Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С

Минимальные уклоны планируемых площадей принимаются в пределах 0,005 - 0,008 . Вдоль наружных стен зданий имеются отмостки шириной превышающей вынос карниза на 200 мм, но не менее 500 мм , с уклоном 0,03 - 0,10 , направленным от стен зданий .

Отметка чистого пола первого этажа зданий расположена на 0,15 м выше планировочной отметки у здания. Уровень чистого пола конденсационного помещения машзала, ОВК - 1 и зольного отделения котельного цеха главного корпуса расположен на отметке минус 12 м ( заглубленный вариант главного корпуса). Для отвода паводковых и других вод в чрезвычайных ситуациях из зольного отделения главного корпуса пробит туннель.

В течение всего года в Алматы преобладали ветры скоростью до 3 м/с (88% случаев).

Сильные ветры (15 м/с и более) в Алматы наблюдаются редко в среднем до 15 дней за год. Зимой сильный ветер бывает 1-3 дня за 10 лет, летом 2-3дня ежегодно, преимущественно во второй половине дня, и часто носят характер шквалов, сопровождающихся пыльными бурями.

Озеленение территории электростанции выполнено древесно-кустарниковыми насаждениями в сочетании с травянистыми газонами и клумбами. В зелёных массивах проектом предусмотрены благоустроенные площадки для отдыха.

Генплан разработан с учётом возможного расширения ТЭЦ.

Основные технико-экономические показатели компоновки генплана:

Площадь в ограде электростанции F = 38 га

2. Площадь занятая зданиями, F_ЗД = 10 га

3. Площадь занятая зданиями и сооружениями, F_СУМ = 16 га

4. Удельная площадь промплощадки,

F_УД

5. Коэффициент использования территории,

К_ТЕР =

6. Коэффициент застройки,

К_ЗАСТР. =

Повторяемость направлений ветра ( числитель ), % ; средняя скорость ветра по направлениям ( знаменатель ), м/с ; повторяемость штилей, % ; максимальная и минимальная скорость ветра, м/с. (по нормам проектирования « Строительная климатология и геофизика ». СНИП - 01.01.82.): Для г. Алматы.

	С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ	Штиль
Максимальная из средних скоростей по румбам.	ЯНВАРЬ
	9 1,4	12 1,5	7 1,4	23 1,8	16 1,8	20 1,9	7 1,9	6 1,3	34
Минимальная из средних скоростей по румбам.	ИЮЛЬ
	5 1,9	11 2	6 1,6	45 2,8	17 2,8	8 2,4	4 2,2	4 1,9	13

6. Электрическая часть станции

В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 110 кВ.

Генераторы станции № 1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. № 5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и генератор ст. № 4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

Общие данные по генератором и трансформаторам АПК ТЭЦ-2 представлены ниже в таб.1-3

Учитывая значимость ТЭЦ в энергосистеме принимаем главную схему с блочным соединением генераторов с повышающими трансформаторами (без поперечной связи на генераторном напряжении), с параллельной работой генераторов на высшем напряжении 110 кВ по схеме с двумя рабочими (1 СШ, 2 СШ) и одной обходной (ОСШ) системами шин на стороне ВН с ОРУ - 110 кВ.

В целях ограничения токов КЗ системы шин секционированы на 2 секции (1 С 1 СШ, 1 С 2 СШ, 1 С ОСШ и 2 С 1 СШ, 2 С 2 СШ, 2 С ОСШ). Секции рабочих шин соединены секционными выключателями (QB-1 и Q-2), рабочие системы шин соединены разъединителями, обходная система шин соединена с рабочей шинообходными выключателями (ШОВ - 1, ШОВ - 2). Секции обходной системы шин соединены секционными разъединителями (QS ОСШ).

В данной схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу на любой системе шин.

Для большей надежности электроснабжения в цепях генератора устанавливаются выключатели (генераторный выключатель QG).

Питание собственных нужд (СН) и незначительной нагрузки 6 - 10 кВ осуществляется отпайкой от генераторного напряжения через трансформаторы СН и КРУ 6,3 кВ. Выбор мощности и типов основных трансформаторов (автотрансформаторов).

6.1 Выбор числа, мощности и типов трансформаторов собственных нужд

Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом потребителя СН.

S_ТР=, МВА

Р_Г-активная мощность генератора, МВт

Р_СН-активная мощность СН, МВт

Q_Г и Q_СН-реактивные мощности генератора и СН, МВар

Расход СН принимаем Р_СН%=15%

а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ - 120 - 2 (станционные 1,2,3)

Р_УСТ^СТАНЦ. =510 МВт, установленная мощность генераторов станции проектная.

Q_СН=Р_СН*tg=8.0*0.75=6.0 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=100*0.75=75 Мвар

Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,

S_ТР==

б) Для генератора ТВФ-63-2 (станционный 4):

Р_СН=0,08*Р_УСТ=08*63=4,9333 МВт

Q_СН=Р_СН*tg=4,933*0.75=3,699 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=63*0.75=47,25 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора

S_ТР==

в) Для генератора ТВФ-110-2 (станционные 5 и 6):

Р_СН=0,08*Р_УСТ=0,08*110=8,8 МВт

Q_СН=Р_СН*tg=8,8*0.75=6,6 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=110*0.75=82,5 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

S_ТР==

Выбор осуществляем по условию S_ТР^РАСЧS_КОН

а) S_ТР^РАСЧ=115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ-125000/110: S_НОМ^ТР=125 МВА, U_ВН=121±2*2,5% кВ, U_НН=10,5 кВ

б) S_ТР^РАСЧ=72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ-80000/110 S_НОМ^ТР=80 МВА, U_ВН=115±2*2,5% Кв, U_НН=10,5 кВ

в) S_ТР^РАСЧ=126,5 МВА с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа трансформаторов по ГОСТ-14209-85* примем

К_{П СИСТ}=1,12; S_ТР МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ-125000/110.

Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

ТСН выбираем по критерию:

S_СН^ТР-РА=Р_Снmax*К_С, МВ*А

Р_Снmax-мощность затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для случая

а) Р_{СН max}=0,1*Р_НОМ^ГЕН =0,1*100=10 МВт;

б) Р_{СН MAX} =0,1*Р_НОМ ^ГЕН =0,1*63=6,3 МВт;

в) Р_СН=11 МВт.

К_С-коэффициент спроса (для пылеугольных станций К_С=0,8).

а) S_СН =10*0.8=8 МВ*А;

б) S_СН =6,3*0,8=5,04 МВ*А;

в) S_СН =11*0,8=8,8 МВ*А

В целях унификации оборудования и в силу того, что значения мощностей лежат в непосредственной близости друг от друга, примем тип и мощность трансформатора по большей мощности для всех блоков. Такой мощностью является 8,8 МВА.

Так же принимаем во внимание ВН (в нашем случае генераторное 10,5 кВ) и НН-U_НН=6,3 кВ, S_НОМ=25 МВ*А, с расщепленной обмоткой НН (для ограничения токов КЗ), ТРДНС-25000/10. Кроме того возможна установка двух трансформаторов для резервирования СН, мощность (суммарная) которая определяется из условия 1 штуки на 9 устанавливаемых однофазных единиц.

Отсюда при 6 трёхфазных установочных трансформаторах на генераторном напряжении и на ВН-110 кВ, необходимо взять два трансформатора резервирования СН типа ТРДН мощностью 32 МВА и 40 МВА.

6.2 Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ

Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи КЗ.

Общая электрическая схема замещения.

В схеме сопротивление имеем дробное значение, где числитель-номер сопротивления, знаменатель-численное значение сопротивления.

Значение Е_*-ЭДС источника в относительных единицах.

Связь с энергосистемой осуществляется по схеме «блок генератор-трансформатор» через ОРУ-110 кВ с двумя рабочими и обходной системами шин. На генераторном напряжении установлены выключатели генераторного напряжения 10.5 кВ.

Результирующая индуктивное сопротивление энергосистемы, включая эквивалентное сопротивление главной схемы АТЭЦ-2, по данным «Алматыэнерго»: х_РЕЗ = 2.591 Ом; r_РЕЗ = 0.214 Ом, т.е. х_СИСТ = 4.97 Ом.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Принимаем:

а) базовая мощность S_Б=1000 МВ*А

б) базовый ток

в) базовое напряжение для К1 U_СР=115 кВ

Сопротивления генераторов G1, G2, G3:

х₁ = х₂ = х₃ = х_d*(ном) *Ом.

где - х_d- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси.

Сопротивление генератора G4:

х₄=Ом.

Сопротивления генераторов G5, G6:

х₅=х₆=Ом.

Сопротивления трансформаторов 1GT, 2GT, 3GT, 5GT, 6GT:

х₇ = х₈ = х₉ = х₁₁ = х₁₂ = Ом.

Сопротивление трансформатора 4GT:

Х₁₀=Ом.

Сопротивление энергосистемы: х_с=4,97 Ом, в относительных единицах:

х_*С=, в именованных:

тогда , отсюда в относительных единицах

х_*С=,

где S_К-мощность КЗ энергосистемы, МВ*А.

Сворачиваем схему замещения относительно точки КЗ (К1):

Х₁₄ = (х₁ + х₇) // (х₂ + х₈) // (х₃ + х₉) =

=

Т.к. (х₁ + х₇) = (х₂ + х₈) = (х₃ + х₉)

То х₁₄ =

Результирующее сопротивление цепи генератора G4:

х₁₅=х₄+х₁₀=1,86+1,33=3,19 Ом.

Результирующее сопротивление цепи генераторов G5 и G6:

Х₁₆=(х₅+х₁₁)/(х₆+х₁₂); т.к. (х_{5 +} х₁₁)=(х_{6 +} х₁₂), то

Х₁₆=0,5*(х_{5 +} х₁₁)=0,5*(1,37+0,86)=1,12 Ом.

Результирующее сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного напряжения) х_С=0,38 Ом (знак * опущен здесь и далее).

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

I_ПО=

Значения токов по ветвям генераторов G1, G2, G3:

I_ПО=

Генератора G4:

I_ПО=

Генераторов G5, G6:

I_ПО=

Энергосистемы:

I_ПО=

Суммарный ток периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный момент времени:

I_{ПО К1}=7,09+1,70+5,06+13,21=27,06 кА

Ударный ток (i_у)

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01с после начала процесса КЗ. Относительное название ударного тока, обозначается (i_у) и определяется для момента времени t=0,01с.

i_у =I_ПТ+I_пм*(1+ или i_у =I_пм*К_У т.к.

I_пм=I_ПО*=I_ПТ*=const

Тогда, I_у=К_У*I_ПТ*=К_У*I_ПО*, кА,

где К_У = (1+ - ударный коэффициент затухания апериодической составляющей, зависящий от постоянной времени КЗ (Т_а).

I_ПТ-значение периодической составляющей в любой момент времени.

I_пм-амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ.

Т_а =-постоянная времени тока КЗ.

Для упрощения расчётов воспользуемся средними значениями Т_а и К_У и определим ударные токи по ветвям:

а) генераторов G1, G2, G3 (блоки турбогенератор-повышающий трансформатор при мощности генераторов 100-200 МВт, Т_а=0,26с, К_У=1,965).

i_у=1,965*7,09*=19,70 кА

б) генераторы G4 (блок турбогенератор 60 МВт-повышающий трансформатор на стороне ВМ при U_ГЕН=10,5 кВ, Т_а=0,15с, К_У=1,935).

i_у=1,935*1,70*=4,65 кА

в) генераторов G5 и G6 (Т_а=0,26с, К_У=1,965).

i_у=1,965*5,06*=14,06 кА

г) энергосистемы (Т_а=0,025с, К_У=1,662).

i_у=1,662*13,21*=31,04 кА

Суммарный ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:

i_{у К 1}=19,70+4,65+14,06+31,04=69,45 кА

апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:

где -время отключения КЗ, определяется по времени действия основных релейных защит (t_РЗ) и полному времени отключения (t_ОТК.В)

Для выключателей ОРУ-110кВ t_ОТК.В=0,08с. Так как расчёт ведём по максимальному значению тока КЗ (I_ПТ = max) то t_РЗ=0,01с, тогда

=t_ОТК =t_ОТК.В+t_РЗ=0,01+0,08=0,09 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ от:

а) генераторов G1, G2, G3 (Т_а=0,26с).

