Расширение и модернизация ТЭЦ-ЭВС-2 на ПАО "Северсталь" за счет установки ПГУ сбросного типа

Уточняем энтальпию воздуха на выходе из компрессора:

h_b = 1,0322·436,26-25,08 = 425,28 кДж/кг.

2.1.3 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

1. Определяем коэффициент избытка воздуха в камере сгорания.

Для этого составим уравнение теплового баланса камеры сгорания:

где G_к массовый расход воздуха на входе в камеру сгорания; h_b - энтальпия воздуха за компрессором или при входе в камеру сгорания; В - расход топлива (массовый), подаваемого в камеру сгорания насосом (жидкое) или газовым компрессором (газообразное); К_т - теплота сгорания топлива, т.е. количество теплоты, выделяющееся при полном сгорания 1 кг топлива; _к.с - КПД камеры сгорания; h_тп - энтальпия топлива; G_т - расход газов, покидающих камеру сгорания; h_c - энтальпия продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания.

Между расходами G_к, В и G_т существуют соотношения:

где L₀ - количество воздуха, минимально необходимое для полного сжигания 1 кг топлива, кг/кг; - коэффициент избытка воздуха, т.е. отношение действительного количества воздуха, подаваемого в камеру сгорания для сжигания 1 кг топлива, к минимально необходимому его количеству.

Продукты сгорания топлива, выходящие из камеры сгорания, можно рассматривать как смесь «чистых» продуктов сгорания, получаемых в результате сжигания топлива без избытка воздуха, и добавочного воздуха. В результате сжигания 1 кг топлива получается 1 + L₀ чистых продуктов сгорания, кг/кг, и (1) L₀ добавочного воздуха.

Энтальпию смеси газов на выходе из камеры сгорания h_c при температуре Т_с = t_c + 273,15 С представим в виде:

где h_п.с и h_в - энтальпии чистых продуктов сгорания и воздуха при температуре T_с.

Подставив выражения (2.12) и (2.13) в (2.11), можно выразить коэффициент :

Энтальпию воздуха h_в в (2.14) определяем по выражению:

где температура газов перед турбиной t_c задана в исходных данных; среднюю теплоемкость воздуха при температуре t_c;

h_в = 1,1125·1523,15-25,08 = 1365,55 кДж\кг

Энтальпия чистых продуктов сгорания h_п.с в (2.14), отсчитанная от энтальпии продуктов сгорания при 25 С, равна:

где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температурах t_c и 25 С.

h_п.с = 1,2388·1250-26,77 = 1521,73 кДж/кг.

По формуле (2.14), приняв энтальпию топлива равной нулю (h_тп = 0), рассчитывается коэффициент избытка воздуха .

б =

По формуле (2.13) находим энтальпию газов перед турбиной h_c, кДж/кг.

h_c = кДж\кг

2.1.4 Определение параметров рабочего тела в газовой турбине

Определяем параметры процесса расширения газа турбине.

Отношение давлений газа в турбине

= 0,96·19,3=18,53

Параметр для газов, расширяющихся в турбине, принимаем предварительно равным m_г = 0,25.

Рассчитываем температуру газов на выходе из турбины при изоэнтропийном расширении:

где T_c = t_c + 273,15 = 1250+273,15 = 1523,15 К,

T'_d = 1523,15·18,53^-0,25 = 734,15 K.

Из определения изоэнтропийного КПД турбины:

выражаем действительную температуру газов на выходе из турбины:

T_d = 1523,15-0,89·(1523,15-734,15)=820,94 K.

Вычисляем энтальпию воздуха при температуре T_d:

где - средняя теплоемкость воздуха при температуре t_d = T_d 273,15 С;

h_в = 1,0439·547,8-25,08=546,76 кДж\кг.

Энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре T_d:

где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температуре t_d;

h_п.с = 1,1424·547,8-26,77=599,03 кДж/кг.

Определяем энтальпию газов на выходе из турбины:

h_d = кДж/кг.

Средняя теплоемкость газов в процессе расширения в турбине:

С_рг = кДж/(кг·К).

Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:

где _в = 28,97, _п.с = 28,66 - молекулярные массы воздуха и чистых продуктов сгорания.

q =

r_в =

Молекулярная масса продуктов сгорания:



м_г = 0,63·28,97+(1-0,63)·28,66 = 28,86

Газовая постоянная продуктов сгорания:

R_г = 8,314/28,86 = 0,288.

Уточняем значение параметра m_г:

m_г = 0,288/1,22 = 0,24

Уточняем температуру газа за турбиной:

T_d = K.

Эту температуру принимаем как окончательную и по ней находим:

где - средняя теплоемкость воздуха при температуре t_d = T_d 273,15 = 848,017-273,15 = 574,87 С.

h_в = 1,0439·(848,017-273,15)-25,08 = 575,02 кДж/кг.

Энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре T_d:



где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температуре t_d;

h_п.с = 1,1424·(848,017-273,15)-26,77=629,96 кДж/кг.

Уточняем значение h_d:

h_d = кДж/кг.

2.1.5 Расчет энергетических показателей ГТУ

Определяем работу расширения 1 кг газа в турбине:

Н_Т = 1422,95-595,21=827,74 кДж/кг.

Определяем работу, затраченную на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

Н_к = 445,89-(-10,03) = 435,26 кДж/кг.

Определяем работу ГТУ на валу агрегата:

Н_е = 827,74·0,99-0,98·435,26 = 392,07 кДж/кг,

где _м механический КПД турбины;

где _ут коэффициент утечек.

b = ,

Расход газа через турбину:

где N_э - электрическая мощность ГТУ, переведенная в кВт; _э.г. - КПД электрического генератора.

G_т = кг/с.

Расход воздуха, подаваемого компрессором:

G'_k = 0,98·115,94 = 113,84 кг/с.

Расход топлива:

В = кг/с.

Мощность газовой турбины:

N_т = 115,94·827,74 = 95963,55 кВт

Мощность, потребляемая компрессором:

N_k = 113,84·435,26 = 49549,37 кВт

Коэффициент полезной работы:

ц =

Коэффициент полезного действия ГТУ (электрический КПД ГТУ):

где К_т - теплота сгорания топлива, кДж/кг;

з_э = 1.

