Выбираем конденсатные насосы 1 и 2 ступени КСВ-1000-95 по [15], КЭН-3 ступени выбираем КСВ-1500-140[15]. Характеристики насосов представлены в табл.2.14.

Таблица 2.14 - Характеристики конденсатных насосов

Наименование	КЭН-1ст.	КЭН-2 ст.	КЭН-3 ст.
Тип насоса	КСВ-1000-95	КСВ-1000-95	КСВ-1500-140
Производительность, м3/ч	1000	1200	1500
Напор, м	95	95	140
Частота вращения, об/мин	1000	1000	1480
Допустимый кавитационный запас относительно входного патрубка, мм.в.ст.	2,5	2,8	4,8
Давление во входном патрубке, МПа (кгс/см2)	0,59 (6,0)	0,59 (6,0)	0,39 (4,0)
Температура перекачиваемой жидкости, 0С	60	60	125
Мощность насоса, кВт	342	515	517
КПД насоса, %	76	76	80
Масса насоса, кг	5580	8675	7730
Количество ступеней, шт.	2	2	1
Тип электродвигателя	АВ400-1000У4	АВ630-1000У4	АВК-1000-1500-1
Мощность электродвигателя, кВт	400	630	1000
Напряжение, В	6000	6000	6000
Масса электродвигателя, кг.	3560	4305	4770

2.18.2 Насос дренажей бойлеров

Характеристики насоса дренажей бойлеров приведена в таблице 2.15[17].

Таблица 2.15 - Характеристики насоса дренажей бойлеров

Тип насоса Характеристики	КСВ-320-160-2
Производительность, м3/час	320
Напор, м.в.ст.	160
Максимальная температура подшипников насоса, 0С	70
Тип электродвигателя	АВ-113--4М302
Мощность, кВт	250
Частота вращения, об/мин	1480
Питающее напряжение, В	6000
Максимальная температура подшипников электродвигателя, 0С	80

2.18.3 Конденсатный насос ТПН

Основные технические данные насоса ТПН приведены в табл.2.16[13].

Таблица 2.16 - Основные технические данные насоса ТПН

Показатели	Значение
Производительность, м3	125
Напор, м.вод.ст	50
Мощность, КВт	40
Тип двигателя	АО2-81-4
Количество	2

2.19 Конденсатор

Основные технические данные конденсатора приведены в табл.2.17.

Таблица 2.17 - Основные технические данные конденсационной группы

Показатели	Значение
Тип	800КЦС-5
Поверхность охлаждения,м2	41200
Охлаждающие трубки: диаметр, мм активная длина, мм	28х1 11930
Рабочее давление паровой части, кгс/см2	0,0303
Расход циркуляционной воды, м3/ч	73000
Температура циркуляционной воды на входе, 0С	12
Масса конденсата в конденсаторе, т	90

2.20 Сетевые подогреватели

Согласно схеме бойлерной установки выбираем три типа подогревателей с характеристиками, приведенные в табл. 2.18[17].

Таблица 2.18 - Технические характеристики подогревателей сетевой воды блочной бойлерной установки и пикового станционного подогревателя

Наименование оборудования Наименование параметра	ОПСВ-500-14-23	ОПСВ-500-14-23	ППСВ-500-3-23	ППСВ-315-14-23
Площадь поверхности теплообменника по наружному диаметру труб, м2	500	500	500	315
Расчетная тепловая производительность, Гкал/час	35,6	33,7	61,5	46,8
Расчетное давление пара перед подогревателем	2,6	2,6	10,6	9,7
Расчетная температура пара перед подогревателями, 0С	220	220	378	400
Расчетная температура сетевой воды на входе, 0С	70	70	109,5	70
Расчетная температура сетевой воды на выходе, 0С	110	109	145	126
Расчетный расход сетевой воды, т/час	842	908	1750	885
Потери напора при расчетном расходе, м.вод.ст.	2,0	2,1	6,0	6,0
Температурный напор, 0С	8,5	9,0	14	20
Максимальный расход сетевой воды,т/час	1500	1500	1800	1150
Максимальное давление пара, кгс/см2	3	3	14	14
Максимальное давление сетевой воды, кгс/см2	23	23	23	23



3. ГЕНПЛАН, КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА. СИСТЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ, ТОПЛИВОПОДАЧИ

3.1 Разработка генплана

Схема генерального плана представлена на листе 1 графической части. Генеральный план промплощадки выполнен на мощность 800 Мвт. Площадка ГРЭС располагается на территории Красноярского края, в 10 км к северу-западу от районного центра г.Шарыпово и в 250 км юго-западнее г.Красноярска.

