Проект главного корпуса, зданий и сооружений на площадке Костромской ГРЭС

Газовая турбина ГТЭ-110 (рис. 6.9) - четырехступенчатая, с температурой газов на входе в турбину ~1210оС, состоит из четырех сопловых аппаратов со своими наружными корпусами, ротора турбины, опорного венца. Корпус турбины имеет только вертикальные разъемы, корпус соплового аппарата 2-й ступени имеет горизонтальный разъем, обеспечивающий возможность демонтажа и замены рабочих лопаток 1-й и 2-й ступеней и сопловых лопаток 2-й ступени без разработки других корпусов двигателя.

Сопловой аппарат 1-й ступени состоит из 40 отдельных литых лопаток, выполненных по двухопорной схеме с конвективно-пленочным охлаждением вторичным воздухом. Сопловой аппарат 2-й ступени состоит из 24 пакетов лопаток, отлитых блоками по две лопатки с диафрагмой. Сопловой аппарат 3-й ступени состоит из 18 пакетов лопаток, отлитых блоками по три лопатки с диафрагмой. Наружные трактовые поверхности сопловых лопаток первых трех ступеней покрыты теплозащитным покрытием. Сопловой аппарат 4-й ступени состоит из 16 пакетов отлитых лопаток, лопатки неохлаждаемые, полые.

Система охлаждения турбины - конвективная; сопловой аппарат первой ступени имеет конвективно-пленочное охлаждение. В турбине охлаждаются рабочие лопатки первых двух ступеней и сопловые аппараты трех ступеней. Для рационального использования воздуха охлаждение лопаточных венцов, дисков и корпусов турбины осуществляется воздухом, отбираемым за 8, 10 и 15-й ступенями компрессора.

Сопловый аппарат первой ступени турбины охлаждается цикловым воздухом, отбираемым за компрессором. Часть охлаждающего воздуха, отбираемого за 15-й ступенью компрессора, охлаждается в водо - воздушном теплообменнике до температуры 150-180 ОС. Далее этот воздух направляется на охлаждение рабочей лопатки первой ступени и соплового аппарата второй ступени. Рабочие лопатки второй ступени турбины охлаждаются - воздухом, отбираемым за 10 ступенью компрессора. Охлаждающий воздух подается также в полости навесного диска первой ступени, дисков 3 и 4 ступеней турбины, в профильные венцы задней опоры ротора турбоагрегата, сопловый аппарат третей ступени - воздухом, отбираемым за 8 ступенью компрессора.

Суммарный отбор воздуха из компрессора на охлаждение турбины составляет около ~ 13 % общего расхода циклового воздуха через компрессор.

Ротор турбоагрегата состоит из компрессорной и турбинной барабанно-дисковых частей, связанных между собой для фиксации и передачи крутящего момента болтами, через навесной диск первой ступени турбины.

Диски компрессора соединены между собой сваркой, штифтами и болтами; диски турбины - штифтами и болтами.

Температура газов на выходе из турбины контролируется двадцатью термопарами.

Рис. 6.9 - Турбина: 1. Сопловой аппарат 1 ступени, 2. Сопловой аппарат 2 ступени, 3. Сопловой аппарат 3 ступени, 4. Сопловой аппарат 4 ступени, 5. Ротор турбины, 6. Венец опорный



7. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ СБРОСНОГО ТИПА

7.1 Общие принципы построения ПГУ сбросного типа

Технологический процесс энергетической ГТУ характеризуется достаточно высокой температурой выходных газов и значительным содержанием в них окислителя. Оба эти параметра являются определяющими в технологическом процессе ПГУ сбросного типа.

В ПГУ этого типа выходные газы ГТУ направляются в горелки энергетического парового котла паросилового энергоблока для сжигания в их среде пылеугольного или газомазутного топлива. В отдельных случаях выходные газы можно частично использовать в пылесистеме котла при подсушке и размоле угля, а также сбросить некоторое их количество в его конвективную шахту.

Массовый расход газов ГТУ приблизительно на 30% больше расхода обычного воздуха, так как эти газы забалластированы продуктами сгорания топлива в КС ГТ. Но при высокой температуре газов сокращается необходимое количество топлива и, следовательно, количество окислителя.

Современные энергетические ГТУ проектируют преимущественно для работы в тепловых схемах ПГУ с КУ, имеющих наибольшую экономичность. Для этого необходимо увеличение начальной температуры газов перед ГТ при умеренном росте степени повышения давления воздуха в компрессоре. При этом содержание окислителя в выходных газах ГТУ снижается. При начальной температуре газов соответственно 850 и 1250°С избыток воздуха в выходных газах равен 4.4 и 2.8, а объемная концентрация окислителя в них составляет 16 и 12.7%.

Использование энергетических ГТУ с более низкими значениями температуры выходных газов и с большим содержанием в них окислителя позволяет сжигать почти все виды органического топлива по сбросной парогазовой схеме, но при этом снижается ее экономичность.

Повышение начальной температуры газов в ГТУ приводит к увеличению температуры выходных газов, которая может достигать 620°С. Газы с такой температурой нельзя без охлаждения подводить к горелкам паровых котлов. Благодаря необходимости обогащать выходные газы вне цикловым воздухом для повышения содержания в них окислителя частично эту проблему можно решить.

Чтобы использовать энергетические ГТУ для настройки энергетического паросилового блока по сбросной схеме, необходимо размещать их в непосредственной близости к паровому котлу для сокращения протяженности весьма больших по габаритам размерам газоходов. Такое условие трудно выполнить при реконструкции и модернизации действующих энергоустановок из-за отсутствия свободных площадок. В схеме ПГУ приходится устанавливать несколько газовых шиберов большого диаметра для перераспределения потока выходных газов ГТУ при изменении режима работы и обеспечивать их надежную эксплуатацию. Они должны быть быстрозапорными, а их эксплуатация - автоматизированной в широком диапазоне нагрузок.

В базовом варианте тепловой схемы ПГУ сбросного типа в паровом котле отсутствует воздухоподогреватель. Общее количество газов, которые проходят черех поверхности нагрева котла, увеличиваются на 30-40%, а их температура за котлом составляет около 300°С . Для охлаждения этих газов до температуры 120°С в конвективной шахте котла устанавливают газоводяные ТОВД и ТОНД, в которых нагревается часть конденсата и питательной воды, отводимой из системы регенерации ПТУ. Это увеличивает расход пара в конденсатор ПТ, повышает ее электрическую мощность и снижает экономичность ПТУ. Завод-изготовитель ПТ (ЛМЗ) рекомендует следующие максимальные значения пропуска пара в конденсаторы: для ПТУ типа К-800-240 - 420 кг/с; К-300-240 - 210 кг/с; для К-210-130 - 125 кг/с.