2.1.6 Расчет системы охлаждения

Температура газов перед газовой турбиной равна t_c = 1250 С. При существующих материалах, из которых изготавливаются лопатки первой ступени турбины, такая температура допустима лишь при наличии системы охлаждения элементов газовой турбины. Газовая турбина SGT-800 оснащена системой воздушного охлаждения. Схема простой ГТУ с воздушным охлаждением представлена на рис. 2.

Рисунок 2 - Схема простой ГТУ с воздушным охлаждением сопловых и рабочих лопаток.

Схема простой ГТУ с открытым воздушным охлаждением содержит линии подачи охлаждающего воздуха G_в1, G_в2 от компрессора к различным точкам проточной части турбины. Охлаждающий воздух отбирается из камер, расположенных за некоторыми ступенями компрессора, и подается на охлаждение сопловых и рабочих лопаток первых нескольких ступеней турбины. Например, поток с расходом G_в1 на рис. 5 подается на охлаждение сопловых и рабочих лопаток первой ступени турбины, поток с расходом G_в2 - на охлаждение второй ступени и т.д. Число мест отбора охлаждающего воздуха из компрессора зависит от начальной температуры газов и может быть равным 3-4. Каждый поток охлаждающего воздуха после охлаждения сопловых и рабочих лопаток сбрасывается в проточную часть газовой турбины, смешиваясь с основным потоком газов и расширяясь в смеси с ним до конечного давления за турбиной, совершая при этом полезную работу.

Принимаем допустимую температуру металла равной t_w = 950 С; число ступеней в газовой турбине - z = 3.

По приближенной формуле, основанной на многочисленных сравнительных расчетах и данных испытаний ГТУ определяют относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:

где g_в = (G_в1+ G_в2+…)/G_т; G_т - расход газов из камеры сгорания, кг/с; Т_w - наибольшая допустимая температура металла; Т_с - температура газов перед турбиной.

g_в = 0,02+0,32·10^-3·(1523,15-1223,15) = 0,116

Вычисляем температуру газов после первой ступени турбины по приближенной формуле:

где c_рг =1,22 средняя теплоемкость расширения в газовой турбине, кДж/(кгК); Н_т = 827,74 - работа расширения 1 кг газа в турбине, кДж/кг.

T''₂ = 1523,15-(К)

Удельная работа ГТУ с охлаждением газовой турбины определяется выражением:

Н_охл = 400,35·(1-0,66·0,116) = 396,78 кДж/кг

где Н - удельная работа ГТУ без охлаждения, кДж/кг:

Н = 827,74-0,98·435,26 = 400,35 кДж/кг,

где Н_к = 435,26 - работа сжатия 1 кг воздуха в компрессоре, кДж/кг; b - коэффициент, определенный по формуле (2.36).

г_Т =

где _н = 0,50,7 - опытный коэффициент, зависящий от конструктивных особенностей турбины; коэффициент полезной работы.

г_к-г_в =

где Т₁ = Т_b = 709,41 К температура воздуха, подаваемого на охлаждение первой ступени турбины, равная температуре воздуха на выходе из компрессора.

Получаем:

г = 0,314+0,345 = 0,66

Определяют механический КПД ГТУ:



где _м - механический КПД газовой турбины,

з'_м = 1-(1-0,99)/0,48 = 0,979.

Расход газов через газовую турбину, кг/c:

где N_э - электрическая мощность турбины, кВт; _э.г - КПД электрического генератора.

G_T =

Расход топлива на ГТУ с охлаждением, кг/с:

B_охл =

Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с:

G_{k =}

Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:

G'_k = 125,5·(0,98+0,116) = 137,81

Расход газов на выходе из турбины, кг/с:

G'_T = 125,5·(1+0,116) = 140,08

Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением:

з_э.охл = 0,381·(1-0,66·0,116) = 0,352.

2.2 Расчет полного сгорания топлива

Исходные данные:

Процентное содержание углерода С в топливе (природном газе) - 85 %

Процентное содержание водорода Н₂ в топливе (природном газе)- 15 %

Топливо, сжигаемое в котле - смесь доменного и коксового газов. Их процентное соотношение: доменный газ 74 %, коксовый 26 %.

Химический состав доменного газа по объему:

Н₂ = 7 %

СН₄ = 0

С₂Н₄ = 0

О₂ = 0

СО = 22 %

СО₂ = 21 %

N₂ = 48 %

H₂O = 2 %.

Химический состав коксового газа по объему:

Н₂ = 57 %

СН₄ = 25,5 %

С₂Н₄ = 2,5 %

О₂ = 0,7 %

СО = 7 %

СО₂ = 2,3 %

N₂ = 5 %

H₂O = 0 %.

Расчет полного сгорания топлива ведем по методике, взятой из учебника для вузов «Промышленные печи и газовое хозяйство заводов». Щукин А.А. Изд. 2-е, перераб. М., «Энергия», 1973.

1. Определяем объемный состав продуктов полного сгорания природного газа. Дымовые газы после ГТУ используются в качестве окислителя для сжигания топлива в парогенераторе.

Определим теоретический расход сухого кислорода (для природного газа):

V⁰₀₂ = 0,01·(1,867·85+5,56·15) = 2,42 м³/м³

Теоретический расход сухого окислителя:

О_2ок - объемное содержание кислорода в окислителе, % (для атмосферного воздуха 21%);

V^o_ok = 100·2,42/21 = 11,53 м³/м³

Расход сухого окислителя при :



V_ok = 2,84·11,53 = 32,74 м³/м³

Выход сухих трехатомных газов:

V_RO2 = 0,01·(1,866·85) = 1,586 м³/м³

Теоретический выход азота:

N_2ок - объемное содержание азота в окислителе, % (для атмосферного воздуха 79 %).

V^o_N = 0,008·(0,01·79·11,53) = 0,073 м³/м³.

Теоретический выход водяных паров:

G_ф - удельный расход водяного пара на распыливание жидкого топлива, кг/ кг (от 0,03 до 0,1 кг/кг в зависимости от типа форсунки);

d_ок - влагосодержание окислителя, г/м³, (для атмосферного воздуха может быть принята равной 0,13 г/м³).

V^o_H2O = 0,111·15+0,00124·0,13·11,53 = 1,67 м³/м³.