Местоположение площадки ГРЭС определилось стремлением максимально приблизить ее к создаваемому водохранилищу.

Здания и сооружения на генеральном плане размещают в соответствии с их технологической взаимосвязью, соблюдением санитарных и противопожарных норм.

Главный корпус расположен с учетом наивыгоднейших условий геологии, топографии, железнодорожных связей с другими зданиями и сооружениями ГРЭС. Открытый клад топлива с конвейером топливоподачи, идущим от угольного разреза, размещаются за оградой промплощадки с восточной стороны. Со стороны фасада главных корпусов размещается открытая установка трансформаторов, сбросной канал и блочные насосные станции с подводящими каналами. В разрыве между угольным складом и главным корпусом размещаются вспомогательные здания и сооружения: растопочное мазутное хозяйство, ремонтный блок и пропан-бутановая станция, а также склад сухой золы.

С постоянного торца главного корпуса располагается объединенный вспомогательный корпус, компрессорная, гараж с автозаправочной станцией, пожарное депо.

На предстанционной площади размещается инженерно-лабораторный корпус, связанный с бытовым и главным корпусами переходными мостиками.

3.2 Компоновка главного корпуса

Главный корпус представляет собой многопролетное сооружение со следующими элементами:

- машзал пролетом 54 м;

- бункерные этажерки перед фронтом котла и за котлом пролетом по 15 м с отметкой галереи топливоподачи 49 м;

- трехпролетное котельное отделение 12+33+12 м;

- помещение воздухоподогревателей пролетом 36 м.

Ширина ячейки блока 84 м.

Разрез главного корпуса представлен на листе 2 графической части.

Установка турбины в машзале продольная - 27 м. блочные щиты(БЩУ) и распределительное устройство собственных нужд(РУСН) вынесены в отдельное здание пролетом 24 м, примыкающее к машинному отделению. Отметка подвала машзала принята 4,2 м для улучшения условий эксплуатационного обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов, размещенных в подвале.

Мельницы-вентиляторы установлены с четырех сторон топки.

Для обеспечения требуемых ремонтных площадей в постоянном и временном торце главного корпуса предусмотрены ремонтные площадки.

Электрофильтры размещаются в ячейке 84 м и устанавливаются в отдельно стоящем здании пролетом 54 м по четыре аппарата на блок. Для выполнения ремонтных работ над фильтрами устанавливаются легкие электрические кран-балки.

Дымососы расположены в отдельном помещении пролетом 24 м. расположенном за рукавными фильтрами.

Главный корпус подключается к своей дымовой трубе. Газоходы от котлов к трубе - надземные, железобетонные.

3.3 Выбор системы водоснабжения

Тепловые электрические станции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин, обеспечиваемое техническим водоснабжением электростанции. Потребителями технической воды являются также маслоохладители главных турбин и вспомогательного оборудования, охладители водорода и конденсата статоров электрогенераторов, охладители воздуха возбудителей, система охлаждения подшипников.

В рассматриваемом районе наиболее крупным водотоком, который может быть использован, в качестве источника технического водоснабжения является река Урюн, левый приток реки Чулым притока первого порядка бассейна реки Обь.

Зимние среднемесячные расходы воды реки Урюн в маловодные годы колеблются от 1,0 до 7,0 м3/с, а летом от 8,8 до 18 м3/с, что значительно меньше расходов воды, необходимых для осуществления технического водоснабжения ГРЭС по прямоточной схеме, которые составляют, в зависимости от сезона и графика ремонтов основного оборудования от 172 до 175,5 м3/с.

Из вышеизложенного следует, что по своему гидротехническому режиму река Урюн в естественном состоянии не может обеспечить работу ГРЭС по прямоточной схеме.

В оборотных системах обязательным является наличие водоохладителя. Его функции могут выполнять, в данном случае, водоем-охладитель или градирни.