Из-за общего увеличения количества дымовых газов за паровым котлом приблизительно на 40% при переходе к парогазовому циклу потребуются реконструкция тягодутьевой установки и увеличение производительности дымососов. Изменятся также условия работы дымовой трубы, поэтому необходимо пересчитать эпюры статического давления газов в ней и обеспечить ее надежную эксплуатацию.

Парогазовую установку сбросного типа можно условно рассматривать как некую ПГУ с КУ при предельном дожигании в нем топлива в среде выходных газов ГТУ. Здесь роль КУ выполняет паровой котел энергоблока, а ГТУ - функции надстройки.

Рис. 7.1 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с использованием ГТУ

7.2 Описание тепловой схемы ПГУ-410

7.2.1 Особенности сопряжения газотурбинных установок с котлом ТГМП-314

При реализации сбросной схемы ГТ - надстройки одной из главных задач является согласование расхода выхлопных газов ГТУ и максимального допустимого расхода газов через котел, который могут обеспечивать штатные основные дымососы.

ТГМП-314 оснащается двумя дымососами ДО - 31,5 производительностью по 870 * 103 м3/ч при полном давлении 388 кгс/м2. Нам необходимо оборудовать данный котлоагрегат двумя мощными дымососами типа ДРГ-29х2-I, рассчитанными для работы блока в режиме МГД - генератора. Поэтому при работе блока в автономном режиме, который является сейчас единственно возможным, дымососы имеют значительный запас по производительности и напору.

Предельным расходом газов и напором дымососа, приведенным к характеристике является 1150 * 103 м3/ч и 6500 Па.

Было установлено, что предельным расходом выхлопных газов ГТУ, который соответствует предельным параметрам дымососов, является расход 440 кг/с.

Расходы выхлопных газов ГТУ составляют:

Тип ГТУ	Температура наружного воздуха, 0С	Расход выхлопных газов, кг/с
ГТЭ-110	-40 +4	439,2 372,9

Таким образом, установленные дымососы могут обеспечить эвакуацию выхлопных газов рассмотренных в работе ГТУ.

7.2.2 Технико-экономические показатели

Тепловые расчеты котла ТГМП-314, паровой турбины К-300-240 и блока в целом выполнены при расходах свежего пара 100%, 75% и 50% от номинального значения (980т/ч) и при номинальных нагрузках ГТУ при среднегодовой температуре наружного воздуха (+4,3С). Тепловые расчеты для нагрузки паровой турбины 300 МВт выполнены для двух значений температуры наружного воздуха - +4,3С и +15С.

В таблице представлены результаты расчетов котла ТГМП-314 (табл. 7.1) и технико-экономических показателей (табл. 7.2) надстроенного блока при применении ГТЭ-110 НПО «Сатурн» при среднегодовой температуре наружного воздуха +4,3 и нагрузках котла 100, 75 и 50%. Расчеты выполнены с отключенным и с включенным ВВТО.

Таблица 7.1

№ пп	Наименование показателей	Значение показателей
1	Температура наружного воздуха, С	4,3	4,3	4,3	15
2	Тип ГТУ				ГТЭ-110 НПО "Сатурн"
3	Относительная нагрузка ГТУ, %		100
4	Относительная нагрузка ПТ, %		100
5	Мощность ГТУ, МВт		116,9	116,9	116,9	108,37
6	Температура газов, С		508,73	508,73	508,73	517,0
7	Расход газов за ГТУ, кг/с		372,43	372,43	372,43	355,70
8	Расход свежего пара, т/ч		900,0	881,6	845,0	887,5
9	Температура свежего пара, С	540	540	540	540
10	Давление свежего пара, МПа	23,5	23,5	23,5	23,5
11	Температура воды на входе в ПЭК, С	170,7	170,7	170,7	170,7
12	Температура воды за ПВД, С	274,3	272,9	269,9	273,3
13	Расход воды через ПЭК, т/ч	400	400	400	400
14	Температура воды на выходе из ПЭК, С	247	246	244	243
15	Температура уходящих газов, С	100	100	99	98
16	Расход пара через п/п, т/ч		805,7	790,6	760,5	795,5
17	Давление пара перед ЦСД, МПа	3,70	3,64	3,50	3,66
18	Температура пара перед ЦСД, С	540	540	540	540
19	Давление пара на выходе из ЦВД, МПа	4,19	4,12	3,96	4,14
20	Температура пара на выходе из ЦВД, С	299,2	297,4	292,4	298,0
21	Расход пара в конденсатор, т/ч	638,0	627,8	609,0	632,8
22	Давление пара в конденсаторе, МПа	0,00549	0,00549	0,00539	0,00637
23	Мощность паровой турбины, МВт	314,77	309,57	300,26	309,39
24	Расход натурального топл. в КС ГТУ,
	кг/с (Qнр= 49341,2 кДж/кг)		6,6965	6,6965	6,6965	6,3368
25	Расход условного топлива в КС ГТУ, т/ч	40,58	40,58	40,58	38,40
26	Расход натурального топлива в котел,
	тыс.нм3/ч			59,397	58,176	55,845	58,759
27	Расход условного топлива в котел, т/ч	73,00	71,50	68,63	72,21
28	Расход условного топлива на блок, т/ч	113,58	112,08	109,22	110,62
29	Мощность блока брутто, МВт	431,67	426,47	417,16	417,76
30	Удельный расход условного топлива,
	брутто, г/кВт.ч		263,13	262,82	261,81	264,79
31	Расчетный КПД блока брутто, %	46,69	46,75	46,93	46,40
32	Удельный расход условного топлива в
	автономном режиме брутто, г/кВт.ч	298,6	298,6	298,6	298,6
33	Экономия условного топлива, г/кВт.ч	35,47	35,78	36,79	33,81
			%	11,88	11,98	12,32	11,32