Выход продуктов полного сгорания при б >1:

Получаем:

V_H2O = 1,67+0,00124·0,13·(2,84-1)·11,53 = 1,67 м³/м³,

V_г = 1,59+0,073+1,67+(2,84-1)·11,53 = 24,54 м³/м³.

Объемный состав продуктов полного сгорания:

RO₂ = 100·1,59/24,54 = 6,46 %.

N₂ = 100·(0,073+0,01·(2,84-1)·11,53·79)/24,54 = 68,58 %.

O₂ = (2,84-1)·11,53·21/24,54 = 18,15 %

H₂O = 100·1,67/24,54 = 6,81 %

Плотность продуктов сгорания при нормальных условиях:

с_г = 0,01·(1,96·6,46+1,25·68,58+1,43·18,15+0,804·6,81+0,09·15) = 1,31 кг/м³.

2. Определяем объемный состав продуктов полного сгорания коксодоменного газа, сжигаемого в топке парогенератора.

Для начала определим химический состав коксодоменного газа по объему.

Доля доменного газа в КДГ по объему - 74 %: х = 0,74

Доля коксового газа в КДГ по объему - 26 %: 1 х = 0,26.

Объемная доля i-го компонента в КДГ:

Х_i = х (Х_i)_ДГ + (1 х) (Х_i), _КГ,

где (Х_i)_ДГ - объемная доля i-го компонента в доменного газе (ДГ);

где (Х_i)_КГ - объемная доля i-го компонента в коксовом газе (ДГ).

Получаем по формуле (2.70) химический состав коксодоменного газа по объему.

Н₂ = 0,747 + 0,2657 = 20 %

СН₄ = 0,740 + 0,2625,5 = 6,63 %

С₂Н₄ = 0,740 + 0,262,5 = 0,65 %

О₂ = 0,740 + 0,260,7 = 0,182 %

СО = 0,7422 + 0,267 = 18,1 %

СО₂ = 0,7421 + 0,262,3 = 16,138 %

N₂ = 0,7448 + 0,265 = 36,82 %

H₂O = 0,742 + 0,260 = 1,48 %.

Теоретический расход сухого кислорода в коксодоменном газе:

V^o_O2 = 0,01·(0,5·(18,1+20)+(1+1)·6,63+(2+1)·0.65+0,182) = 0,344 м³/м³.

Теоретический расход сухого окислителя:

О_2ок - объемное содержание кислорода в окислителе, %.

V^o_ok = 100·0,344/18,15 = 1,89 м³/м³.

Расход сухого окислителя при :



V_ok = 1,04·1,89 = 1,97 м³/м³.

Выход сухих трехатомных газов:

V_RO2 = 0,01·(16,138+18,1+6,63+2·0,65) = 0,42 м³/м³.

Теоретический выход азота:

V^o_N2 = 0,01·(36,82+68,58·1,89) = 1,67 м³/м³.

Теоретический выход водяных паров:

V^o_H2O = 0,01·(20+0,5·(4·6,63+4·0,65))+0,00124·(0,27+0,13·1,89) = 0,346 м³/м³.

Выход продуктов полного сгорания при :

V_H2O = 0,346+0,00124·0,13·(1,04-1)·1,89 = 0,346 м³/м³,

V_г = 0,42+1,67+0,346+(1,04-1)·1,89 = 2,51 м³/м³.

Объемный состав продуктов полного сгорания:



RO₂ = 100·0,42/2,51 = 16,78 %

N₂ = 100·(1,67+0,01·(1,04-1)·1,89·68,58)/2,51 = 68,497 %

O₂ = (1,04-1)·1,89·18,15/2,51 = 0,55 %

H₂O = 100·0,35/2,51 = 13,78 %

Плотность продуктов сгорания при нормальных условиях:

с_г = 0,01·(1,96·16,78+1,25·68,49+1,43·0,55+0,804·13,78+1,25·18,1+0,09·20+0,72·6,63) = 1,59 кг/м³.

3. Определим низшую теплоту сгорания коксодоменного газа.

Для газообразного топлива низшая теплота сгорания Q^p_н, кДж/кг находится по формуле:

Q^p_н = 126·СО^р+108·Н^р₂+358·СН^р₄+590·С₂Н₄^р+638·С₂Н₆^р+913·С₃Н₈^р+1187·С₄Н₁₀^р+1461·С₅

Н₁₂^р+232·Н₂S^p

Получаем низшую теплоту сгорания для коксодоменного газа:

Q^p_н = 126·18,1+108·20+358·6,63+590·0,65 кДж/кг.

2.3 Расчет тепловой схемы ПГУ-С (сбросного типа)

На рисунке 3 показана схема (упрощенная) паротурбинной ТЭЦ промышленного типа.

Рисунок 3- Схема паротурбинной промышленной ТЭЦ.

На рисунке 4 показана схема парогазовой установки (ПГУ) сбросного типа.

Рисунок 4 - Схема ПГУ сбросного типа.

На ТЭЦ (рис. 6) в топке парогенератора сжигается газообразное топливо с расходом В₀, м³/с, с низшей расчетной теплотой сгорания = 7197,64, кДж/м³. За счет теплоты горения этого топлива в парогенераторе из питательной воды с энтальпией h_пв, кДж/кг, вырабатывается пар в количестве D_пг = 138,89, кг/с, с энтальпией h_пг = 3521 кДж/кг (при давлении 13 МПа и температуре 565 С). Энтальпия h_пв определяется по температуре питательной воды t_пв = 230 C, т.е. h_пв = 990,2 кДж/кг.

Тепловая нагрузка парогенератора (если пренебречь расходом теплоты на нагрев продувочной воды) определяется выражением:

Q_пг = 138,89· (3521-990,2) = 351502,812 кВт

Расход теплоты топлива определяется выражением:

Q_c = 351502,802/0,9 = 390558,68 кВт

где _пг к.п.д. парогенератора (_пг 0,9).