Использование водоемов-охладителей имеет ряд преимуществ перед использованием градирен: надежность технического водоснабжения, более низкие и устойчивые температуры охлаждающей воды, большая простота эксплуатации системы(особенно зимой), меньшая высота подъема охлаждающей воды и значительно более низкий расход электроэнергии на перекачку, возможность комплексного использования водоема-охладителя для рыборазведения, орошение сельскохозяйственных угодий, отдыха и спорта отдыхающих.

Поэтому принята оборотная система технического водоснабжения с водохранилищем-охладителем, которое будет использовано для сезонного регулирования стока реки Урюн.

3.4 Состав гидротехнических сооружений и их характеристики

В состав гидротехнических сооружений входят следующие объекты:

- водохранилище;

- глухая земляная плотина;

- водозаборные сооружения;

- подводящий канал;

- отводящий канал;

- блочная насосная станция(БНС).

3.4.1 Характеристика водохранилища

Характеристика водохранилища представлена в табл.3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика водохранилища

Наименование	Значение
Отметка нормального подпорного уровня, м	282
Отметка форсированного подпорного уровня, м	282,8
Отметка уровня мертвого объема, м	279,75
Площадь зеркала при НПУ, км2	33,37
Полный объем, млн.м3	193
Характер регулирования стока воды	сезонный

3.4.2 Глухая земляная плотина

Тип сооружения: насыпная с ядром и зубом.

Грунты основания: галечниковые отложения поймы реки Береш.

Материал тела плотины: ядро и зуб из суглинка, боковые призмы - песчано-гравелистые грунты.

Отметка гребня 286 м

Максимальный напор 16 м

Строительная высота 20 м

Длина по гребню 1000 м

Ширина по гребню 15 м

Ширина по подошве 200 м

конденсационный турбина паровой насос

3.4.3 Водозаборные сооружения

Выполнен из грунтов сборного и монолитного железобетона.

Основные размеры:

Длина, м 583,8

Ширина, м 7,3

Высота, м 3,6

Тип водоприемника: галерейный с переливной стенкой.

Водозабор имеет 12 галерей по 6 шт. на каждый подводящий канал. Плиты покрытия, стены и колонны каркаса галерей выполнены из сборного железобетона, переливная стенка имеет криволинейное поперечное сечение, размер входной щели переменный.

Всего на электростанции запроектировано два глубинных щелевых водозабора. На водоподводящих галереях предусмотрены пазы для установки затворов, перекрывающих доступ воды в подводящий канал.

Скорость воды в галереях 0,41 м/с

Количество водозаборных отверстий

для одного водозабора 6

Размеры водозаборных отверстий 48,65х3,0

Размеры водоотводящих отверстий 4,2х3,0



3.4.4 Подводящий канал

Тип сооружения: открытый.

Назначение: подвод охлаждающей воды к блочной станции.

Расчетная пропускная способность 100 м3/с

Форма канала трапециедальная

Ширина ко дну 75 м

Отметка дна канала 276 м

Откосы канала укрепляются монолитным железобетоном.

Глубина воды в канале 6,8 м

Минимальный уровень воды в канале 279,75 м

3.4.5 Отводящий канал

Назначение: отвод воды после конденсаторов в водохранилище

Тип: открытый.

Форма и размеры поперечного сечения в пределах главного корпуса прямоугольное 21,9х5,0 м.

Пропускная способность 200 м3/с

Расчетная температура воды 33 0С

Общая длина 1087,3 м

Отметка дна канала:

в начале 279 м

в конце 275,76 м

Скорость течения воды 0,8-1,6 м/с

В состав канала входит сифонный колодец, обеспечивающий постоянный подпор в сливных цирководах при колебаниях уровня воды в водохранилище.

3.4.6 Блочная насосная станция

Тип: блочная насосная, совмещенная с водоприемником.

Строительная высота 13,86 м

Длина 84,0 м

Ширина 18,0 м

Дренажные устройства:

Местоположение - на отметке 10,0 м расположены 4 насоса С-569 производительностью 250 м3/ч каждый. Сброс воды из дренажных приемников в водоподводящий канал.

Тип и количество основных насосов:

По проекту 8 шт. - ОБ2-185-2 для 4-х энергоблоков.

Производительность насоса 36000 м3/ч

Управление насосами местное

Тип и размеры сороудерживающей решетки грубая.

Схема технического водоснабжения БГРЭС-2 представлена на листе 4 графической части.