б) генераторы G4 (Т_а=0,15с).

в) генераторов G5 и G6 (Т_а=0,26с).

г) энергосистемы (Т_а=0,025с).

суммарное значение:

i_а=7,093+1,320+5,062+5,100=18,575 кА

Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в точке К1:

а) генераторов G1, G2, G3:

I_ПОГ =7,09 кА, I_НОМ=

по кривым имеем , а следовательно

I_П=0,875*I_ПО=0,875*7,09=6,20 кА

б) генератор G4

I_ПО =1,70кА,

I_НОМ

отсюда имеем

, а следовательно

I_П=0,83*I_ПО=0,83*1,70=1,41 кА

в) генераторов G5 и G6.

I_ПО =5,06кА,

I_НОМ=

отсюда имеем , а следовательно

I_П=0,86*I_ПО=0,86*5,06=4,35 кА

г) энергосистемы: (ток поступающий от шин неизменного напряжения принимается неизменным во времени)

I_П=I_ПО=13,21 кА

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 для момента времени: t==0,09 c

I_П=6,20+1,41+4,35+13,21=25,17 кА

Импульс квадратичного тока КЗ (для оценки термической стойкости оборудования)

В_К = I_ПО² * (t_ОТК+Т_а) = 27,06² * (0,17 + 0,14) = 227 кА²*с, где

I_{ПО К1} = 27,06 кА, t_ОТК = t_РЗ + t_ОТК.В = 0,17 с, Т_а = 0,14 с

Значения расчетных токов КЗ сведем в таблицу.

Сводная таблица токов КЗ

Точка К.З.	Источ-ник	IПО кА	IПО кА	IПО кА	IПО кА	IПО кА
К 1	G1,G2,G3	7,09	6,20	19,70	7,09	---
	G4	1,70	1,41	4,65	1,32	---
	G5,G6	5,06	4,35	14,06	5,06	---
	Система	13,21	13,21	31,04	5,10	---
	Сумма	17,06	25,07	69,45	18,57	227,00

6.3 Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор выключателей и разъединителей производится по важнейшим параметрам:

-по напряжению установки U_УСТU_НОМ

-по длительному току I_НОРМ I_НОМ; I_МАХI_НОМ

-по отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения по условию

I_ПI_{ОТК.НОМ}; кА.

б) возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

i_аi_{а НОМ} = , кА,

где i_{а НОМ} - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

_Н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % по каталогам,

i_а - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов , кА,

- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, =t_З.МИН+t_С.В., с,

t_З.МИН =0.01 с.- минимальное время действия релейной защиты,

t_С.В.- собственное время отключения выключателя, с.

Если условия I_П I_{ОТК.НОМ} соблюдаются, а i_{а а.НОМ}, то допускается производить проверку, по отключающей способности, по полному току КЗ:

(*I_П +i_а)*I_{ОТК.НОМ}*(1+).

-по включающей способности: i_Уi_ВКЛ; I_ПОI_ВКЛ ,

где i_У - ударный ток КЗ в цепи выключателя,

I_ПО - начальное значение периодической составляющей, кА,

I_ВКЛ - номинальный ток включения выключателя (действующее значение периодической составляющей), кА,

i_ВКЛ - наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами изготовителями соблюдается условие:

i_ВКЛ=К_У**I_ВКЛ,

где К_У=1,8-ударный коэффициент нормированный, для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы К_У может быть более 1,8.

- на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: I_ПОI_ДИН; i_Уi_ДИН,

где i_ДИН - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу,

I_ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны в предыдущем пункте.

- на термическую стойкость выключатели проверяются по тепловому импульсу тока КЗ: В_КI_ТЕР²*t_ТЕР, кА²*с,

где В_К - тепловой импульс тока КЗ по расчету,

I_ТЕР - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу, кА,

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости (по каталогу), с.

6.4 Выключатели на генераторном напряжении

Расчетный ток продолжительного режима в цепи генератора определяется по формулам:

Для генераторов G1, G2, G3:

Для генератора G4:

Для генераторов G5, G6:

В целях взаимозаменяемости и унификации применяемого оборудования устанавливаем на всех генераторах однотипные выключатели по параметрам генераторов G5 и G6. Выбираем выключатель масляный ВГМ-20-90/11200 У3 (выключатель генераторный масляный, 20 кВ, номинальный ток отключения 90 кА, для умеренного климата, закрытой установки). Разъединитель - РВРЗ-20-8000.

6.5 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на генераторном напряжении 10,5 кВ

Таблица

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГМ - 20 - 90/11200 У3	Разъединитель РВРЗ - 20 - 8000
UДЕЙСТВ. = 10,5 кВ	UНОМ = 20 кВ	UНОМ = 20 кВ
IMAX = 7958 А	IНОМ = 11200 А	IНОМ = 8000 А
IА = 22,30 кА	IА НОМ = = 1,41 * 0,2 * 90 = 25,45 кА	---
iУ = 96,03 кА	iДИН = 320 кА	iДИН = 320 кА
IП = 35,74 кА	IОТК.НОМ = 90 кА	----
BК = 5135 кА2/с	IТЕР2 *tТЕР = 1252 * 4 = 62500 кА2 * с	IТЕР2 *tТЕР = 1252 * 4 = 62500 кА2 * с

Выбор выключателя и разъединителя обусловлен величиной длительно допустимого тока 11200=I_НОМI_MAX.РАСХ=7958 А.

Выключатели и разъединители в схеме сборных шин ОРУ-110 кВ (в цепи блока генератор-трансформатор).

Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора (генераторы G5 и G6 ТВФ-110-2ЕУ3 единичной мощностью S=137,5 МВ*А):

I_НОРМ =I_{НОМ. Т} = А,

I_MAX(1,3-1,4)*I_НОМ.Т 939 А.