Расход топлива на ТЭЦ определяется выражением:

В₀ = 390558,68/7197,64 = 54,26 м³/с

В результате технологического процесса на ТЭЦ в электрическом генераторе ЭГ вырабатывается электрическая мощность W_э = 110 000 кВт, и из отбора турбины тепловому потребителю отпускается пар в количестве D_т, кг/с. На группу подогревателей высокого давления (ПВД) из верхних регенеративных отборов отбирается пар с расходом D_в, кг/с, со средней энтальпией h_в, кДж/кг. Для турбин типа ПТ с начальным давлением свежего пара р₀ = 13 МПа энтальпию h_в можно принять равной h_в = 3083 кДж/кг (соответствует давлению 2,15 МПа во втором регенеративном отборе). Средняя энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД равна h_в = 905,2 кДж/кг (равна энтальпии конденсата пара давлением 2,15 МПа). В деаэраторе питательной воды поддерживается давление 0,6 МПа, таким образом, насыщенная вода с расходом, равным D_пв, выходит из деаэратора при температуре 158,8 С, с энтальпией h_дв = 670,6 кДж/кг. На деаэрацию отбирается пар из отбора с расходом D_д. На группу подогревателей низкого давления (ПНД) из нижних регенеративных отборов отбирается пар с расходом D_н, кг/с, со средней энтальпией h_н.

Расход греющего пара на ПВД можно определить из теплового баланса:

где D_пв D_пг - расход питательной воды, кг/с.

Из последнего выражения получается:

D_в = кг/с

На ПГУ (рис. 7) в газотурбинной установке (ГТУ) в камере сгорания сжигается топливо с расходом B₁ = 2,88 кг/с, с теплотой сгорания К_т = 44 300 кДж/кг, в результате чего в генераторе ЭГ1 вырабатывается электрическая мощность N_э = 45 000 кВт. Отработавшие газы с расходом G_т = 140,08 кг/с, и с энтальпией h_d = 595,22 кДж/кг, направляются в топку парогенератора, тем самым вносят туда теплоту в количестве (G_т h_d) кВт. Если принять, что паровая нагрузка парогенератора Q_пг не изменяется, то теплота Q_с, вносимая в топку с топливом и с газами от ГТУ, также не изменяется:

откуда выражаем расход топлива в топке парогенератора, куда сбрасываются газы после ГТУ:

B₂ = м³/с.

Поскольку горячие газы после ГТУ используются в качестве окислителя для сжигания топлива в парогенераторе, то воздухоподогреватель в таком парогенераторе исключается, и, чтобы снизить температуру дымовых газов, уходящих из котла, убираются подогреватели высокого давления (ПВД), и увеличивается поверхность экономайзера в котле, чтобы нагреть питательную воду от температуры на выходе из деаэратора (158,8 С). Таким образом, в схеме на рис. 4 питательная вода парогенератора имеет более низкую энтальпию h_дв = 670,6 кДж/кг.

Высвобожденный пар верхних регенеративных отборов с расходом D_в, кг/с, расширяется в паровой турбине до конечного давления в конденсаторе, совершая дополнительную работу. Дополнительная электрическая мощность, вырабатываемая высвобожденным паром в электрическом генераторе ЭГ2, определяется по выражению:



ДW_э = 20,81·(3038-2225)·0,98 = 16582,28 кВт,

где _эм 0,98 - электромеханический к.п.д. турбоустановки; h_к 2225 кДж/кг - энтальпия отработавшего пара, идущего в конденсатор турбины (соответствует давлению и температуре свежего пара 13 МПа, 560 С, давлению в конденсаторе р_к = 4 кПа, и внутреннему относительному к.п.д. турбины _оi = 0,85.

Таким образом, в схеме на рис. 2 суммарная электрическая мощность составит:

УW_э = 45000+110000+16582,28 = 171 582,3 кВт,

т.е. дополнительная выработка электроэнергии по сравнению со схемой на рис. 3 составит , т.е. 61 582,28 кВт.

3. Организационно-экономический раздел

В дипломном проекте рассматривается проект расширения и модернизации ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» на основе парогазовых технологий. В настоящее время на ТЭЦ установлены 2 турбоагрегата, суммарной номинальной электрической мощностью 160 МВт. В данном проекте предусмотрена установка парогазовой установки (ПГУ) сбросного типа, в результате чего вырабатываемая электрическая мощность станции должна увеличится почти в два раза.

В данном разделе необходимо доказать экономическую эффективность установки этого оборудования. Для этого сравниваются технико-экономические показатели паротурбинной ТЭЦ промышленного типа с парогазовой установкой (ПГУ) сбросного типа.

3.1 Расчет технико-экономических показателей

3.1.1 Расчет капитальных вложений

Расчет капитальных вложений при проектировании нового оборудования может быть определен по формуле:

К_н.о. = Ц_н + Ц_п + З_т.з. + З_с + З_м,

Где Кн.о. - капитальное вложение в оборудование, руб.;

Цн - оптовая цена нового оборудования, изготовленного по проекту, руб.;

Цп - стоимость покупного оборудования, комплектующих узлов, руб.;

Зт.з. - транспортно-заготовочные затраты, руб., (5-7%);

Зм - затраты на монтаж, руб., (12-15%);

Зс - затраты на специальные строительные работы (фундамент, переходы и т.д.), руб., (21%).

Капитальные вложения Кн.о.,руб., включают в себя установку ГТУ, установку котла и паровой турбины.

Общая стоимость нового оборудования, устанавливаемого по проекту составляет:

Цн = 2 229 500 000 руб.

Дополнительные затраты определяем в долях от общих затрат на новое оборудование:

З_т.з = 0,06?Ц_н = 0,06•2 229 500 000 = 133 770 000 руб.

З_м = 0,13?Ц_н = 0,13•2 229 500 000 = 289 835 000 руб.

З_с = 0,21?Ц_н = 0,21•2 229 500 000 = 468 195 000 руб.

Общие капитальные вложения при проектировании нового оборудования:

К_н.о.= 2 229 500 000 + 133 770 000 + 289 835 000 + 468 195 000 =

3 121 300 000 руб.

3.1.2 Расчет расходов топлива на эксплуатацию оборудования

Расход топлива в ПГУ и на ТЭЦ следует выражать в условном топливе.

Суммарный часовой расход условного топлива на ПГУ равен:

,

где В₁ - расход топлива, сжигаемого в камере сгорания ГТУ, кг/с; К₁ - теплота сгорания топлива, кДж/кг; В₂ - расход топлива в топке парогенератора, кг/с; Q^р_н - низшая теплота сгорания топлива, сжигаемого в топке парогенератора, кДж/м³.