3.5 Расчет расхода технической воды

В качестве источника циркуляционной воды принимаем пруд - охладитель, так он характеризуется более низкой и устойчивой температурой воды, меньшими ее потерями и не большим расходом электроэнергии на циркуляционные насосы. Схема пруда охладителя представлена на рис.3.1.

Площадь от места сброса от места забора:

;

где Fа - активная или транзитная площадь без застойных зон, м2;

- коэффициент использования пруда, зависящий от его формы.

При правильной вытянутой форме пруда , при неправильной , при округленной .

Активная площадь пруда охладителя, м2:

;

где Nк - полная мощность, кВт.

;

Расход технической воды на конденсатор турбины - 73000 м3/ч;

Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения - 78329 м3/ч;

Расход технической воды на маслоохладитель - 1825 м3/ч;

Расход технической воды на охладитель газа и воздуха - 2920 м3/ч;

Расход технической воды на подшипники - 584 м3/ч;

Слив с подшипников в систему ГЗУ - 146 м3/ч;

Расход технической воды в систему ГЗУ - 73 м3/ч;

Расход технической воды на ХВО - 73,1 м3/ч;

Потери на испарение и фильтрацию - 14,13 м3/ч;

Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель - 78063,9 м3/ч;



Рисунок 3.1 - Схема циркуляционного охлаждения с прудом охладителем

1- плотина; 2 - дамба; 3 - конденсатор; 4 - водоприемные колодцы; 5 - циркуляционные насосы; 6 - маслоохладитель; 7 - охладитель газа и воздуха; 8 - подшипники; 9 - водоподготовка рабочего тела; 10 - гидрозолоудаление.

3.6 Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на БГРЭС-2 в г. Шарыпово по заданию используется бурый уголь Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками [19].

Таблица 3.2 - Характеристика Ирша-Бородинского угля

Wр, %	Aр, %	Sрк+ор, %	Cр, %	Hр, %	Nр, %	Oр, %	Qнр, кДж/кг	Vг, %
33,0	7,4	0,2	42,6	3	0,6	13,2	14950	47

3.6.1 Определение расхода топлива на ТЭС

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношение, кг/с:

где кг/с - расход перегретого пара(см. пункт 2.7);

= кДж/кг - энтальпия пара перед турбиной(см. рис. 2.3);

=1133,987 кДж/кг - энтальпия питательной воды (см. табл.2.2);

= 564,776 кг/с - расход пара на вторичный перегрев(см. формулу 2.24);

=3544,238 кДж/кг- энтальпия пара на выходе из промперегрева(см. рис.2.3);

=2904,61 кДж/кг - энтальпия пара на входе в промперегрев(см. рис.2.3);

=14950 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива[ 4];

=0,91 - КПД парогенератора.

3.6.2 Разработка схемы топливоподачи

Подача топлива с разреза на ГРЭС предусматривается конвейерным транспортом, так как станция находится в непосредственной близости от

угольного разреза(около 14 км). С экологической точки зрения пришлось отказаться от традиционного способа доставки топлива на станцию железнодорожными вагонами.

По условию надежности работы все топливное хозяйство станции разделено на две самостоятельные половины, каждая из которых включает в себя:

- склад топлива радиальной формы, механизированный машиной непрерывного действия;

- дробильно-распределительный корпус, выполняющий функции дробление топлива, распределение потоков угля на склад или в главный корпус, а также удаление металла и щепы;

- галереи ленточных конвейеров.

Узел приема топлива выполнен в виде одного аккумулирующего бункера. Общая емкость одного узла приема топлива определяется:

где =143,005 кг/с - полный расход топлива на котел(см. пункт 3.6.1).

3.6.3 Ленточные конвейеры

Топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, т/ч:

,

где b - ширина ленты, м;

c - скорость ленты [4], м/с;

- насыпной вес топлива [4], т/м3;

= 320 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте[2] .

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяются по формуле, кВт:

где =50 - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

H=5 - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов ,м;

=1 - коэффициент, зависящий от длины ленты [4];

=515 - коэффициент, зависящий от ширины ленты[4].

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

где =1,25 - коэффициент запаса [4];

=0,95 - КПД электродвигателя[4];

=0,95 - КПД редуктора [4].

3.6.4 Дробилки

Для дробления твердого топлива используются дробильные установки. Применяют одно- и двухступенчатое дробление. Одноступенчатое дробление используется при поступлении на станцию углей мелких фракций(до 50 мм). Двухступенчатое дробление применяется при размерах кусков 200-400 мм и более.