Расчётные токи КЗ принимаем с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах (точка К1).

I_ПО = 27,06кА, I_п = 25,17 кА, i_У = 69,45 кА, i_А = 18,57 кА, B_К=27,06²*(0,17+0,14)=227 кА²*с

Выбираем масляный баковый выключатель типа У-110-2000-40У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 А, ток отключения 40 кА, для умеренного климата, открытой установки). Привод к выключателю ЩПЭ-44У1.

Выбираем по каталогу разъединитель типа РНДЗ-2-110/2000 У1 (разъединитель наружной установки, двухколонковый, с двумя заземляющими ножами, на 110 кВ, 2000 А). Привод ПРН-110 М. Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Таблица расчетных и каталожных данных для выключателя и разъединителя 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель У110 - 2000 - 40У1	Разъединитель РНДЗ-2-110/2000У1
UУСТ= 110 кВ	UНОМ = 110 кВ	UНОМ = 110 кВ
IMAX = 939 А	IНОМ = 2000 А	IНОМ =1000 А
IП = 25,71 кА	IОТК.НОМ = 40 кА	----
iА = 18,57 кА*	IАНОМ==1,41*0,2*40=11,3кА	----
IПО = 27,06 кА	IДИН = 40 кА	----
IУ = 69,45 кА	IДИН = 102 кА	IДИН = 80 кА
ВК = 227 кА2*с	IТЕР2 * tТЕР = 402 * 3 = 4800 кА2 * с	IТЕР2*tТЕР=31,52*3=30000 кА2*с
*проверка : *IПi + iа = 1,41*25,17+18,57= 54,16 кА	*IОТК.НОМ *(1 + Н/100)= 1,41 * 40 * (1 + 0,2) = 67,88 кА

7. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности

7.1 Краткое описание электростанции

Алматинская ТЭЦ-2 построена в две очереди:

1 очередь строительства осуществлялась в 1978-1983 годы.

Были введены в эксплуатацию три паровых котла типа БКЗ-420-140-7С и три паровых турбины типа ПТ-80/100-130/13.

2 очередь строительства осуществлялась в 1985-1989 годы.

Введены в эксплуатацию еще четыре паровых котла БКЗ-420-140-7С,одна паровая турбина типа Р-50-130/13 и две паровые турбины типа Т-110/120-130-5.

На начало 2001 года установленная мощность станции составила:

- электрическая - 510 Мвт

- тепловая - 1176 Гкалл/ч

Располагаемая мощность составила:

- электрическая - 410 Мвт

- тепловая - 768 Гкалл/ч

Максимальная тепловая нагрузка составила 734 Гкалл/ч.

Причиной разрыва установленной и располагаемой мощности является дефицит паропроизводительности котлов, работающих на непроектном топливе.

Кроме того, из-за отсутствия потребителя пара 1,3 МПа турбина Р-50-130/13 ст. № 4 недовырабатывает электроэнергию.

Выработка электроэнергии в конденсатном режиме, особенно в летний период, ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.

7.1.1 Газоочистное оборудование

Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой 129 м, диаметром устья 6,0 и 6,6 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. № 1,2,3,4, к трубе № 2 котлы ст. № 5,6,7.

7.1.2 ХВО

Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме 2-ступенчатого обессоливания с производительностью 140 м³/час.

Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки комплексоном ИОМС или подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м³/час.

7.2 Анализ труда

На АТЭЦ-2 ежемесячно каждый третий вторник проводится день техники безопасности, цель которого является выявление нарушений техники безопасности, В его проведении в течении года принимают участия все руководители станции, начальники цехов, их заместители, начальники отделов.

Проводятся следующие комиссионные проверки:

Топливно-транспортный и котельный цех - на предмет наличия отложений угольной пыли.

Помещения аккумуляторных батарей электрического цеха.

Компрессорной станции при котельном цехе.

Комплексная проверка турбинного цеха.

Комплексная проверка котельного цеха.

Комплексная проверка химического цеха.

Комплексная проверка электрического цеха.

Комплексная проверка топливо - транспортного цеха.

Проводятся также ночные обходы и внезапные проверки состояния ТБ и охраны труда на рабочих местах руководством станции, цехов, инспекцией станции. По результатам обходов и проверок составляют приказы по станции или выдаются предписания руководителям цехов, где было обнаружено нарушение.

На АТЭЦ-2 действует кабинет техники безопасности в котором имеются:

Тренажер для обучения персонала правилам реанимации при поражении электрическим током и при других случаях остановки сердца,

Уголок противопожарной безопасности с выставкой разных видов огнетушителей,

Видеоаппаратура для просмотра учебных видеофильмов.

Кроме того кабинет техники безопасности используется в качестве учебного класса для обучения работе с электрифицированным оборудованием.

7.2.1 Состояние пожарной безопасности

Для противопожарной защиты зданий и сооружений на площадке ТЭЦ-2 предусмотрена пожарная часть (ПЧ-13) на два автохода.

Из всех зданий и сооружений предусмотрено не менее двух эвакуационных выходов, расположенных рассредоточено. Для зданий высотой 10 м и более предусмотрены выходы на кровлю из лестничных клеток или по наружным стальным лестницам, при высоте зданий более 20 м - по стальным маршевым лестницам с уклоном не более 6:1. В местах перепада высот более 1 метра предусмотрены лестницы независимо от высоты здания. В настоящее время на ТЭЦ предусмотрена противопожарная автоматика кабельных сооружений на базе аппаратуры ППС-1 и из вещательной пожарной сигнализацией ДИП-1

Приняты следующие виды противопожарной защиты зданий и сооружений соответствующие ГОСТ 12.1.033-81:

Кабельные туннели и короба, проходные полуэтажи, автоматическое тушение высокократной, воздушно - механической пеной.

В местах примыкания галереи топливо - подачи к дробильному отделению, разгрузочному устройству, башне пересыпки главного корпуса на основном тракте в местах примыкания галереи конвейера выдачи и на питателях угля предусмотрена разводка от внутриплощадочного противопожарно-хозяйственного водопровода.