Таблица 7.2

№ пп	Наименование показателей		Значение показателей
1	Температура наружного воздуха, С			4,3
2	Режимы						С отводом тепла
							в ВВТО
3	Относительная нагрузка ГТУ, %			100
4	Относительная нагрузка ПТ, %	100	75	50	75	50
5	Мощность ГТУ, МВт		116,9	116,9	116,9	116,9	116,9
6	Температура газов, С		508,73	508,73	508,73	508,73	508,73
7	Расход газов за ГТУ, кг/с		372,43	372,43	372,43	372,43	372,43
8	Расход свежего пара, т/ч		980	735	490	735	490
9	Температура свежего пара, С	540	540	540	540	540
10	Давление свежего пара, МПа	23,5	23,5	23,5	23,5	23,5
11	Температура воды на входе в ПЭК, С	170,7	170,7	170,7	157,2	157,2
12	Температура воды за ПВД, С	280,2	272,6	255,9	268,3	251,6
13	Расход воды через ПЭК, т/ч	400	300	200	300	200
14	Температура воды на выходе из ПЭК, С	251	266	277	261	273
15	Температура уходящих газов, С	102	112	116	99	101
16	Расход пара через п/п, т/ч		870,8	662,6	446,7	662,1	446,2
17	Давление пара перед ЦСД, МПа	4,0	3,06	2,08	3,05	2,06
18	Температура пара перед ЦСД, С	540	540	540	540	540
19	Давление пара на выходе из ЦВД, МПа	4,52	3,46	2,35	3,45	2,33
20	Температура пара на выходе из ЦВД, С	305,8	284,3	266,5	283,8	265,7
21	Расход пара в конденсатор, т/ч	680,3	530,9	388,8	515,9	368,9
22	Давление пара в конденсаторе, МПа	0,00578	0,00490	0,00402	0,00480	0,00392
23	Мощность паровой турбины, МВт	337,6	263,20	179,67	260,95	176,09
24	Расход натурального топл. в КС ГТУ, кг/c
	(Qнр= 49341,2 кДж/кг)		6,6965	6,6965	6,6965	6,6965	6,6965
25	Расход условного топлива в КС ГТУ, т/ч	40,58	40,58	40,58	40,58	40,58
26	Расход натурального топлива в котел,
	тыс.нм3/ч			64,63	46,726	28,65	47,014	28,817
27	Расход условного топлива в котел, т/ч	79,43	57,43	35,21	57,78	35,42
28	Расход условного топлива на блок, т/ч	120,01	98,01	75,80	98,36	76,00
29	Мощность блока брутто, МВт	454,5	380,1	296,57	377,85	292,99
30	Удельный расход условного топлива,
	брутто, г/кВт.ч		264,06	257,86	255,57	260,33	259,40
31	Расчетный КПД блока брутто, %	46,53	47,65	48,07	47,19	47,36
32	Удельный расход условного топлива в
	автономном режиме брутто, г/кВт.ч	298,6	300,3	311,3	300,3	311,3
33	Экономия условного топлива, г/кВт.ч	34,54	42,44	55,73	39,97	51,90
			%	11,57	14,13	17,90	13,31	16,67

При использовании ГТУ типа ГТЭ-110 максимальная мощность надстроенного блока составляет 410 МВт (при мощности паровой турбины 300 МВт).

При сохранении мощности паровой турбины на номинальном уровне (около 300 МВт) мощность надстроенного блока составляет:

Тип ГТУ	Температура наружного воздуха
	+4,3С	+15С
ГТУ-110	426	418-420

По сравнению с автономным режимом работы блока экономия топлива составляет: при использовании ГТЭ-110 - 11,4-12%.

Необходимо обратить внимание, что экономичность надстроенного блока увеличивается при снижении нагрузки паровой турбины. При снижении нагрузки паровой турбины до 270 МВт удельный расход условного топлива снижается до 257,8-258,6 (ГТЭ-110).

Необходимость включения ВВТО возникает при снижении расхода свежего пара ниже 880т/ч (нагрузка паровой турбины ниже 300 МВт), когда увеличивается температура уходящих газов. Отвод тепла в ВВТО в количестве 13-15 Гкал/ч при нагрузках паровой турбины 50-75% номинальной позволяет снизить температуру уходящих газов на 12-16С и сохранить её на уровне 100С.

7.3 Расчет технико-экономических показателей ПГУ-410

Коэффициент полезного действия производства электроэнергии ПГУ по балансовой формуле:

(1);

Для выявления отдельных элементов тепловой схемы ПГУ на экономичность установки формулу (1) можно преобразовать:

;

С учетом и можно записать:

;

После подстановки получим выражение:

(2);

(3);

;

Зависимости (2) и (3) отражают связь экономичности ПГУ с показателями экономичности различных элементов тепловой схемы установки.

Для ПГУ сбросного типа с ПТУ типа К-300-240 (ЛМЗ), энергетической ГТУ типа ГТЭ-110 («Рыбинские моторы»-«Машпроект») и газомазутным паровым котлом выполнен расчет и получены показатели тепловой экономичности при нормальной нагрузке элементов схемы для с использованием указанной выше методики:

Расход топлива в ГТУ ;

Расход топлива в паровом котле ;

Электрическая мощность установок

; ; ;

Теплота выходных газов ГТУ, поступающая в паровой котел

(;

Теплота, подводимая к конденсату и питательной воде в теплообменниках парового котла ;

Соотношение теплоты топлив, сжигаемых в ПГУ:

;

Доля теплоты ГТУ, направляемой с выходными газами в паровой котел:

;

Коэффициент относительной мощности ПГУ:

;

КПД транспорта теплоты (принят);

КПД производства электроэнергии ГТУ:

;

Расход теплоты ПТУ на производство электроэнергии:

;

КПД производства электроэнергии в паротурбинной установке:

;

Полезная тепловая нагрузка парового котла:

;

КПД парового котла (прямой баланс):

;

КПД производства электроэнергии ПГУ брутто:

По формуле (1), ;

По формуле (2), ;

По формуле (3),



8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Основной источник опасных и вредных факторов в турбинном отделении - это основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию относятся турбина, являющаяся источником тепловых выделений, шума, вибрации. Источниками тепловых выделений, шума, вибрации являются так же подогреватели, насосы, различные трубопроводы и двигатели.

Вращающиеся механизмы при нарушении целостности корпуса, ограждений являются объектами повышенной опасности, так как при попадании в них человека возможны серьёзные травмы и гибель.

Электродвигатели, распредустройства, кабели, токопроводы и другие электроустановки постоянно находятся под напряжением, поэтому существует опасность поражения человека током в случае повреждения или нарушения целостности изоляции токоведущих частей. Кроме того, генератор, трансформаторы являются источниками электромагнитных полей оказывающих негативное влияние на организм человека.

Огнестойкие синтетические масла «Иввиоль - 3» и ОМТИ, используются в системе смазки и регулирования турбины, являются токсичными веществами. Попадание их на кожу человека, в желудочно-кишечный тракт или вдыхание их паров вызывает тяжёлые отравления.