Молотковые дробилки используют для более тонкого дробления топлива(до кусков около 200 мм), так как уголь на станцию поступает мелких фракций(уголь - хорошо сыпучь).

Также для дробления углей с высокой влажностью(Wр Ирша-Бородинского угля составляет 33%) применяют молотковые незабивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расчетному расходу топлива на котельный агрегат выбираем дробилки типа М-20х30 с характеристиками:

Производительность 850-1000 т/ч;

Крупность кусков 400 мм

Частота вращения ротора 500 об/мин;

Мощность электродвигателя 1,1 кВт.

3.6.5 Расчет емкости бункера сырого угля

Дробленое топливо поступает в бункер сырого угля(БСУ), находящийся в главном корпусе. В главном корпусе на один котлоагрегат устанавливают восемь БСУ(по одному на мельничный-вентилятор).

Емкость бункера сырого угля, м3:

где =4 - число часов работы котельного агрегата на топливе, запасенном в бункерах;

=514,82 т/ч - часовой расход топлива на котлоагрегат(см. пункт 3.6.1);

=0.8 - коэффициентом заполнения бункера[4];

=0.85 - насыпной вес угля [4].

3.6.6 Расчет топливного склада

Для обеспечения электростанции топливом создают его резервные запасы: оперативный резерв - в бункерах главного корпуса и в расходном складе, долговременный - на резервном складе.

Для мощных ГРЭС, располагаемых вблизи(до 100 км) угольных разрезов или крупных шахт, емкость склада принимается на две недели.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно определяем по формуле, м2:

где -число суток запаса топлива на складе, сут;

=30 - высота штабеля, м;

=0,8-0,9 - коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле[4].

=0.85 - насыпной вес угля [4].

3.6.7 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигания Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с мельницами вентиляторами. Устанавливаем четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 120%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

где - количество мельниц на котле;

=1,1- коэффициент размолоспособности[4];

=514,82 т/ч - смотри пункт 3.6.5

По расчетной производительности мельницы выбираем МВ 3300/800/500, который имеет следующие характеристики:

Производительность 500 т/ч;

Частота вращения 500 об/мин.



4. ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. РАЗРАБОТКА ПОЛНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ПО ПОДОГРЕВУ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Схема теплофикации БГРЭС(рис.4.1) является централизованной, двухтрубной, открытой и предназначена для:

- передачи тепловой энергии сетевой воде в водоподогревательных установках;

- транспорта теплоносителя, в качестве которого используется сетевая вода, потребителям на нужды отопления и горячего водоснабжения.

Схема теплофикации главного корпуса состоит из водоподогревательных установок блоков, насосного оборудования и станционных трубопровоодов теплосети. Схемы теплофикации ПОК-1,2, кроме водоподогревательных установок и насосного оборудования, включают в себя оборудование для подготовки и подачи в схему теплосети подпиточной воды, а также аккумуляторных баков запаса подпиточной воды. Водоподогревательная установка блока состоит из трех частей:

ПЕРВАЯ - блочная бойлерная, состоящая из двух основных подогревателей типа ПСВ-500-3-23, включенных по сетевой воде параллельно, и одного пикового подогревателя типа ПСВ-500-14-23, включенного по сетевой воде последовательно с основными. Установленная тепловая мощность блочной бойлерной установки 140 Гкал/час при расходе сетевой воды 1750 т/час.

ВТОРАЯ - пиковый станционный бойлер типа ПСВ-315-14-23 включенный по сетевой воде параллельно блочной бойлерной. Установленная тепловая мощность пикового станционного бойлера составляет 50 Гкал/час при расходе сетевой воды 625 т/час.

ТРЕТЬЯ - состоит из двух воздуховодяных теплообменников (ВВТО) установки системы избыточного воздуха (СИВ) котла П-67, включенных по сетевой воде параллельно сетевым подогревателям. Установленная тепловая мощность каждого ВВТО составляет 24 Гкал/час при расходе сетевой воды 250 т/час. Схема подключения ВВТО к трубопроводам теплофикации главного корпуса и ПОК позволяет использовать их в качестве теплопотребляющего оборудования при работе в калориферном режиме для подогрева воздуха при растопке котла или обогреве цеха.