В котельном цехе на отметке -11.5и 0.00 метров и в машинном зале на отметке 0.00 метров установлены противопожарные посты, переносные пеногенераторы, которые предназначены для локального пожаротушения

При возникновении дыма или повышении температуры в помещении, комбинированные извещатели системы обнаружения подают импульс:

на открытие определенных задвижек с электроприводом

на включение рабочего насоса, который забирает из резервуара готовый 6% раствор пенообразователя и нагнетает его в сеть противопожарной установки.

В котельном цехе предусмотрена установка сигнализаторов повышения температуры уходящих газов с выводами показателей на щит, а также аварийная блокировка механизмов. При выходе из строя дымососов автоматически отключаются дутьевые вентиляторы горячего угля и питатели пыли. Для тушения очагов тления и загорания топлива у молотковых мельниц и сепараторов пыли предусмотрена установка пенных огнетушителей типа ОП-5 и углекислотных ОУ-5 и ОУ- 8

В турбинном цехе наиболее опасным участком при пожаре является маслосистема турбоустановки. Для предотвращении пропитки маслом изоляции предусмотрено покрытие их кожухом из белой жести. На маслосистеме генераторов установлены автоматические газоанализаторы, подающие световой и звуковой сигналы на при содержании водорода в воздухе системы не менее 1% по объему так как установка с водородным охлаждением.

На масломазутохозяйстве для тушения пожара резервуаров с мазутом предусмотрен закольцованный противопожарный водопровод с установкой пожарных гидрантов и передвижными средствами пожаротушения. Для тушения очагов загорания в помещения мазутонасосной и маслоаппаратной предусмотрен подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой, расположенной в безопасном месте с наружной стороны здания.

7.2.2 Микроклимат

На щитах управления, в залах вычислительной техники, кабинах, пультах и постах управлением технологическими процессами поддерживается температура воздуха 22-24 ^оС, относительная влажность 60-40 % и скорость движения ветра не более 0,1 м/с в соответствии с санитарными нормами микроклимата в производственных помещениях СН №4083-86. В производственных помещениях, в которых допустимые нормативные величины микроклимата не представляется возможным установить из-за технической недостижимости предусмотрены мероприятия по защите работающих от возможного перегрева: система местного конденционирования, воздушное душирование, средства индивидуальной защиты.

7.2.3 Отопление и вентиляция главного корпуса

Отопление главного корпуса производится рециркуляционными отопительными аппаратами АПВС-110/80, работающие на перегретой воде отвечающее требованиям

Воздухообмен в машинном и котельном отделениях определяется из условия удаления избытков тепла и создании температур в рабочих зонах, определяемых санитарными нормами. Технологическая компоновка главного корпуса отличается наличием сплошных перекрытий, заглублением рабочей отметки, застроенностью фасада по ряду «А» в связи установкой трансформаторов и отсутствием организованных вентиляционных проемов по ряду «Б», благодаря чему создаются непроветриваемые зоны с высокой температурой. При выборе схемы вентиляции это обстоятельство привело к применению на участках теплофикационной насосной, помещений машинного и котельного отделения вентиляции с механическим возбуждением. Приток наружного воздуха осуществляется приточными установками механической вентиляции. В летнее время предусмотрено охлаждение приточного воздуха. В машинном отделении установлено 6 приточных камер производительностью 3х40000 м³/ч и 3х9100 м³/ч, в котельном отделении 6 приточных камер производительностью 40000 м³/ч каждая. В зимний период камеры работают на смешение наружного и внутреннего воздуха. Из котельного отделения воздух удаляется дутьевыми вентиляторами.

Воздухообмен кабельных полуэтажей рассчитан на поглощение тепловыделений от электрокабелей. В помещениях распределительных устройств 6кВт и 0,4 кВт предусмотрена аварийная вентиляция. Аварийные вентиляторы включаются автоматически при достижении температуры воздуха +35 ^оС. приток воздуха в помещения кабельного этажа и распределительного устройства - естественный, из машинного отделения. Удаление воздуха происходит осевыми вентиляторами в сторону котельного отделения. На притоке и вытяжки установлены воздушные заслонки с электроприводами для регулирования воздушных потоков.

В помещении аккумуляторных батарей работает приточно-вытяжная вентиляция с механическим возбуждением, с отчисткой приточного воздуха. Вентиляторы размещаются в вентиляционных камерах и принимаются во взрывоопасном исполнении.

В помещениях главного щита управления и помещениях блочных щитов управления предусмотрено круглогодичное кондиционирование воздуха, рассчитанное на поглощение теплоизбытков от людей, ламп освещения и так далее. Кондиционеры работают на рециркуляции, количество наружного воздуха в смеси - 10% от общего объема приточного воздуха. Обработанный воздух подается в помещение щитов управления через двухструйные шестидиффузорные воздухораспреде-лители типа ВДШ - 2.

7.2.4 Тепловая изоляция

Тепловая изоляция с покровным слоем покрываются трубопроводы и оборудования с температурой теплоносителя выше +45^оС. Выбор теплоизоляционных конструкций произведен по «информационному сообщению ОПРНТ ТЭПа от 29.03.91 г., №1-Т». для изоляции трубопроводов, в зависимости от диаметра и температуры, приняты следующие материалы: базальтовый шнур, шнур минватный в оплетке из ровинга, маты из базальтового супертонкого волокна. В качестве покровного слоя применяется металлический кожух из оцинкованной стали или алюминиевых сплавов.

7.2.5 Заземляющее устройство и молниезащита

Молниезащита зданий и сооружений ТЭЦ-2 предусмотрена в соответствии с требованиями инструкций РД 34.21-122-87, ПУЭ.

Для заземления электрооборудования, устанавливаемого в зданиях, предусматривается внутренний контур заземления, выполняемый стальной полосой сечением 40х4 и 25х4 мм². Предусмотрено также использование для заземления стальных строительных и кабельных конструкций, присоединяемых к контуру заземления. Внутренний контур также присоединен к наружному контуру, к которому также присоединяется оборудование открыто (трансформаторы, оборудование открытого распределительного устройства 110 кВ).