Наличие большого количества аппаратов, работающих под давлением (подогреватели, трубопроводы и т. д.), являются источником опасности при нарушении их плотности.

Турбоагрегат, регенеративные подогреватели, паропроводы при нарушении целостности их изоляции являются источниками теплового излучения.

При проведении неразрушающего контроля трубопроводов, проверке качества сварных швов и других работах, связанных с применением ионизирующих излучений, имеется воздействие этих излучений на персонал, работающий поблизости.

Опаснейшая ситуация может создаться в турбинном цехе в случае возникновения возгорания масла, промасленной ветоши, а также в случае взрыва водорода в результате утечки из системы охлаждения генератора.

Таким образом, наличие какого - либо вредного фактора или совокупности этих факторов может являться причиной несчастных случаев среди персонала цеха, а также последующих отклонений его здоровья. Поэтому устранение или снижение степени воздействия многих вредных факторов на организм человека - одна из важнейших задач, которая должна решаться совместно с осуществлением основных вопросов производства.

8.1 Обеспечение допустимых условий труда

Действующие нормативные документы [2-11] устанавливают основополагающие, с позиций обеспечения безопасной эксплуатации модернизированной турбины, требования:

к оборудованию, применение которого предусматривается в проекте

блока;

к построению технологических схем;

к устройству помещений зданий и сооружений,

что обеспечит безопасность производственного процесса и безопасность труда персонала, осуществляющего эксплуатацию блока. Технические мероприятия и решения, предусматриваемые нормативной документацией, в том числе направлены на обеспечение безопасности труда, минимизацию в процессе эксплуатации вредных, а тем более опасных, производственных факторов.

В соответствии с нормативными документами предусматривается следующее:

оборудование и трубопроводы выбраны из условия обеспечения их прочностных характеристик, как при эксплуатационных параметрах среды, так и при аварийном повышении давления до величины срабатывания предохранительных устройств, что исключает нарушение герметичности оборудования и трубопроводов, и, как следствие, травмирование персонала фрагментами разрушенного оборудования и истекающей средой;

все горячие теплоизолированные участки поверхностей оборудования и трубопроводов, находящиеся в зоне возможного попадания на них легковоспламеняющихся, горючих веществ, покрыты гидроизоляционным материалом для исключения пропитывания теплоизоляции этими веществами и их самовозгорания;

движущиеся части оборудования имеют надежно и прочно закрепленное защитное ограждение для исключения возможности случайного прикосновения к ним и травмирования персонала;

трубопроводы агрессивных, горючих, легковоспламеняющихся, вредных веществ герметичны, а в местах возможных утечек (нарушения герметичности) установлены защитные кожухи;

соблюдено соответствующее расстояние до токоведущих частей или они закрыты и ограждены;

для обслуживания технологического оборудования устанавливаются постоянные лестницы-площадки с отбортовкой для исключения возможности травмирования персонала падающими предметами с верхних площадок.

8.2 Защиты турбоагрегата

Немаловажное значение для безопасной и безаварийной работы оборудования имеет наличие защит турбоагрегата, направленных на улучшение условий работы персонала, повышение оперативности в нестационарных режимах работы оборудования и безопасности производственного процесса.

К защите турбоагрегата относятся следующее:

Система защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путём закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД во избежании разгона ротора турбины при:

повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинальных от действия центробежных выключателей;

отказе обоих центробежных выключателей. В этом случае срабатывает дополнительная защита от разгона в случае увеличения числа оборотов на 14% сверх номинальных;

срабатывании электромагнитного выключателя (ЭМВ) от блочных защит, защит котла и турбины;

неисправной автоматической системе регулирования (АСР) и отключения генератора от сети;

Защита по осевому сдвигу срабатывает в случае снижения зазоров между рабочими и установочными колодками подшипников ниже 0,5-0,6мм. Крайнее смещение ротора фиксируется датчиком, подающим сигнал на ЭВМ. В этом случае останов турбины производится срывом вакуума.

Защита от повышения давления в конденсаторе предусмотрена двухступенчатой. При падении вакуума до 540мм срабатывает ЭВМ. При увеличении давления в выхлопном патрубке турбины выше атмосферного происходит разрыв предохранительных диафрагм с выпуском пара в машзал.

Защита от падения температуры острого пара срабатывает в случае падения t0 ниже 450 0С. Импульс от двух термопар поступает на ЭВМ, срабатывает защита с отключением турбины без выдержки времени.

Защита по повышению температуры острого пара выше 5450С действует на отключение турбины через три минуты.

Защита по снижению давления в системе смазки срабатывает при падении давления масла ниже третьего предела (0,3 ата). При этом срабатывает система защит на отключение турбоагрегата с запретом на включение валоповоротного устройства (ВПУ).

Защита по максимальному прогибу ротора. Во избежании большого прогиба ротора и вибрации турбоагрегата операции по пуску возможны только с включением маслосистемы и ВПУ. Запрещается подача пара на концевые уплотнения и сброс пара в конденсатор. При отключении турбоагрегата в резерв ВПУ отключается только после полного остывания турбоагрегата при температуре металла ЦВД меньше 1500С.

Относительное расширение ротора. Смещение ротора фиксируется датчиками, сигнал от которых поступает на блочный щит управления (БЩУ). Поддержание относительных расширений в норме осуществляется за счёт умеренных скоростей увеличения температуры острого пара, набора нагрузки, обогрева фланцев и шпилек, а также за счёт форсирования скорости нагружения с подачей острого пара на переднее концевое уплотнение ЦВД при пусках из горячего состояния.

Абсолютное расширение корпуса турбины. Большое расширение корпуса может вызвать вибрацию, задевание в проточной части и выход из строя турбины.

8.3 Меры по предотвращению отравлений при работе с маслом системы регулирования и смазки турбины

К плотности фланцевых соединений трубопроводов огнестойкого масла применяются повышенные требования. Эти трубопроводы имеют коричневую окраску с тремя жёлтыми кольцами.

Персонал, имеющий прямой или косвенный контакт с огнестойким маслом, использует рабочую и защитную спецодежду. Защитная спецодежда применяется в случае прямого контакта с огнестойким маслом. Смена рабочей одежды производится еженедельно. При загрязнении во время аварийного выброса (течей) спецодежда заменяется сразу после ликвидации последствий повреждения. Перед приёмом пищи необходимо тщательно вымыть руки тёплой водой с мылом и щёткой. Запрещается приём пищи на рабочем месте. Все приборы контроля огнестойких масел должны храниться отдельно от остальных приборов. Перед проверкой и укладкой на хранение приборы должны быть тщательно вымыты.