В_пгу = кг.у.т./ч.

Суммарный часовой расход условного топлива на ТЭЦ равен:

,

где В₀ - расход топлива на ТЭЦ, кг/с

В_тэц = кг.у.т./ч.

Перерасход топлива на ПГУ по сравнению с ТЭЦ:

(3.4)

ДВ = 53399б91-47970,36 = 5429,55 кг.у.т./ч

Дополнительная электроэнергия на ПГУ вырабатывается с удельным расходом условного топлива:

(3.5)

b_Дэ = кг.у.т./(кВт·ч).

Величина b_э должна быть намного меньше, в результате чего себестоимость дополнительно произведенной электроэнергии будет значительно меньше, чем покупной.

3.1.3 Расчет экономического эффекта

Рассчитаем экономический эффект от расширения ТЭЦ.

За год будет дополнительно выработано такое количество электроэнергии:

, (3.6)

где N_э - электрическая мощность, вырабатываемая электрическим генератором газовой турбины, кВт;

ДW_э - дополнительная электрическая мощность, вырабатываемая высвобожденным паром в электрическом генераторе паровой турбины.

ДЭ = 8760· (45 000+16582,82) = 539 460 771 кВт·ч.

Стоимость покупной электроэнергии для ОАО «Северсталь» составляет с_э = 2,2 руб/(кВтч), поэтому экономия денежных затрат на покупной электроэнергии составит:

,

ДЗ_э = 2,2·539 460 771 = 1 186 813 696 руб.

Перерасход условного топлива за год составит:

,

где ДВ - перерасход топлива на ПГУ по сравнению с ТЭЦ,

ДТ = 8760·5429,55 = 47 562 584 кг.у.т.

При стоимости условного топлива с_т = 2,5 руб/(кг.у.т) (что соответствует стоимости природного газа 3 руб/м³) перерасход денежных затрат на топливо составит:

,

ДЗ_т = 2,5·47 562 584 = 118 907 135 руб.

Экономия денежных затрат при производстве собственной электроэнергии составит:

ДЗ = ДЗ_э-ДЗ_т, руб,

ДЗ = 1 186 813 696 - 118 907 135 = 1 067 906 561 руб.

3.1.4 Расчет срока окупаемости и коэффициента экономической эффективности

Срок окупаемости (Т_ок) - минимальный временной интервал от начала осуществления проекта до момента времени, за пределами которого чистый дисконтированный доход (ЧДД) становится неотрицательным. Это период, измеряемый месяцами, кварталами или годами, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с осуществлением инвестиционного проекта, покрываются суммарными результатами.

Расчет срока окупаемости основан на расчете того количества лет, которое необходимо для полного возмещения инвестиций (капитальных вложений) на реконструкцию при сравнении с ежегодной экономией.

Срок окупаемости проекта:

Т_ок = К/ДЗ, год,

Т_ок = 3 121 300 000 /1 067 906 561 = 2,92 (года).

Так как срок окупаемости больше одного года, то нужно провести дисконтирование.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД или NPV) для постоянной нормы дисконта можно определить по формуле:

ЧДД = _н.о, руб,_.

где Т - расчетный период; Е - постоянная норма дисконта (Е = 15 %); t - номер шага расчета (t = 0, 1, 2, …Т).

ЧДД= руб.

Следовательно срок окупаемости проекта составит 3 года.

Коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, Е_Э, рассчитывается по формуле:

Е_э=1/ T_ок,

Е_э=1/ 2,92= 0,342

Полученные значения технико-экономических показателей представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Технико-экономические показатели

Наименование показателей	Ед. измерения	Значение
		До строительства	После строительства
Капитальные затраты	тыс.руб.	-	3 121 300
Годовая выработка электроэнергии	кВт·ч.	-	539 460 771
Экономия денежных затрат на покупной электрической энергии	тыс. руб.	-	1 186 813,696
Перерасход денежных затрат на топливо	тыс. руб.	-	118 907 135
Экономический эффект	тыс.руб.	-	1 067 906,561
Срок окупаемости капиталовложений	лет	-	2,92
Коэффициент экономической эффективности		-	0,342
Чистый дисконтированный доход (ЧДД)	тыс. руб.	-

4. Безопасность жизнедеятельности

Задача по улучшению условий труда и его безопасности является одной из приоритетных на данном этапе развития и становления производства в Российской Федерации. С развитием и совершенствованием техники и технологии актуальность данной задачи только растет. Преобразование химической энергии в тепловую и ее дальнейшее использование на ТЭЦ - процесс сложный, требующий специального оборудования и высококвалифицированного персонала. Эти процессы относятся к производству с повышенной опасностью, характеризующиеся сложностью подачи топлива к топкам котлоагрегатов, многуступенчатостью данной задачи, возможностью утечки топлива, его самовоспламенением и взрывом. Последствием нарушений технологического процесса могут быть разрушение оборудования, зданий, травма людей.

Безопасность жизнедеятельности в условиях производства неразрывно связана с понятием безопасности труда. Безопасность труда (охрана труда) - это система сохранения жизни и здоровья персонала, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Государственный надзор за охраной труда в РФ возложен на Федеральную инспекцию труда при Министерстве труда РФ, действующую в соответствии с положением Правительства РФ «О Федеральной инспекции труда».

Общественный контроль осуществляют профсоюзы или иные представительные органы. Действующее законодательство в области охраны труда обеспечивает экономическую заинтересованность работодателя в улучшении условий и охраны труда. Мероприятия по охране труда обеспечивают и экологический эффект, выраженный в снижении загрязнения воздушной среды, воды и почвы, а также в сохранении здоровья самого человека, являющегося главным объектом экологии.

4.1 Анализ условий труда

В процессе производства электрической энергии, пара и воды на ТЭЦ-ЭВС-2 происходят сложные химические и физико-химические превращения, характеризующиеся повышенной степенью опасности.

При работе персонала с тепловыми и электроустановками на него воздействуют разнообразные опасные и вредные производственные факторы.

В цехе в зоне работы эксплуатационного и ремонтного персонала опасными (ОПФ) и вредными (ВПФ) производственными факторами являются факторы, представленные в таблицах 4.1, 4.2.