7.2.6 Электробезопасность

Для обеспечения необходимого уровня безопасности в зонах обслуживания электроустройств и установок в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79 (СТ СЭВ 4830-84) предусматривается заземляющее устройства, соединяемые не менее чем в двух точках с существующим, общим для всей территории ТЭЦ, заземляющим устройством с сопротивлением не превышающим 0,5 Ом. Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции электрооборудование, предусмотрено заземление корпусов электродвигателей и аппаратуры и зануление светильников внутреннего и наружного освещения.

В сети ремонтного освещения предусмотрено пониженное напряжение 12 В. для питания переносного ручного инструмента предусмотрена электропроводка 36 В, 200 Гц.

7.2.7 Электрическое освещение

В соответствии с действующими нормами и руководящими указаниями на АТЭЦ - 2 предусмотрены следующие виды сетей освещения соответствующие СниП 11-4-79 «естественное и искусственное освещение):

рабочее освещение с напряжением 220 В переменного тока, запитываемое с силовых секций собственных нужд 0,4 кВ, через стабилизаторы;

аварийное освещение - питается от аккумуляторной батареи 12 В;

охранное освещение - на 220 В переменного тока запитываемого от специальных понижающих трансформаторов;

светоограждение дымовых труб - сеть на 220 В переменного тока запитываемого от специальных понижающих трансформаторов;

Управление рабочим освещением - ручное с автоматическим включением сети аварийного освещения.

Управление наружным освещением и светоограждением дымовых труб предусматривается как ручное с главного щита управления, так и автоматическое с использованием фотоэлементов.

Управление охранным освещением - ручное из помещения службы охраны.

Нормы освещённости

Разряд	Характеристика работы	Размеры объекта различения, %	Освещение верхнее и комбинированное, %	Освещение боковое, %
1	Особо точная	0,1	10	3,5
2	Высокой точности	0,1-0,3	7	2
3	Точная	0,3-1	5	1,5
4	Малой точности	1-10	3	1
5	Грубая	Более 10	2	0,5
6	Общее наблюдение за ходом процесса	----	1	0,25

7.2.8 Защита от шума

На ТЭЦ размещается большое количество оборудования, эксплуатация которого связанна со значительным шумоизлучением.

Эти источники имеют различные спектры излучения шума; они размещаются как внутри, так и вне помещения ТЭЦ.

В здании ТЭЦ находятся следующие источники шума: паровые турбины, генераторы, котлы, углеразмольно и тягодутьевые машины, компрессоры, насосы, парапроводы и др.

Вне помещения ТЭЦ расположены вентиляционные установки, трансформаторы, градирни все эти источники шума оказывают продолжительное воздействие как на обслуживающий персонал предприятия, так и на жителей близлежащих населенных пунктов.

Установлены допустимые уровни шума (СНиП № 3223-85) на рабочих местах и на территории предприятия, которые не должны превышать 80 дБ.

Для выполнения санитарных норм по уровням шума на ТЭЦ предусмотрены следующие мероприятия. Рабочие места в производственных помещениях с постоянным пребыванием людей при уровне производственного шума превышающем нормируемый санитарный уровень, оборудуются специальными приспособлениями: шумоотражающими экранами, шумоглушащими кабинами, виброизолирующими опорными площадками и прочее.

Такие помещения, как щиты управления, находящиеся внутри производственных зданий, ограждаются тяжелыми стеновыми панелями и изнутри облицовываются специальными звукопоглощающими материалами, снабжаются витринами с двойными стеклами и упругим уплотнением дверей.

Кроме того, для создания комфортных для шума условий на уровне человеческого роста, на территории станции вдоль всех проездов и пешеходных дорожек высаживаются кустарниковые древесные насаждения и организуются соответствующие шумозащитных экранов.

7.2.9 Сосуды под давлением. Применение предохранительных клапанов

Безопасность эксплуатации систем, работающих под давлением обеспечивается соблюдением «правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением», утвержденных Горгостехнадзором. Данные правила распространяются на:

сосуды работающие под давлением воды, с температурой выше 115 ^оС или другой жидкости с температурой превышающей температуру кипения при Р=0,07 МПа без учета гидростатического давления;

сосуды работающие под давлением пара или газа выше Р>0,07 Мпа

баллоны предназначенные для транспортировки и хранения сжатых сжиженных и растворенных газов под Р>0,07 МПа

цистерны и бочки для транспортировки и хранения сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50 ^оС превышает Р=0,07 МПа.

(Предлагаемый в проекте котел (БКЗ 420-140-7с) имеет рабочее давление 14 МПа.)

Для обеспечения безопасности при эксплуатации сосуды в зависимости от их назначения должны быть оснащены:

предохранительными клапанами;

запорной или запорно-регулирующей арматурой;

приборами для измерения давления;

приборами для измерения температуры;

указателями уровня жидкости

Применению защиты от недопустимого повышения давления рабочей среды на ТЭЦ подлежат: пароводяной и газовый тракт котлов, деаэраторы, паровые пространства теплообменников, трубопроводы, насосы, выхлопные патрубки турбин, расширительные баки, редукционно-охладительные установки и так далее.

В качестве предохранительных устройств применяются: пружинные предохранительные клапаны, рычажные - грузовые предохранительные клапаны, импульсные предохранительные устройства (состоящие из главного предохранительного клапана и управляющего импульсного клапана прямого действия), предохранительные устройства с разрушающимися мембранами.

Предохранительные клапана служат для быстрого снижения давления рабочей среды до нормальной. Когда давление в защищаемом объекте достигает установленного предела, предохранительный клапан автоматически открывается и выпускает рабочею среду в атмосферу или специальную емкость большого объема и закрывается также автоматически при снижении давления до нормального. Это дает возможность оперативному персоналу восстановить нормальный режим работы оборудования или отключить его без повреждений.

