлы ,тыс.руб.

Пвк- количество водогрейных котлов ,шт.

Ппк- количество паровых котлов ,шт.

Кст.р- коэффициент, учитывающий район строительства,

Ки- коэффициент инфляций

Данные для расчёта капитальных вложений приведены в таблицу 1.

Таблица 1- Абсолютные капитальные вложения в строительство котельной.

Тип котла

КПД, %

, тыс. руб.

, , тыс. руб.

Водогрейный котёл

КВ-ТС - 50- 150

85,2

34200

18000

Паровой котёл

ДКВР-4

93

6408

3096

В рассматриваемой котельной принимается два паровых и два водогрейных котла.

Коэффициент учитывающий район строительства в соответствии с для Волгоградской, Кировской области, Чувашии Кст.р=1,02

Коэффициент инфляций на 1 января 2008г. Ки=23.

Ккот= (34200+18000*(2-1)+6408+3096*(2-1))*1,51*23 =1447,6 тыс.руб.

3.11.2 Расчёт удельных капитальных вложений

КУД=, руб./кВт

где Nуст - установленная мощность (производительность) котельной; МВт

Nуст=120 МВт

КУД= руб./кВт

3.11.3 Расчёт технических показателей котельной

Годовая выработка тепла

а) для водогрейных котлов

=Qпр*hотоп., тыс. ГДж/год

где Qпр- - производительность котельной, ГДж/ч

hотоп.- число часов отопительной нагрузки (5760), ч/год

hгод - число часов в году (8760), ч/год

=432*5760=2488,3 тыс. ГДж/год

б)для паровых котлов

=Qпр*hгод. ,тыс. ГДж/год

=432*8760=3784,3тыс. ГДж/год

3.11.4 Годовой отпуск тепла потребителю

Q.= Qвыр *, тыс. ГДж

где Ксн- коэффициент на собственные нужды, зависящей от вида сжигаемого топлива, %

В рассматриваемой котельной в качестве топлива принимается уголь, поэтому

Ксн=7%

а) для водогрейных котлов

Q=2488,3*=2314,1тыс. ГДж

б) для паровых котлов

Q=3784,3* =3519,4 тыс. ГДж

Qобщ =2314,2+3784,3= 5833,6 тыс. ГДж

3.11.5 Годовой расход условного топлива

= , тыс. т.у.т

где 7000 ккал/кг- теплота сгорания условного топлива

hка- КПД котельной установки, ( для водогрейных котлов см. таб.№1)

hка=93%, для паровых котлов

а) для водогрейных котлов:

==99,2 тыс. т.у.т

б) для паровых котлов:

==137,4 тыс. т.у.т

Годовой расход натурального топлива

В= *, тыс. т.н.т

где Qн- теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг, принимается в зависимости от месторождения топлива и его марки

бпот- коэффициент потерь топлива при транспортировке, складирования, разгрузке, %

б пот=0,013

Согласно заданию на выполнение курсового проекта в качестве топлива принимается уголь марки ЖР, Кизеловского бассейна.

Qн=21269 кДж/кг

а) для водогрейных котлов:

В=99,2*=136,8 тыс. т.н.т

б) для паровых котлов:

В=137,4*=191,3 тыс. т.н.т

Удельный расход топлива

вуд=, кг/МДж

а) для водогрейных котлов:

вуд==0,059кг/МДж

б) для паровых котлов:

вуд==0,054 кг/МДж

4. Противопожарная безопасность

Персонал энергетических предприятий несет ответственность за обеспечение пожарной безопасности согласно “Положению об ответственности работников энергетических предприятий Российского акционерного общества “ЕЭС России” за обеспечение пожарной безопасности”.

Все инженерно технические работники, рабочие должны проходить подготовку по пожарной безопасности в целях приобретения и углубления пожарно-технических знаний об опасности технологического процесса, навыков в использовании имеющихся средств пожарной защиты, умения безопасно и правильно действовать при возникновении пожара и оказывать первую помощь пострадавшим.

Подготовка инженерно технические работники и рабочих по пожарной безопасности состоит из следующих основных положений:

вводного инструктажа по пожарной безопасности;

проводимых инструктажей (первичного, повторного, внепланового и целевого), в тематику которых обязательно включаются вопросы пожарной безопасности;

специальной подготовки персонала;

занятий по пожарно-техническому минимуму для соответствующих категорий персонала; проведения противопожарных тренировок;

повышения знаний (квалификации) в учебных центрах, а также при проведении семинаров и целевых совещаний (конференций) по противопожарной защите;

изучения и проверки знаний правил пожарной безопасности.

Все инженерно технические работники, рабочие, поступающие работать на станции, лица, принятые на временную работу, учащиеся и студенты, проходящие производственное обучение (практику), должны пройти вводный инструктаж по пожарной безопасности.

Вводный инструктаж проводит специалист объектовой пожарной охраны О проведении вводного инструктажа делается запись в специальном журнале.

Вводный инструктаж по пожарной безопасности ставит свой целью ознакомить вновь поступившего работника:

с общими правилами пожарной безопасности, которые следует выполнять на территории, в цехах станции;

с особенностями пожарной безопасности на производственном участке, куда он направляется на работу;

с основными правилами применения первичных средств пожаротушения и мерами безопасности при пользовании ими;

с имеющимися средствами и системами извещения о пожаре и порядком вызова пожарной команды;

с особенностями тушения пожара на электроустановках.