Для проведения ремонта аппаратуры, связанной с огнестойким маслом, бригада должна иметь свой комплект инструментов. По окончании работ инструмент отмывается 10% раствором тринатро - фосфатом, эмульгатором ОП-7 или порошком. При попадании огнестойкого масла на кожу необходимо вытереть это место салфеткой, а затем вымыть несколько раз тёплой водой с мылом. После окончания работ и в перерывах загрязнённая спецодежда и перчатки до их снятия должны быть тщательно вымыты горячей водой с мылом. По окончании смены каждый работающий с огнестойким маслом обязан снять и убрать спецодежду в шкафчик для рабочей одежды и принять душ. Хранить домашнюю одежду следует в отдельном шкафу.

8.4 Микроклимат

Теплоснабжение зданий и сооружений КТЦ осуществляется от станционных тепловых сетей. Теплоноситель - горячая вода с температурой (115+75)°С.

У ворот котельного и турбинного отделений и на площадках обслуживания вблизи к оконным пролетам КТЦ предусмотрена установка воздухоотопительных завес и тепловых регистров.

Системы кондиционирования рассчитаны на работу круглосуточно и круглогодично. В целом системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в холодный и теплый периоды года обеспечивают температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха в рабочей зоне в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».



8.5 Производственный шум и вибрация

В главном корпусе КТЦ источниками шума являются собственно ПТУ с генератором и возбудителем, а в зданиях и сооружениях - системы вентиляции и кондиционирования воздуха.

Основное оборудование ПТУ, поставляемое заводами-изготовителями, проектируется и изготавливается в соответствии со стандартами на то или иное изделие в составе ПТУ, которыми регламентируется обеспечение предельно-допустимых шумовых характеристик, установленных ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» и санитарными нормами СН 2.2.4/2.1.8.562-96 « Шум на рабочих местах, в помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой застройки».

Оборудование ПТУ покрыто звукоизолирующим кожухом и уровень шума на расстоянии 1,0 м от данного оборудования не превысит значений, установленных нормами.

Для снижения шума и вибраций от работающих вентиляционных установок до значений, не превышающих допустимые уровни звукового давления на рабочих местах персонала, предусмотрены следующие мероприятия:

установка вентиляторов на виброизоляторах;

соединение вентустановок с воздуховодами через гибкие вставки;

ограничение скорости движения воздуха в воздуховодах, обеспечивающей уровни шума, генерируемого регулирующими и воздухораспределительными устройствами в обслуживаемых помещениях, в допустимых пределах;

установка вентагрегатов с наименьшими удельными уровнями звуковой мощности;

работа вентиляторов в режиме максимального КПД;

При эксплуатации агрегата средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор не превышают 4,5 мм/с. При вибрации 11,2 мм/с агрегат останавливается действием защит.

Персонал, присутствующий в помещениях, где шумовые характеристики превышают нормативные значения, оснащается средствами индивидуальной защиты.

8.6 Освещение

Расчёт искусственного освещения БЩУ

Во всех помещениях электростанции выполнено освещение в соответствии с нормами СниП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение». Осуществлен выбор типа источников света, размещение светильников, определена необходимая освещенность

Правильно устроенное искусственное освещение позволяет повысить производительность труда на 20%, исключить утомление и повреждение зрения.

В данной работе рассматривается определение параметров системы освещения помещения блочного щита управления (БЩУ), которые обеспечат необходимые по нормам [23] условия труда.

Исходные данные:

Блочный щит управления(БЩУ).

Размеры БЩУ: длина а=15 м, ширина b=10 м, высота Нп=3 м.

Окраска стен - светлые тона, потолка - белая краска.

Поверхность, над которой нормируется освещённость, расположена горизонтально на высоте Нрп=0,8 м от пола, а её площадь составляет Sпр=25 м2. Характеристика зрительной работы:

минимальный размер объекта различения 0,5 мм;

контраст - средний, фон - средний;

напряжённая зрительная работа выполняется непрерывно.

Расстояние, на котором находится объект от глаз работающего - 0,5 м.

Повышенного травматизма нет.

Пребывание людей - постоянное.

Источник света - люминесцентные лампы.

Высота подвеса светильников над уровнем пола Нподв=2,8 м. Напряжение в сети 220 В.

Рис. 8.1

Рабочие места у стен отсутствуют.

Система освещения. Выбираем экономически выгодную комбинированную систему освещения (общее и местное освещение) с наиболее распространённым способом размещения светильников параллельными рядами.

Требуемая освещённость.

Определяется по СНиП 23-05-95 [23] или по. По характеру работ (минимальный размер объекта различения 0,5 мм), контрасту (средний), фону (средний) определим: характеристику зрительной работы - "средняя точность", разряд работы - 6, подразряд - "в". Для разряда 6в освещённость должна составлять Екомб=400, из которых общая ЕОбщ=200 лк.

С учётом повышения освещённости на одну ступень освещённость должна составлять Екомб=500, из которых Ен=Еобщ=300 лк.

Тип светильников.

Принимаем к установке светильники с люминесцентными лампами группы Д, типа ПВЛМ с двумя лампами (nл=2), которые можно применять для освещения производственных помещений [27]. Размеры светильника: длина - Lc=l 350 мм, ширина - 280 мм, высота - 180 мм. Светильники группы Д допускают наибольшее расстояние между ними и, следовательно, могут обеспечить необходимую равномерность освещения меньшим количеством светильников.

Для них расстояние между рядами светильников Lmp принимается по соотношению LMp/h=0,9ч1,3, а расстояние между светильниками в ряду LMC определяется из соотношения LMC/LC=0,5ч1,0, где h - высота подвеса светильника над рабочей поверхностью.

Принимаем: исполнение по пылезащите - полностью пылезащитное; конструктивное исполнение - корпус из стеклопластика с рассеивателем типа СТ (средней твёрдости) из поликарбоната; эксплуатационная группа светильников - 8 (СНиП 23-05-95).

Количество и расположение светильников.

Принимаем в первом приближении величину отношений LMp/h=l,2 и LMC/LC=0,7. Расстояния между светильниками по ширине и длине помещения составят:

Lмр=h•1,2=2,0-1,2=2,4 м, LMC=LC•0,7=1,35•0,7=0,945?1 м, где h=Нподв - Нрп=2,8-0,8=2,0 м, Lc=l,35 м - длина светильника.

Расстояние между светильниками и стенами по ширине и длине при отсутствии работ у стен задаются по формулам:

1ш=(0,4ч0,5)·Lмр=0,5•2,4=1,2 м, 1д=(0,4ч0,5)· Lмс=0,5•1=0,5 м.