Таблица 4.1 - Опасные производственные факторы.

№ п/п	Вид работ	ОПФ	Риск повреждения здоровья, обусловленный воздействием указанного ОПФ или ВПФ
1	2	3	4
1.	При выполнении всех видов работ	Повышенное напряжение в электрической цепи оборудования	Электрические ожоги различной степени тяжести
		Перемещаемые заготовки, готовые изделия, детали и другие грузы	Травмы головы, опорно-двигательного аппарата
		Повышенная температура поверхностей оборудования и материалов	Термические ожоги различной степени тяжести
		Опасность возникновения пожаров и взрывов	Термические ожоги различной степени тяжести Возгорание одежды и волос при насыщении
		Движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования	Травмы рук, ног, головы, тела
		Возможность утечки природного,	Возгорание одежды и волос при насыщении, отравление,
		доменного, коксового газа	удушье, смерть
		Продукты разделения воздуха - кислород	Возгорание одежды и волос при насыщении
		Горячая вода высокого давления	Термические ожоги различной степени тяжести

Таблица 4.2 - Вредные производственные факторы

№ п/п	Вид работ	ВПФ	Риск повреждения здоровья, обусловленный воздействием указанного ВПФ
1.	При выполнении всех видов работ	Повышенный уровень шума (от 81 до 99 дБ)	Оказывает воздействие на органы слуха и нервную систему, способствует нарушению обмена веществ, возникновению сердечно-сосудистых заболеваний, вызывает нарушение нормальной функции желудка. Развитие профессионального заболевания
		Производственная вибрация	Расстройство центральной нервной системы, органов чувств и опорно- двигательной системы. При постоянном воздействии может привести к профессиональному заболеванию - вибрационной болезни
		Пониженная влажность (до 40 %)	Снижение сопротивляемости слизистой оболочке верхних дыхательных путей болезнетворным микробам
		Высокая температура воздуха рабочей зоны	Быстрое утомление, ослабление организма, тепловые удары, гипертония, обезвоживание организма,
			мигрень, способствует катаракте
		Недостаточное освещение	Оказывает воздействия на органы зрения, а также к травмам при плохом освещении
		Загазованность помещения дымовыми газами	Оказывает воздействие на органы дыхания, слизистую

Действие данных опасных и вредных производственных факторов может привести к травмам и заболеваниям.

4.2 Меры по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

С целью снижения уровня воздействия на работающий персонал опасных и вредных производственных факторов следует проводить организационные, технологические, технические, санитарно-гигиенические мероприятия и применять средства индивидуальной защиты (СИЗ).

К организационным мероприятиям следует отнести: предварительные и периодические медицинские осмотры, учет и регистрацию профессиональных заболеваний и отравлений, предоставление дополнительных отпусков.

Техническими мероприятиями по обеспечению безопасных и здоровых условий труда являются: улучшение микроклимата производственных помещений в соответствии с нормативными требованиями (в соответствии с ГОСТ 12.1.005.88 «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» комфортными значениями являются: температура воздуха в помещении 20-23 С, влажность воздуха 40-60%, скорость движения воздуха для легкой работы 0,2-0,4 м/с). Поэтому производственные помещения оснащаются системами отопления, вентиляции (общеообменной и вытяжной аварийной) и освещения (рабочее, ремонтное и аварийное). Оборудование герметизировано.

Основными средствами защиты при движущихся и вращающихся частей механического оборудования являются устройства ограждения (дверцы, барьеры, экрана), дистанционного управления, защитные кожухи. Также на них размещены знаки безопасности и они оборудованы звуковыми сигналами.

В качестве защиты от теплового излучения для персонала предусмотрен щит управления. Все тепловыделяющее оборудование и трубопроводы находится в изоляции. В целях профилактики тепловых травм температура нагретых поверхностей оборудования, изоляции, ограждений в местах работы персонала не должна превышать 45 С, но в некоторых местах она может и превышать это значение.

С целью уменьшения уровня шума в помещениях оборудование (источники шума) помещено в шумозащитные кожухи, постоянно должна производится центровка и балансировка механизмов, зазоры в узлах сведены к минимуму. При кратковременном пребывании в очень шумном помещении следует применять беруши.

Вибрирующие агрегаты с целью уменьшения вибрации поставлены на отдельный фундамент. Также применяется виброизоляция (т.е. установка других (поглощающих) элементов между вибрирующей машиной и основанием). Для индивидуальной защиты персоналу выдается обувь на полиуретановой подошве, виброгасящие перчатки. В системах вентиляции предусматриваются шумоглушители, звукоизолирующие вставки, плавающие полы, отделенные от основания и ограждающих стен упругими прокладками.

Токоведущие части электрооборудования, находящиеся под напряжением, корпуса электрооборудования оборудованы защитными ограждениями, устройствами автоматического контроля и сигнализации, устройством защитного заземления и зануления, устройствами автоматического отключения и дистанционным управлением.

Оборудование оснащено в соответствии с действующими нормами и правилами необходимыми технологическими защитами, включая звуковую и световую сигнализацию при отклонении параметров от нормы.

Расположение оборудования выполнено с учетом свободного доступа к нему.

Трубопроводы, вводимые в эксплуатацию, окрашены в соответствии с ГОСТ 12.4.026-2001 «ССБТ. Цвета и сигнальные и знаки безопасности»: пар перегретый - красный; воздух - синий; вода - зеленый; техническая вода - черный.

Транзитные воздуховоды изолируются негорючими минеральными матами с обмоткой из стеклоткани. Вытяжное вентиляционное оборудование помещения аккумуляторных батарей проектируется во взрывозащищенном исполнении. Все металлоизделия этой системы заземляются.

Работнику ТЭЦ-ЭВС-2 бесплатно должны выдаваться средства индивидуальной защиты (СИЗ) по установленным нормам (таблица 4.3).