При проведении первичного, повторного и внепланового инструктажей, которые проводятся на рабочем месте ответственным должностным лицом, в тематику их обязательно включаются вопросы по пожарной безопасности. О проведении указанных инструктажей производится запись в журналах инструктажей цеха.

Для проведения мероприятий по улучшению противопожарного режима, контролю за состоянием первичных средств пожаротушения и совершенствованию организации тушения возникших загораний и пожаров в цехе организована добровольное пожарное формирование (ДПФ). Начальник добровольного пожарного формирования - заместитель начальника цеха по турбинному оборудованию. Для обучения персонала предприятий быстрым и правильным действиям при ликвидации пожара, в том числе совместно с пожарными подразделениями, периодически должны проводиться противопожарные тренировки в соответствии с требованиями “Инструкции по организации противопожарных тренировок на предприятиях и в организациях электроэнергетики”.

Проведение противопожарных тренировок является одной из основных форм обучения персонала.

Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности и данную инструкцию, соблюдать все требования и уметь правильно пользоваться средствами пожаротушения.

Пожарную охрану надлежит вызывать во всех случаях пожаров и появления задымленности.

Лицо, заметившее пожар или загорание, обязано немедленно сообщить об этом начальнику смены станции, начальнику смены цеха, и приступить к тушению имеющимися средствами.

При пожаре члены добровольного пожарного формирования являются к месту пожара в распоряжение начальника отделения (начальника смены цеха) и выполняют его указания по тушению пожара.

Здания и сооружения должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПТЭ и содержаться в чистоте. Персонал цеха во избежание возникновения пожаров обязан систематически удалять пыль, мусор, отходы производства.

Во всех производственных зданиях должен соблюдаться установленный противопожарный режим для обеспечения нормальных и безопасных условий труда персонала.

На путях эвакуации должно поддерживаться в исправном состоянии рабочее и аварийное освещение. Регулярный контроль за содержанием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей, асбестовых одеял, ящиков с песком и других первичных средств тушения пожара, находящихся в цехе, должен осуществлять оперативный персонал.

5.Защита окружающей среды

Одной из важнейших проблем современности является охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Особое место среди их занимает вода, которая используется во многих сферах человеческой деятельности, значение которой непрерывно повышается. Поэтому возникает необходимость в комплексном использовании и охраны водных ресурсов.

Энергетика - крупнейший в народном хозяйстве потребитель воды, для технологических нужд.

Чтобы стоки ГРЭС не привели к опасному загрязнению природных водоёмов, совершенствуется технология, и применяются средства водоочистки. Создаются замкнутые циклы, системы повторного использования и локальной очистки различных сточных вод.

Создание ГРЭС не загрязняющей природные водоёмы возможно двумя способами: глубокой очисткой всех стоков до предельно допустимых концентраций или организацией систем повторного использования стоков. Первый способ не перспективен, так как органы охраны водоёмов непрерывно повышают требования к степени очистки сбрасываемых производственными предприятиями вод. Повышение глубины очистки стоков требует значительного увеличения затрат как на сооружение соответствующих установок, так и на их эксплуатацию.

Более приемлем второй способ повторного использования воды. При этом глубокой очистки стоков не требуется, достаточно довести её качество до уровня приемлемого для осуществления соответствующих процессов. Такой путь существенное сокращение водопотребления, то есть уменьшается количество воды, которое предприятие забирает из вода-источника.

Одним из вредных компонентов, сбрасываемых со сточными водами проектируемой ГРЭС, являются нефтепродукты. С целью снижения попадания нефтепродуктов и взвешенных веществ в водоём была спроектирована установка очистки замасленных и замазученных стоков.

Замасленные стоки по сбросному каналу поступают на насосную станцию, которая перекачивает стоки на канализационную станцию, куда, также, попадают сливы с кабельных каналов котлотурбинных цехов. Канализационная станция перекачивает замасленные стоки на установку их очистки, откуда очищенные стоки попадают на химводоочистку или обессоливающую установку с концентрацией нефтепродуктов на входе 100 мг/л, на выходе 1 мг/л.

В результате введения установки очистки замасленных и замазученных стоков 26% воды используется повторно после очистки.


Подобные документы

  • Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.

    курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017

  • Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.

    дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012

  • Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017

  • Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.

    дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010

  • Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки, температур и расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной. Тепловой расчет котла, текущие затраты.

    курсовая работа [384,3 K], добавлен 17.02.2010

  • Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.

    дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016

  • Изучение основных типов тепловых схем котельной, расчет заданного варианта тепловой схемы и отдельных её элементов. Составление теплового баланса котлоагрегата, расчет стоимости годового расхода топлива для различных вариантов компоновки котлоагрегатов.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 28.11.2010

  • Определение сезонных и круглогодичных тепловых нагрузок, температуры и расходов сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе. Гидравлический и тепловой расчет паропровода, конденсатопровода и водяных тепловых сетей. Выбор оборудования для котельной.

    курсовая работа [408,7 K], добавлен 10.02.2015

  • Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.

    курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011

  • Выбор количества и типоразмера котлов для автоматизированной котельной. Описание тепловой схемы котельной. Выбор вспомогательного оборудования. Выбор сетевых, подпиточных, котловых и рециркуляционного насосов. Расчет и подбор тягодутьевого оборудования.

    контрольная работа [1,4 M], добавлен 02.07.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.