Определяем количество светильников по длине:

nд=(а-2•1д+Lс)/(LMC+LC)=(15-2•0,5+1,35)/(1+1,35)=6,53,

и по ширине помещения: nш=(b-2•lш)/Lмр+1=(10-2•1,2)/2,4+1=4,17.

Примем nд=7 и nш =5 шт., тогда общее количество светильников составит n=nд•nш=7•5=35шт.

Уточняем расстояния между краями светильников по длине и между их центрами по ширине:

Lмс=(а-2•lд-Lс•nд)/(nд-1)=(15-2*0,5-1,35*7)/(7-1)=0,758 м,

Lмр=(b-2-lш)/(nш-1)=(10-2•1,2)/(5-1)=1,9 м.

Расстояния от стены до центра ближайшего светильника по длине:

Lст.д=lд+Lс/2=0,5+1,35/2=1,175 м, и по ширине Lст.ш =lш=1,2 м.

При выполнении работ у стен расстояния от краёв светильников до стен должны быть не более Lмс/2 и Lмр/2.

Коэффициент использования светового потока.

Определяем индекс помещения по формуле:

i=S/(h•(a+b))= 150/(2•(15+10))=3,

где S -площадь помещения: S=a•b=15•10=150м2

Принимаем, согласно исходным данным и [27], коэффициенты отражения от стен, потолка и пола равными спот=50%, сст=30%, спол=10% соответственно. По их значениям для светильников группы Д определим коэффициенты полезного действия светильников ПВЛМ зс=0,8 и помещения зn=8.

Коэффициент использования светового потока з определяется как произведение величин зc и зn: з=зc?зn =0,8?0,86=0,69.

Коэффициент запаса с учётом заданной запылённости помещения, эксплуатационной группы светильников - 8 и угла наклона свето-пропускающего материала к горизонту - 0 градусов примем равным К3=1,6 [27].

Задаём коэффициент, учитывающий неравномерность освещения для люминесцентных ламп, Z=l,l[27].

Световой поток каждой лампы светильника.

Определяем по формуле:

Ф=EH•S•Z•K3/n-з-nл=300•150•1.1•1,6/35•0,69•2=1639,75 лм.

Примем тип лампы - ЛД (люминесцентная, дневного света) мощностью W=30Bт и световым потоком ФТаб=1560 лм [27].

Действительная освещённость рабочей поверхности Ед от общего освещения составит:

Ед=Фт•n•з?nл/S•Z•K3=1560•35•0,69•2/150•1,1•1,6=285,4 лк,

что меньше нормативного значения на 5%. Отношение Ед/Ен=258,4/300=0,951 попадает в допустимый диапазон 0,9< Ед/Ен <1,2[30], поэтому пересчёт не требуется.

Для оценки правильности расчёта определим удельную электрическую мощность Wy, Вт/м2, для создания условий освещённости 100 лк, которую используют для приближённого расчёта освещения:

Wy=100•Wл-n-nл/(Eд•S)=100•30•35•2/(285,4•150)=4,9 Вт/м2.

Полученное значение несколько ниже практического диапазона 6<Wy<10 Вт/м2, из-за сравнительно высокого КПД (зс=0,80) светильников ПВЛМ.

Местное освещение рабочих мест. Обеспечивается светильниками с непросвечивающими отражателями. Светильники располагаются таким образом, что их светящие элементы не попадают в поле зрения работающих на освещаемом рабочем месте и на других рабочих местах [29].

Принимаем, что расстояние от светильника до освещаемой поверхности hМ=0,7 м, а угол, под которым световой поток падает на горизонтальную плоскость, составляет 60°.

Определяем мощность светильников для создания местного освещения:

Емесх=Екомб-Еобщ=500-300=200 лк на рабочих поверхностях площадью Spii=25m2: WM=(6ч10)Sрп•Eмeст/100=8-25-200/100=400 Вт.

Электропроводка к светильникам местного освещения (с напряжением выше 42 В) в пределах рабочего места выполняется в гибких рукавах (ПУЭ[28]).

Согласование с требованиями ПУЭ[28]. Осветительные сети прокладываются в соответствии с требованиями ПУЭ.

По степени опасности поражения электрическим током БЩУ относится к помещениям без повышенной опасности. По условиям окружающей среды - помещение нормальное, сухое.

Согласно требованиям ПУЭ дня электропроводки используется провод АППВ, тип проводки - закрытый в строительных конструкциях, выключатель - термального исполнения.

Вывод: Система комбинированного освещения из 35 (7x5) светильников ПВЛМ, каждый с двумя лампами типа ЛД, мощностью по 30 Вт, обеспечит нормальную освещённость 500 ж, необходимую для выполнения зрительных работ "средней точности".



8.7 Определение плотности потока тепловой энергии

Человек, находящийся вблизи открытых лазов, гляделок подвергается тепловому облучению, приведено на рисунке 1.

Рис. 8.1 - К расчёту плотности потока тепловой энергии

Определим плотность потока тепловой энергии, приходящейся на отдельные участки тела человека по формуле Стефана-Больцмана:

(Вт/м2), где

Вт/м2*К4

Температура излучающего потока в области «окон»

Составляет t'=1001,5 0С, тогда область лица:

Область туловища:

По ГОСТ 12.1005-88 плотность потока тепловой энергии в зависимости от облучаемой поверхности тела человека (Sобл):

Область лица: Sобл<=0,25* составляет Енорм<=100 Вт/м2

Область туловища: Sобл<=(0,25-0,5)* составляет Енорм<=70 Вт/м2

Для защиты от теплового излучения нужно использовать индивидуальные средства защиты (защитные очки, спецодежда).

8.8 Электробезопасность

Заземление и защитные меры электробезопасности электроустановок предусматриваются в соответствии с ПУЭ.

Заземлитель молниезащиты совмещается с защитным заземлителем электроустановки.

Так как все электроустановки зданий находятся на общей территории электростанции, то все контуры заземления зданий объединяются между собой не менее чем двумя проводниками в общий контур заземления (с сопротивлением не более 0,5 Ом) для выравнивания потенциалов.

Искусственные заземлители выполнены из углеродистой стали. Горизонтальные заземлители выполнены из полос 40x4 мм2, вертикальные заземлители - из круглой стали диаметром 16 мм. Горизонтальные заземлители уложены в землю на глубине не менее 0,5 м.

У мест ввода заземляющих проводников в здание предусматривается опознавательный знак.