Насосное оборудование схемы теплофикации главного корпуса состоит из 2-х групп сетевых насосов и конденсатных насосов блочных бойлерных установок.

Сетевые насосы расположены в турбинном и дымососном отделениях главного корпуса, по сетевой воде подключены параллельно и предназначены для транспорта сетевой воды потребителям. В турбинном отделении расположены 4 насоса типа СЭ-2500-180-10 и 1 насос типа СЦН-2500-180/8. В дымососном отделении расположены 2 насоса: типа СЭ-2500-180-10 и типа СЦН-2500-180/8.

Конденсатные насосы типа КСВ-320-160-2 блочных бойлерных установок расположены непосредственно у бойлеров (по 2 на каждую бойлерную) соответствующего блока на отм.-3.5 м и предназначены для подачи конденсата греющего пара бойлеров в схему основного конденсата блока или в БГК.

Сетевые насосы типа СЭ-2500-180-10 и СЦН-2500-180/8, конструктивно различаются способами компенсации остаточных осевых усилий, системами маслоснабжения и представляют собой центробежные, горизонтальные, спирального типа, одноступенчатые машины с рабочим колесом двухстороннего входа и состоят из следующих основных частей:

- корпуса с крышкой;

- ротора;

- корпусов подшипников;

- вкладышей подшипников скольжения;

- торцевых уплотнений;

- фундаментной плиты.

Кроме этого СЭ-2500-180-10 имеет радиально-упорный шарикоподшипник, а СЦН-2500-180/8 - главный маслонасос, установленный на валу ротора.

В условном обозначении типа насосов буквы и цифры означают:

С - сетевой;

Н - насос;

Э - электрический;

2500 - подача насоса, м3/час;

180 - развиваемый напор, м.вод.ст;

10 - (8) - давление на входе, кгс/см2.

Конденсатный насос КСВ-320-160-2 выполнен центробежным, вертикальным, двухкорпусным с внутренним корпусом секционного типа и односторонним расположением рабочих колес. Технические характеристики насосов представлены в табл.4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики насосов схемы теплофикации

Тип насоса Характеристики	СЭ-2500-180-10	СНЦ-2500-18018	КСВ-320-160-2
Производительность, м3/час	2500	2500	320
Напор, м.в.ст.	180	180	160
Давление на входе, кгс/см2	<10	<8	-
Температура перекачиваемой жидкости, 0С	<120	<120	-
Максимальная температура подшипников насоса, 0С	70	70	70
Тип электродвигателя	4АЗМ-1600/ /6000-УХЛИ	4АЗМ-1600/ /6000-УХЛИ	АВ-113-4М302
Мощность, кВт	1600	1600	250
Частота вращения, об/мин	3000	3000	1480
Питающее напряжение, В	6000	6000	6000
Ток статора, А	179	179	-
Максимальная температура подшипников электродвигателя, 0С	80	80	80



Основной и пиковый подогреватели блочной бойлерной установки типа ПСВ-500-3-23, ПСВ-500-14-23, а также станционные пиковые подогреватели типа ПСВ-315-14-23 представляют собой кожухотрубные теплообменники вертикального типа, выполненные в виде цилиндрических сосудов сварной конструкции и различаются площадью поверхностей нагрева, параметрами греющего пара.

Буквы в условном обозначении подогревателей означают:

П-подогреватель;

С-сетевой;

В-вертикального типа;

Цифры - поверхность нагрева, максимальное рабочее давление греющего пара и максимальное давление воды в трубной системе.

Греющий пар к основным подогревателям ББУ подводится от VII нерегулируемого регенеративного отбора турбины по трубопроводу 630х8. Греющий пар к пиковому подогревателю ББУ поступает от VI отбора по трубопроводу 426 х 9 с запорной задвижкой и двумя, установленными параллельно клапанами, регулятора температуры, предназначенного для поддержания заданной температуры сетевой воды на выходе из подогревателя, независимо от его тепловой нагрузки. Конденсат греющего пара пикового подогревателя ББУ свободно сливается в корпуса основных подогревателей. На трубопроводе отвода конденсата установлен регулирующий клапан регулятора уровня с двумя ручными задвижками и обводной линией с ручной задвижкой. Конденсат греющего пара из основных подогревателей поступает в последовательно подключенные охладители конденсата типа ОВ-150-3А с отключающими задвижками и обводной линией с задвижкой.