Таблица 4.3 - Средства индивидуальной защиты

№ п/п	Наименование	Срок носки
1.	Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ 25575-87)	12 месяцев
2.	Ботинки кожаные на полиуретановой подошве (ГОСТ 12.4.131-83)	12 месяцев
3.	Куртка на утепленной подкладке (ГОСТ 29335-82)	24 месяца
4.	Каска защитная (ГОСТ 12.4.051-87)	До износа
5.	Рукавицы комбинированные (ГОСТ 12.4.010-75)	1 месяц
6.	Антифоны (беруши) (ГОСТ Р12.4.209-99)	До износа
7.	Наушники (ГОСТ 12.4.051-87)	До износа
8.	Сапоги резиновые (ГОСТ 5375-79)	24 месяца
9.	Респиратор «Лепесток» (ГОСТ 12.4.191-99)	До износа
10.	Перчатки резиновые «КЩС» (ГОСТ 20010-93)	До износа
11.	Очки защитные	До износа
12.	Защитный экран	До износа

Средства индивидуальной защиты выдаются под роспись в журнале выдачи защитных средств. Работник обязан правильно применять и поддерживать средства индивидуальной защиты (далее СИЗ) в исправном состоянии, следить за их состоянием, своевременно заменять их или сдавать в ремонт. Изношенные до планового срока СИЗ, не подлежащие ремонту, списываются по акту в установленном порядке.

На ТЭЦ-ЭВС-2 установлены следующие режимы труда и отдыха: время начала и окончания ежедневной работы (смены), перерыва, определяется правилами внутреннего трудового распорядка и графиками сменности.

В течение рабочего дня работнику предоставляются перерывы для приема пищи.

Для нового персонала предусматриваются санитарные и бытовые помещения.

4.3 Расчет шумовой характеристики

Шум на производстве наносит большой ущерб, вредно действуя на организм человека и снижая производительность труда. Утомление рабочих и операторов из-за сильного шума увеличивает число ошибок при работе, способствует возникновению травм. Снижение шума на пути его распространения от источника достигается согласно СниП П-12-77-“Защита от шума”, за счет акустической обработки помещения источника шума в звукоизолирующих ограждений; помещения источника шума в звукоизолирующий кожух, устройств звукозащитных кабин, применения акустических экранов и глушителей шума.

Таким образом, для обеспечения безопасных условий труда необходимо предусмотреть мероприятия по снижению уровня шума. Одним из решений данной проблемы может быть установка перегородки, снижающей уровень шума. Произведем расчет уровня шума в изолированной помещении.

Исходные данные, необходимые при расчете представлены в таблице 4. Таблица 4.4 - Исходные данные

L, дБ	Lн, дБ	B, м2	А, м	Н, м
80	60	5	4,5	3,5

где L - фактический уровень шума в помещении, дБ; L_н - нормативный уровень шума, дБ; В - постоянная помещения смежного с шумным; А - длина перегородки, м; Н - высота потолков, м.

Требуемое снижение уровня шума, дБ, определяем по формуле:

L=L-Lн, дБ,

L = 80-60 = 20 дБ.

Для обеспечения требуемого снижения уровня шума изолируем щит управления установки для испытания двигателя, с помощью перегородки.

Необходимую звукоизолирующую способность ограждения (перегородки) определяем по выражению:

Rтр= L- 10 lg(B)+10 lg(Sогр),

где В - постоянная помещения, смежного с шумным, м2; Sогр - площадь ограждающей перегородки, м².

Площадь ограждения, м2, определяем по формуле:

Sогр = A·Н, м²,

где A-длина перегородки, м,; H-высота потолков, м. Sогр = 4,5·3,5 = 15,75 м²

Подставляем значения в формулу (4.2), получим, дБ: Rтр = 20 - 10 lg3,5+10 lg15,75 = 42, 13 дБ.

По справочнику проектировщика в качестве материала перегородки принимаем железобетон плотностью 240 кг/м3, для которого Rогр=35 дБ. Уровень шума в изолируемом помещении составит, дБ:

Lиз = L-Rогр-10 lg(B)+10 lg(Sогр), дБ,

Lиз = 80-35-10lg3,5+10 lg15,75 = 67,13 дБ.

Полученное значение отвечает требованиям СНиП П-12-77 “Защита от шума”. Применяемая перегородка обеспечивает снижения уровня шума на ТЭЦ-ЭВС-2 до нормативного значения.

4.4 Меры по обеспечению устойчивости объекта работы в условиях ЧС

ТЭЦ-ЭВС-2 является пожароопасным и взрывоопасным объектом. Горение и взрыв могут возникнуть либо вынужденно от искры, либо в результате самовоспламенения горючей смеси. Причинами возникновения пожара могут быть недопустимый нагрев и искрения в контактах машин, аппаратов, проводов при прохождении точки замыкания или токов перегрузки сети. Источниками пожара или взрыва в турбинном цехе являются самовоспламеняющиеся смеси утечек горючих газов, пыли, масла. Представляют опасность все горячие поверхности турбоустановок, трубопроводов и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив фланцевых соединений. Опасны участки внешних маслопроводов высокого давления, неплотно закрытые отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины.

Мероприятия по обеспечению устойчивости работы объекта прежде всего должны быть направлены на защиту рабочих и служащих от последствий ЧС; они тесно связаны с мероприятиями по подготовке и проведению спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ в очагах поражения, так как без людских резервов и успешной ликвидации последствий ЧС в очагах поражения проводить мероприятия по обеспечению устойчивой работы объектов практически невозможно. Каждое производственное помещение, где имеются горючие вещества и топливо, имеет устройство противопожарного назначения, К таким устройствам относятся противопожарные преграды, устройство защитных зон, обваловок и водяных завес. В каждом помещении предусмотрено не менее двух эвакуационных выходов на расстоянии 30--100 м от рабочего места.

Основными профилактическими мероприятиями, направленными на предупреждение пожаров, является строгое соблюдение правил хранения и обращения с горючими и смазочными материалами. Не разрешается хранение горючих материалов в открытой таре в производственных помещениях, лестничных клетках и свободных площадках. К масляной системе предъявляются особые требования пожаробезопасности. Для обеспечения прочности маслопроводы сваривают только дипломированные сварщики дуговой сваркой, а не газовой. Качество сварных швов тщательно контролируется просвечиванием гамма-лучами. Масляную систему и баки очищают от шлама и загрязнений паром под давлением четыре-шесть кгс/см². Масляные баки разрешается ремонтировать только после их очистки. При этом должны соблюдаться правила техники безопасности при работе в резервуарах.