Внутренний контур заземления электроустановки в здании присоединен к наружному контуру заземления не менее, чем в двух местах.

К уравнивающему контуру заземления внутри зданий присоединяются:

главная заземляющая шина;

защитные заземляющие проводники;

металлические трубопроводы, стальные строительные конструкции.

С целью выравнивания потенциалов строительные металлоконструкции и конструкции, а также технологические трубопроводы присоединены к внутреннему контуру заземления.

Магистрали внутреннего контура заземления (уравнивающий контур) внутри зданий выполнены из стальной полосы сечением 40x4 мм2, к которой присоединены все подлежащие заземлению части и которая, в свою очередь, присоединяется к наружному контуру заземления. Отпайка от внутреннего контура заземления к оборудованию выполнена стальной полосой сечением 25x4 мм2. Соединение заземляющих проводников с металлоконструкциями выполняется сваркой, а с корпусами оборудования, аппаратов и т.п. надежным болтовым соединением.

Сети освещения предусматриваются трех - и пятипроводными. Сеть ремонтного освещения предусматривается на напряжении 12В и 36В. Все розетки - 220В предусматриваются с третьим заземляющим контактом. В групповых линиях штепсельных розеток -220В предусматриваются устройства защитного отключения (дифференциальные реле с уставкой по току утечки 30мА).

8.9 Молниезащита

Молниезащита предусматривается в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-2003).

Здания и сооружения относятся к специальным объектам с ограниченной опасностью по классификации устройства молниезащиты. Предусматривается допустимый уровень надежности защиты от прямых ударов молнии 0,95.

Молниезащита зданий выполняется путем присоединения металлических каркасов зданий к наружному контуру заземления.

Выполняется защита от вторичных проявлений молнии (заноса высоких потенциалов) путем присоединения всех металлических коммуникаций на вводе в здание к контуру наружного заземления.



8.10 Защита от термических ожогов

Все горячие части оборудования и трубопроводов, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, имеют тепловую изоляцию.

Температура на наружной поверхности изоляции согласно СНиП 41-03- 2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» принимается не более следующих значений:

45°С - для изолируемых поверхностей, расположенных в рабочей или обслуживаемой зоне помещений и содержащих вещества выше 100 °С;

55°С - для изолируемых поверхностей с металлическим покровным слоем, расположенных на открытом воздухе в рабочей или обслуживаемой зоне.

8.11 Пожаровзрывобезопасность

КТЦ относится к группе объектов, пожары на которых могут привести к поражению людей и окружающей территории вторичными проявлениями опасных факторов пожара (взрывы технологического оборудования, загазованность территории взрывоопасным природным газом, задымление, внеплановое прекращение выработки электроэнергии и др.). В связи с этим, в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», требованиями ГОСТ 12.1.004-91 проектной документацией предусмотрена система обеспечения пожарной безопасности.

Система обеспечения пожарной безопасности объекта защиты включает в себя систему предотвращения пожара, систему противопожарной защиты, комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

Предотвращение образования горючей среды обеспечивается одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

максимально возможным применением негорючих и трудногорючих веществ и материалов;

ограничением массы горючих веществ и материалов, располагающихся компактно, размещением их наиболее безопасным способом;

изоляцией горючей среды (выделение пожарных отсеков и др.);

установкой пожароопасного оборудования в изолированных помещениях (пожарных отсеках) или на открытых площадках;

применением устройств защиты производственного оборудования с горючими веществами от повреждений и аварий;

установкой отсекающих, отключающих и др. устройств (в том числе на воздуховодах системы вентиляции).

Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

применением машин и оборудования, при эксплуатации которого не образуются источники зажигания;

применением электрооборудования, которое соответствует по исполнению условиям применения во пожаровзрывоопасных зонах по ПУЭ;

применением быстродействующих средств защитного отключения возможных источников зажигания;

соблюдение требований электростатической безопасности;

устройство молниезащиты;

применением неискрящего инструмента при работе с горючим газом, легковоспламеняющимися жидкостями и взрывоопасными пылями;

ликвидацией условий для теплового, химического и (или) микробиологического самовозгорания обращающихся горючих веществ.

Ограничение массы горючих веществ и материалов, а также наиболее безопасный способ их размещения достигаются одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

уменьшением массы и (или) объема горючих веществ и материалов, находящихся одновременно в помещениях;

максимально возможной заменой горючих жидкостей в оборудовании на негорючие или с пониженными показателями горючести;

периодической очисткой внутренней территории, помещений и оборудования от горючих отходов, пыли;

удалением пожароопасных отходов с мест проведения строительных работ.

Защита людей и имущества от воздействия опасных факторов пожара и (или) ограничение последствий их воздействия обеспечиваются следующими способами:

применение объемно-планировочных решений и средств, обеспечивающих ограничение распространения пожара за пределы очага;

устройство эвакуационных путей, удовлетворяющих требованиям безопасной эвакуации людей при пожаре;

устройство систем обнаружения пожара (установок и систем пожарной сигнализации), оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре;

применение систем коллективной защиты (в том числе противодым- ной) и средств индивидуальной защиты людей от воздействия опасных факторов пожара;

применение основных строительных конструкций с пределами огнестойкости и классами пожарной опасности, соответствующими требуемым степени огнестойкости и классу конструктивной пожарной опасности зданий, сооружений и строений, а также с ограничением пожарной опасности поверхностных слоев (отделок, облицовок и средств огнезащиты) строительных конструкций на путях эвакуации;

применение огнезащитных составов (в том числе антипиренов и огнезащитных красок) и строительных материалов (облицовок) для повышения пределов огнестойкости строительных конструкций;

устройство аварийного слива пожароопасных жидкостей и аварийного стравливания горючих газов из аппаратуры;

устройство на технологическом оборудовании систем противовзрыв-ной защиты;

применение первичных средств пожаротушения;

применение автоматических установок пожаротушения.

Организационно-технические мероприятия по обеспечению пожарной безопасности КТЦ включают в себя:

организацию пожарной охраны;

организацию технического обслуживания, планово-предупредительного ремонта и утилизации пожарной техники и инженерных систем противопожарного назначения;

паспортизацию веществ, материалов, оборудования, и технологических процессов, зданий и сооружений объекта в части обеспечения пожарной безопасности;

разработку основной документации по пожарной безопасности в соответствии с РД 153-34.0-03.301-00.