Для охлаждения конденсата греющего пара используется часть основного конденсата, отбираемого перед ПС-1 и возвращаемого в линию основного конденсата за ПС-1.

После охладителей конденсат поступает на всас конденсатных насосов бойлеров, которыми подается в нормальных условиях эксплуатации в линию основного конденсата за ПНД-3 (при температуре конденсата выше 900С) или в напорный коллектор КЭНов I ступени (при температуре конденсата ниже 900С), а также в БГК при ухудшении качества конденсата выше нормы. На стороне нагнетания конденсатных насосов установлен регулирующий клапан регулятора уровня. Регулирующий клапан имеет обводную линию с ручной задвижкой. Регулятор предназначен для поддержания постоянного уровня в одном из основных подогревателей независимо от их тепловой нагрузки. Кроме подачи конденсата блочной бойлерной конденсатными насосами в трубопровод основного конденсата имеется линия безнасосного слива в конденсатор турбины или в ПНД-2 с регулятором уровня и обводной линией с задвижкой.

Конденсат греющего пара из станционного пикового подогревателя ПСВ-315-14-23 может отводится в основные подогреватели, в трубопровод отвода конденсата с ББУ перед охладителями или непосредственно в конденсатор главной турбины и ПНД-2. На трубопроводе отвода конденсата с ПСВ-315-14-24 установлен регулирующий клапанрегулятора уровня с двумя ручными задвижками и обводной линией с ручной задвижкой.

Воздух из станционного пикового подогревателя отводится в пиковый подогреватель ББУ и далее через основные подогреватели в конденсатор.



Рисунок 4.1 - Полная тепловая схема установки по подогреву сетевой воды



5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

5.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической и тепловой энергии на проектируемой станции мощностью 800 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбина К-800-240-5 и котельный агрегат П - 67 производительностью 2650 тонн пара в час, работающий на буром угле Ирша - Бородинского месторождения.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:

, (5.1)

где - затраты на топливо;

- расходы на оплату труда;

- амортизация основных производственных средств;

- расходы на ремонт основных средств;

- прочие расходы.

Число часов работы основного оборудования, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (5.2)



где - время простоя в ремонте, ч,

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (5.3)

где - установленная мощность станции, МВт

- число часов использования установленной мощности, ч.

Годовой расход топлива на КЭС, т.н.т./год:

(5.4)

где - полный расход топлива, кг/с(см. формулу 2.25).

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (5.5)

где Ц - цена топлива, руб./т.н.т.

Для приближённых расчётов расходов на оплату труда можно использовать формулу, млн. руб./год:

, (5.6)



где - штатный коэффициент;

- средняя зарплата одного работника за год;

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (5.7)

где - средняя норма амортизации станции в целом;

- капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

, (5.8)

где и - капитальные вложения, связанные с установкой одного

блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

- коэффициент, учитывающий район размещения;

- коэффициент удорожания в ценах текущего года;

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (5.9)

где - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС.

К прочим расходам относятся:

- общецеховые и общестанционные расходы;

- расходы по охране труда и техники безопасности;

- налоги и сборы;

- плата за землю

- и др.

Их величина принимается 20 - 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:

, (5.10)

где СОЦ - страховые взносы во вне бюджетные фонды по ставке 30% от расходов на оплату труда.

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб/год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

, (5.11)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 39,67% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

5.1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч:



, (5.12)

где - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.

Удельный расход натурального топлива на выработанный кВтч, кг.н.т/кВт· ч(см. формулу 2.35):

Удельный расход натурального топлива на отпущенный кВт·ч, кг.н.т./кВт·ч:

, (5.13)

где В= т.н.т/год - годовой расход топлива(см. формулу 5.4).

Определим себестоимость электрической и тепловой энергии проекта ГРЭС 800 МВт. Исходные данные к расчету себестоимости электрической и тепловой энергии приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные к расчету себестоимости

Показатели оборудования	Условные обозначения	Значение показателей 110
Полезный отпуск электроэнергии с ТЭС, млн. кВт/ч		5865,696
Годовое производство тепла на ТЭС, тыс.Гкал		727,429
Годовой расход топлива по ТЭС, тыс. т.н.т.		4058,825
Расход топлива на производство э/э, тыс. т.н.т.		3668,992
На производство т/э		389,833
Эксплутационные расходы, млн.руб.		3887,985
Затраты на топливо, млн.руб		1542,354
Расход на амортизацию, млн.руб.		1016,451
Затраты на оплату труда, млн.руб.		72,96
Затраты на текущий ремонт, млн.руб.		847,042
Прочие затраты, млн.руб.		409,179

Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии приведены в таблице 5.2 для турбины К-800-240-5.