Обслуживающий персонал обязан вести постоянное наблюдение за исправностью и техническим состоянием оборудования, содержанием в чистоте всего помещения, наличием свободных проходов и т. п. Большое значение имеет система планово-предупредительного ремонта, обеспечивающая ряд организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, зданий и сооружений. Исправное и работоспособное оборудование обеспечивает выполнение производственного плана и безопасные условия труда.

Для обеспечения пожарной безопасности: 1. Помещения обеспечивается средствами тушения пожара и связи для немедленного вызова пожарной команды;

2. Первичные средства пожаротушения в производственных помещениях и на территории устанавливаются на специальные пожарные щиты (оборудуются 2-мя огнетушителями ОХП, лопатой, багром, топором, ведром, ящиком с песком).

3. Пожарные краны внутреннего противопожарного водовода оборудуются рукавами и стволами, заключенными в шкафы;

4. Местоположение пожарных кранов должно быть указано на схеме пожарного водовода;

5. Во всех помещениях электроустановок оборудуются посты с первичными средствами пожаротушения: - углекислотные огнетушители (ОУ-2, ОУ-5); - ящики с песком;

6. Места оборудования постов с первичными средствами пожаротушения согласуются с органами пожарной охраны;

7. Использование пожарных средств для производственных и хозяйственных нужд запрещается.

В помещении вывешиваются плакаты на противопожарную тематику, у всех телефонов вывешена информация с номерами телефонов пожарной части. Все рабочие и служащие проходят подготовку, состоящую из противопожарного инструктажа (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму по специальной программе.

5. Экологическая часть

При вводе нового оборудования в эксплуатацию на станции необходимо предусмотреть мероприятия, направленные на уменьшение загрязнения воздушного и водного бассейнов.

Для снижения уровня потребления свежей воды и уменьшения вероятности загрязнения водного бассейна в проекте предусмотрены следующие мероприятия:

применение замкнутой системы оборотного водоснабжения для паровых турбин с охлаждением теплой воды в башенных градирнях;

все дренажи, продувки и технологически чистые стоки используются в цикле или направляются на очистные сооружения.

все канализационные стоки (ливневая, хозбытовая) направляются в соответствующие системы ТЭЦ.

Для защиты воздушного бассейна необходимо не допускать превышения предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу выше установленных норм.

Вредными выбросами в атмосферу от ОВК являются выброс СО и NOx(оксидов азота) с дымовыми газами. Для их рассеивания и обеспечения допустимых приземных концентраций используется существующая дымовая труба высотой 250 м.

Заключение

теплоэнергетический компрессор топливо турбина

В данной выпускной квалификационной работе ставилась задача определить целесообразность расширения и модернизации ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» на основе парогазовых технологий. В результате расчета принципиальной тепловой схемы энергоблока ПГУ-С определены показатели тепловой экономичности газотурбинной установки, паротурбинной установки и энергоблока в целом.

Установка блока ПГУ обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико-экономических показателей ТЭЦ. Установка блока ПГУ несколько снижает напряженность работы существующего оборудования I очереди.

В результате расчета технико-экономических показателей были получены следующие результаты: номинальная мощность станции возрастет на 171 582,3 кВт, экономия денежных затрат на покупной электрической энергии составит 1 186 813 696 руб., годовая выработка электроэнергии увеличится на 539 460 771 кВт·ч., экономический эффект от расширения станция равен 1 067 906,561 тыс.руб. Срок окупаемости данного проекта составит 2,92 года. Можно сделать вывод, что проект является экономически эффективным.

Произведен анализ условий труда в цехе, приведены вредные и опасные факторы, способные оказывать влияние на здоровье персонала. Также разработаны меры, направленные на обеспечение безопасных и здоровых условий труда. Произведен анализ возможных чрезвычайных ситуаций (наиболее опасными являются пожар и разрывы). Разработаны мероприятия, обеспечивающие устойчивость ТЭЦ-ЭВС-2 в условиях ЧС, а также мероприятия, направленные на уменьшение загрязнения воздушного и водного бассейнов.

Таким образом при расширении ТЭЦ-ЭВС-2 с помощью ввода блока ПГУ на основе вышесказанного можно сделать следующие выводы:

- выработка электрической энергии может быть увеличена почти в 2 раза;

- затраты на покупную электроэнергию снизятся (по статистике за 2013 год 35% всей электроэнергии, предоставляемой на комбинат, является закупочной);

- повысится КПД электростанции в целом;

- доменный и коксовый газ будут использованы более полно;

- улучшится теплоснабжение объектов ОАО «Северсталь» (потребителями тепловой энергии и горячей воды ТЭЦ-ЭВС-2 являются комбинат, промпорт, и собственные нужды цеха)

Список использованных источников

1. Турбины тепловых и атомных электрических станций - 2-е изд., под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - Москва: Издательство МЭИ, 2001. - 488 с.

2. Щукин А.А. Промышленные печи и газовое хозяйство заводов. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. - Москва: Энергия, 1973. - 224 с.

3. Ривкин, С. Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л. Ривкин, А. А. Александров. - Москва: Энергия, 1980. - 424 с.

4. Леонков А.М. Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование. - Москва: Высшая школа, 1986. - 116 с.

5. Шварц В.А. Конструкции газотурбинных установок - Москва: Машиностроение, 1970. - 446 с.

6. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник. Под ред. В.А. Григорьева, - Москва: Энергоатомиздат - 1987г. - 160 с.

7. Методические указания к расчету экономической эффективности курсовых и дипломных проектов. Учебно-методическое пособие, - Череповеч: ЧГУ, 2003. - 30 с.

8. Экономика предприятия: Учебник для вузов/ По ред. О.И. Волкова. -Москва: Инфра-М, 1998. - 180 сю

9. Экономика предприятия: Учебник для вузов/Под ред. В. Горфинкеля, В. Швандера. - Мсоква: ЮНИТИ, 2000. - 204 с.

10. Безопасность жизнедеятельности: Учебник /В.Ю. Микрюков - Изд. 2-е. - Ростов н/Д: Феникс, 2007 - 557 с.

11.Безопасность жизнедеятельности. Учебник для вузов/С.В.Белов, А.В.Ильницкая, А.Ф.Козьяков и др. Под общ. ред. С.В.Белова. - Москва: Высшая школа, 2006. -511 с.

12.ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

Размещено на Allbest.ru