По способу воздействия рабочей среды на тарелку затвора при срабатывании предохранительных устройств различают две группы клапанов:

Прямого и непрямого действия.

Клапаны прямого действия бывают с нагружением затвора грузом, пружинной и рычажной - грузовой системой. Эти клапана открываются с силой создаваемой давлением рабочей среды и приложенной непосредственно к тарелке затвора. С ростом давления сверху установленной нормы сила, действующая на тарелку снизу превышает усилия уравновешивающего устройства и открывает затвор. Рабочая среда при этом уходит из защищаемого объекта и давление в нем снижается до безопасной величины.

Клапаны непрямого действия применяются при большом номинальном расходе пара и высоких его параметрах, входят в состав импульсно предохранительных устройств.

В защищаемой системе при повышении давления пара выше допустимого открываются импульсно - предохранительный клапан. В следствии превышения усилия под тарелкой от воздействия перепадов давления над усилием, воздействующим на тарелку через исток со стороны груза. Пар из импульсно - предохранительного клапана через соединительный трубопровод опадает в надпоршневое пространство сервопривода главного предохранительного клапана. Так как площадь поршня превышает площадь тарелки, на которую постоянно воздействует давление пара и осуществляет закрытие клапана, возникает перестоновочное усилие, направленное в сторону открытия клапана, и главный предохранительный клапан открывается. При понижении давления до заданной величины, определяемого настройкой импульсно предохранительного клапана последний закрывается. Давление над поршнем главного предохранительного клапана падает и под воздействием перепада давления пара на тарелку и пружину он закрывается.

Каждый котел паропроизводительностью более 100 кг/ч должен быть снабжен не менее чем двумя предохранительными клапанами, один из которых должен быть контрольным. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на котел, должна быть не менее часовой производительности котлов.

7.3 Охрана окружающей среды

7.3.1 Мероприятия по охране воздушного бассейна

В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу на АТЭЦ - 2 предусмотрены эффективные золоулавливающие установки - скрубберы с вертикальными трубами Вентури (МВ-ВТИ) с интенсивным орошением труб Вентури водой.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой Н=129 м , диаметром устья Dу=6 метров(1 труба), и диаметром устья Dу=6.6 м (2труба). К трубе №1 подключены котлы 1-4, к трубе №2 подключены котлы 5-7.

Контроль за выбросами вредных веществ на АТЭЦ-2 осуществляется расчетным путем ежемесячно. Концентрация в дымовых газах Nох и Со₂ определяется химическим путем.

Таблица 7.3.1 - Предельно-допустимые концентрации вредных веществ

Диоксид ванадия	Оксид азота	Диоксид азота	Пятиокись ванадия	Оксид углерода
NO2	NO	SO2	V2O5	CO
0.085	0.4	0.5	0.002	5.0

7.4 Расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от котлов ТЭЦ

Расчет производим по методическому указанию Сулеева Н.Г. и Кибарина А.А., Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу для тепловых электростанций и котельных на ПЭВМ: Методические указания к выполнению дипломного проекта, Алматы, АЭИ, 1995

7.4.1 Выброс золы

М_ТВ=0,01*В*(а_УН*А^Р+q₄^УН*)*(1-)

М_ТВ=0,01*140000*(0,95*38,0+1,5*)*(1-0,97)=1548,905 г/с

А^Р=38,0 %-зольность топлива на рабочую массу,

q₄^УН=1,5 % -потеря теплоты от механического недожога топлива

а_УН=0,95-доля частиц уносимая из топки,

=0,97-КПД золоуловителя с трубой Вентури,

В = В*8=17,5*8=140 кг/с=140000 г/с - расход натурального топлива;

7.4.2 Выброс сернистого ангидрида

М_{SO 2}=0.02*B*S^P*(1-_{SO 2})*(1-_{SO 2})

М_{SO 2}=0.02*140000*0.9*(1-0.2)*(1-0.02)=1975.68 г/с

В=140000 г/с-расход натурального топлива,

S^P=0,9 %-содержание серы в топливе на рабочую массу,

_{SO 2}=0,2 - доля сернистого ангидрида, улавливаемого летучей золой в газоходах котла, (для топок с твердым шлакоудалением),

_{SO 2}= 0,02 - доля сернистого ангидрида, улавливаемого в мокрых золоуловителях, (щелочность воды 7,5 мг-экв/л).

7.4.3 Количество выбросов оксидов азота

М_{NO x}=0.34*10^-7*K*B*Q_H^P*(1-)*(1-₁*r)*₁*₂*₃*E₂

М_NOx=0.34*10^-7*140000*7.355*16965*(1-)*(1-0)*0.83*1*1*1 =487.332 г/с

- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1т сожжённого топлива, кг/т, D=420 т/ч -номинальный,

D_Ф=380 т/ч-фактический

₁=0,178+0,47*1,5=0,833-безразмерный коэффициент, учитывающий

влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого угля.

Исходная формула ₁ =0,178*0,47*N_Г, где N_Г=1,5 %.

₂ - коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок БКЗ-420 ₂=1)

₃ - коэффициент учитывающий вид шлакоудаления (т.к. шлакоудаление твердое , то ₃=1). На котле БКЗ-420-140 отсутствует рециркуляция воздуха, следовательно е₁-коэффициент рециркуляции, равен нулю. Кроме того нет и подачи части воздуха помимо основных горелок, т.е. е₂=1-коэффициент характеризующий снижение выбросов оксидов азота при двухступенчатом сжигании топлива.

7.4.4 Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле

М_{NO 2}=0,8*М_{NO x}=0,8*487,332=389,86 г/с

М_NO =0,13*М_{NO x}=0,13*487,332=63,35 г/с

7.4.5 Количество выбросов оксидов ванадия

Выбросы происходят только при растопке котла для поддержания постоянства величины факела. Для растопки 1-го котла предусмотрены 6 механических мазутных форсунок, производительностью по 0,8 т/ч.

В=6*0,8=0,48 т/ч=1333 г/с

Мазут используемый на ТЭЦ-2 Шымкентского и Атырауского нефтеперегонных заводов - S_P = 2 %.

содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчёте на V₂O₅ г/т.

_ОС - коэффициент оседания V₂O₅ на поверхностях КА, причём котлы у нас с промежуточным перегревом,

_ОС - доля твёрдых частиц продуктов сгорания мазута улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов0.

7.4.6 Определение минимальной высоты трубы

где М=М_{SO 2}+5.88*389.86=4268.057 г/с

А=200 - коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы из.

V_Г = 1248 м³/с - объём дымовых газов на АТЭЦ-2 (из годового отчета по станции) при расходе топлива на один котёл В=72 т/ч.

Объем дымовых газов на одну трубу:

F = 2 - коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, при среднем эксплуатационном коэффициенте очистки выбросов не менее 90 %.

Т=Т_УХ-Т_ЛЕТ^{СР.МАКС}=99,7 ⁰С - разность температур выбрасываемых из котла газов и средней максимальной температуры наружного воздуха наиболее жаркого месяца года в 13.00 часов дня (принимается по СНиП 2.01.01.- 82 «Строительная климатология и геофизика ».

= 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности, в данном случае ровная и слабопересечённая местность.

С_Ф-фоновая концентрация вредных веществ, характеризующая загрязнение атмосферы, создаваемое другими источниками. (принимаем в виду отсутствия данных).

При принятой ориентировочно высоте трубы определяются безразмерные коэффициенты m и n, учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы. Значение коэффициентов m и n определяются в зависимости от параметров:

Откуда :

при _m2 n=1.

ПДК С_SO2=0.5мг/м³ из

Диаметр устья дымовой трубы:

W₀=35 м/с-скорость выхода дымовых газов.

7.4.7 Расчёт максимальной концентрации вредных веществ

В связи с пролётом самолётов над АТЭЦ-2 на низкой высоте, высота дымовых труб занижена. Действительная высота дымовых труб 129 м.

От этой производной начнём определение максимальных концентраций вредных веществ.

Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ:

Отсюда видно, что величина концентрации при высоте трубы 129 м превышает допустимые.

7.4.8 Определение расстояния от дымовой трубы, на котором достигается максимальное значение концентрации вредных веществ

_m=d*

7.4.9 Определение концентрации вредных веществ в атмосфере по оси факела выброса на различных расстояниях от дымовой трубы

При опасной скорости ветра U_m приземная концентрация вредных веществ C_i (мг/м³) на различных расстояниях (м) от источника выброса определяется по формуле:

C_i=S_i*C_M

где S_i-безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от отношения и коэффициента F по формулам:

S₁=

При =1000 м, и =

S₁=

При =3000 м, и =

S₁=

При =5000 м, и =2,228, S₁=0,687

При =7000 м, и =3,119, S₁=0,499

При =10000 м, и =4,455, S₁=0,316

При =2244,407м, и =1, S₁=1

По результатам расчётов составим сводную таблицу 7.4.9:

Сi, мг/м3	Хi , м
	1000	2244,407	3000	5000	7000	10000
CSO 2 +NO 2	1,069	1,78	1,632	1,223	0,888	0,562
CЗОЛ(ТВ)	0,389	0,647	0,593	0,444	0,323	0,204
CSO 2	0,496	0,825	0,756	0,567	0,412	0,2607
CNO x	0,123	0,204	0,187	0,140	0,102	0,064

На основании данной таблицы построим графики:

7.5 Определение границ санитарной защитной зоны

где L₀ (м) - расчётный размер участка местности в данном направлении, где концентрация вредных веществ ( с учётом фоновой концентрации от других источников ) превышает ПДК .

P (%) - среднегодовая повторяемость направления ветров рассматриваемого румба.

P₀ (%) - повторяемость направления ветров одного румба при годовой розе ветров.

l₀ (м) - размер С З З установленный в санитарных нормах проектирования промышленных предприятий .

Среднегодовая роза ветров характеризуемая значениями Р для разных румбов принимается по данным методических указаний «Основы экологии»:

Характеристики	Направления ветров
	С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ
Повторяемость направлений Р (%)	9	12	7	23	16	20	7	6
Повторяемость напр.ветров Одного направления румба Или круговой розе ветров Р0 (%)	12,5
Отношение Р/Р0	0,72	0,96	0,56	1,84	1,28	1,6	0,56	0,48
Величина С З З L0 ,м	1000
l = L0 *P/Р0 ,м	720	960	560	1840	1280	1600	560	480

По данным таблицы строим план санитарно-защитной зоны

7.6 Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения

Система тех водоснабжения, химобработки воды и хозбытовые воды выполнены в закрытом исполнении, преимущественно в стальных трубах. Система герметизации водоводов и коллекторов не допускает утечек, а, следовательно, и загрязнение грунтовых и поверхностных вод.

Система и сооружения гидрозолоудаления выполнены в соответствии со СНиП 2.01.28-85 "полигоны по обезвреживанию и захоронению промышленных отходов".

Выход золошлаклвых отходов составляет 1800 тонн в год.

Для складирования золошлаков с первой очередью строительства был построен золоотвал емкостью 9,5 млн м³ на расстоянии 1 км от ТЭЦ. В 1998 году была построена 2 секция золоотвала.

Существующий золоотвал овражного типа имеет систему защиты грунтовых вод от загрязнения. В качестве противофильтрационной защиты золоотвал имеет противофильтрационный экран по всей площади ложа и откосов.

Экран выполнен из уплотненного суглинка толщиной 1 м. Имеющаяся на действующим золоотвале противофильтрационная защита, обеспечивает защиту природных вод от загрязнения.

7.7 Расчет золоулавливающей установки с трубой Вентури

Электростанция оснащена восемью котлами производительностью номинальной (по пару) 420 т/ч. Гидравлическое сопротивление золоулавливающей установки не должно превышать 130 кгс/м². По санитарным нормам степень очистки дымовых газов от золы для установок данного типа, должна быть не ниже 97%.

1. Расход дымовых газов (при t_г = 140 ⁰С) и номинальной нагрузке котла составляющей V_г=642,2*10³ м³/ч.