8.12 Охрана окружающей среды от вредных выбросов ГРЭС

Одной из актуальных проблем на современном этапе является проблема охраны окружающей среды и рационального природопользования. В течение последнего ряда лет предприняты попытки снижения вредных выбросов и на Костромской ГРЭС. Снижение вредных выбросов достигается за счёт увеличения доли сжигаемого газа. Мазут используется в качестве резервного топлива и при растопке. Уменьшение выбросов в водный бассейн достигается за счёт использования очистных сооружений. На КГРЭС применяется пять способов очистки промышленных вод.

К первому способу относится очистки замасленных вод. Дренажные воды из главного корпуса по двум трубопроводам подаются в распределительную камеру, откуда поступает в два приёмных резервуара. Затем вода поступает в распределительную камеру мазутоловушек, откуда в мазутоловушку. Там мазут отгоняется в щелевые трубы и направляется на сжигание, а осадок транспортёром сгоняется в приёмок и эжектором удаляется в станцию осадка. Вода поступает в сборный резервуар, откуда насосами замазученных вод прокачивается через фильтры первой и второй ступени, загруженные сульфоуглём. Очищенная вода затем через регулирующий клапан подаётся на повторное использование на всас насосов сырой воды.

К второму - очистки шламовых вод осветлителей ХВО. Вода прокачивается с ХВО в бак регенеративных вод для повторного использования, откуда вода после очистки откачивается в р. Шачу.

К третьему - очистки вод после сплошных кислотных промывок. Первые воды с кислотных промывок поступают в бассейн - нейтрализатор, а оттуда - на всас мазутных насосов на сжигание. Хвостовые воды подаются в шламонакопитель, а оттуда - в распределительную камеру схемы замасленных вод.

К четвёртому - схема очистки вод с баком нейтрализации ХВО. Вода после отстоя сливается в р. Шача.

К пятому - очистки вод после отмывки РВП. Вода по трубопроводам подаётся в баки - нейтрализаторы на рециркуляцию в течение 1,5-2 часов. В баки - нейтрализаторы подаётся известковое молоко или щёлочь для нейтрализации. После отстоя шлама в течение суток осветлённую воду откачивают в бак щелочных вод, откуда вода откачивается по мере надобности на повторное использование. Шлам откачивается в бак шламовых вод, а в случае необходимости - на карту шламоотвала. После перемешивания в БШВ шлам откачивают на пресс-фильтр, где полученный сухой остаток ссыпается в мешки.

9.13. 3аключение

В разделе «Безопасность и экологичность» произведено выявление и анализ вредных и опасных факторов в КТЦ, рассмотрены меры для обеспечения допустимых условий труда:

защиты турбоагрегата;

меры по предотвращению отравлений при работе с маслом системы регулирования и смазки турбины;

микроклимат;

освещение;

производственный шум и вибрация и мероприятия по борьбе с ними;

определение плотности потока тепловой энергии;

электробезопасность;

молниезащита;

защита от термических ожогов;

пожаровзрывобезопасность;

охрана окружающей среды от вредных выбросов ГРЭС.

Спроектировано освещение на блочном щите управления.



9. ОЦЕНКА И ПРОГОНОЗИРОВАНИЕ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ИЗ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС

9.1 Постановка задачи

Продукты сгорания органических топлив, выбрасываемые тепловыми электрическими станциями в атмосферу, содержат различные вредные токсичные вещества. Мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу от ТЭС и снижению их негативного влияния на окружающую среду делятся на несколько групп:

предварительная подготовка топлива;

подавление и сокращение образования вредных компонентов в процессе горения;

очистка дымовых газов;

рассеивание дымовых газов от ТЭС в атмосфере через дымовые трубы.

Применяемые в настоящее время методы борьбы с образованием и выбросами вредных веществ в большинстве случаев не позволяют снизить их концентрации до уровней, безопасных для человека и живой природы. Поэтому рассеивание в атмосфере уходящих газов ТЭС является важным элементом в общей системе мер по снижению концентрации вредных веществ на уровне дыхания людей.

Время пребывания частиц летучей золы в атмосфере и, следовательно, их распространение по земной поверхности зависят как от их величины и плотности, так и от скорости распространения ветров, а также от того, на какую высоту частицы были подняты первоначально. При этом крупные частицы обычно оседают в течение нескольких часов или суток, тем не менее они могут переноситься на сотни километров, если вначале оказались на достаточной высоте (горячие выбросы). Пыль частично остается сухой, частично прибивается к земле с дождями.

Те частицы, которые по своему поведению сходны с частицами газов, в значительно меньшей степени подвержены действию атмосферных осадков, время их пребывания в нижних слоях атмосферы составляет 10-20 суток.

Распространение газов в основном определяется их растворимостью в воде и способностью к химическому воздействию с компонентами атмосферы. Их наличие в атмосфере зависит от того, ограничивается ли перенос стокилометровой зоной или же распространение принимает глобальный характер. Среди газов, имеющих тенденцию к глобальному распространению, можно назвать CO2, в то время как SO2 и NO2 подобно пыли в тропосфере сохраняются в атмосфере от нескольких дней до нескольких недель.

Значения приземных концентраций можно определить расчетным путем и непосредственными измерениями. Определение концентраций путем измерений возможно только для действующих ТЭС. При проектировании новых электростанций или реконструкции и расширении действующих для оценки загрязнения приземного слоя воздуха используют различные расчетные методы.

Определение концентраций вредных веществ на уровне дыхания позволяет правильно разместить санитарно-защитные зоны, жилые поселки, зоны отдыха и другие объекты.

Максимальный выброс каждого загрязняющего вещества из дымовой трубы и в целом по ТЭС определяется при наибольшей среднечасовой нагрузке исходя из фактического режима работы отдельных котлов в период максимума суммарной нагрузки соответственно котлов, подключенных к трубе, и ТЭС.

Выбросы из дымовой трубы оксидов азота, оксида углерода, золы твердого топлива определяются по данным инструментальных измерений концентраций загрязняющих веществ в дымовых газах, проводимых на данной ТЭС в ходе планового контроля и плановых испытаний оборудования. Для однотипного оборудования в аналогичных условиях эксплуатации допускается использование данных измерений по одному котлу и одной золоулавливающей установке.

Основным методом оценки степени загрязнения атмосферного воздуха выбросами ТЭС является сопоставление создаваемой ею максимальной приземной концентрации веществ в зоне жилой застройки и допустимого вклада ТЭС в загрязнение воздушного бассейна.

При этом допустимый вклад относится к будущей ТЭС в совокупности с остающимися в эксплуатации предприятиями электроэнергетики из числа учтенных в исходном периоде.

Промышленные дымовые трубы служат как для создания естественной тяги, так и для отвода дымовых газов в верхние слои атмосферы и рассеивания их до допустимых концентраций.