Таблица 5.2 - Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии

Стадия производства	Элементы затрат, млн.руб.	Всего затрат, млн. руб.	В том числе, млн.руб.
							э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	1542,354	508,225	423,521	25,536	-	2499,636	2259,557	240,08
Машинный зал, ЭЦ	-	457,403	381,169	25,536	-	864,108	864,108	-
Общестанционные расходы	-	50,823	42,352	21,888	409,179	524,241	486,825	37,417
Всего по ТЭС	1542,354	1016,451	847.042	72,96	409,179	3887,985	3610,489	277,496
Себестоимость единицы электроэнергии, коп./кВт•ч	61,6	-	-
Единицы теплоэнергии, руб./Гкал	381,475	-	-

5.2 Оценка эффективности капитальных вложений

5.2.1 Расчет показателей эффективности капитальных вложений

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т. е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

, (5.14)

где К - стоимость строительства станции, млн. руб.;

UЭОТП - себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;

WОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

n - текущий год;

Т=0,868 - тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт· ч.

Расчёт срока окупаемости блока К-800-240-5 сведём в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Срок окупаемости капитальных вложений

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - капитальные вложения, [млн.руб./год]	-16940,847	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2) Денежный поток по основной деятельности [млн.руб./год]: - АМО, [млн.руб./год] - доход от реализации отпущенной электроэнергии, [млн.руб./год] - доход от реализации тепловой энергии, [млн.руб./год]	-	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75	110,998 1480,301 1016,451 2607,75
3) Чистый денежный поток, [млн.руб./год]	-16940,847	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75	2607,75
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход, [млн.руб./год]	-16940,847	2370,682	2155,165	1959,241	1781,128	1619,207	1472,007	1338,188	1216,535	1105,941	1005,4
6) ЧДД нарастающим итогом, [млн.руб./год]	-16940,847	-14570,165	-12199,484	-10044,318	-8085,077	-6303,949	-4684,742	-3212,735	-1996,2	-890,26	115,141

Капитальные вложения в проект ГРЭС 800 МВт блока К-800-240-5 окупается на десятый год эксплуатации при условии, что уровень рентабельности принимается выше 15%.

5.2.2 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности

Оценим инвестиционной риск проекта ГРЭС 800 МВт, используя метод анализа чувствительности, который заключается в оценке влияния изменения исходных параметров проекта на его конечные характеристики. Анализ чувствительности проекта позволяет оценить, как изменяется результирующий показатель (ЧДД проекта) при изменении двух основных факторов:

- цены топлива (Цт) в диапазоне ±15%;

- ставки дисконта в диапазоне ±15%.

Результаты анализа чувствительности приведены для абсолютных показателей в таблице 5.4 и для относительных показателей в таблице 5.5.



Таблица 5.4 - Анализ чувствительности ЧДД(абсолютные показатели)

Показатели	Значение показателя ЧДД, млн.руб
	-15	-10	-5	0	+5	+10	+15
Цена топлива, руб./т.у.т.	323	342	361	380	399	418	437
Норма дисконта, %	8,5	9	9,5	10	10,5	11	11,5
ЧДДТ, млн.руб	1632,453	1128,064	623,676	115,141	-385,1	-889,488	-1393,87
ЧДДД, млн.руб	1104,164	765,006	436,867	115,141	-188,17	- -485,923	-774,368

Таблица 5.5 - Анализ чувствительности ЧДД(относительные показатели)

Показатели	Изменение показателя ЧДД, %
	-15	-10	-5	0	+5	+10	+15
ЧДДТ, %	1317	879	441	0	434	872	1310
ЧДДД, %	859	564	279	0	263	522	772

Графики чувствительности показателя ЧДД на основании таблиц 5.4 и 5.5 представлены на рисунках 5.1 и 5.2.

Рисунок 5.1 - График чувствительности показателя ЧДД, млн.руб



Рисунок 5.2 - График чувствительности показателя ЧДД, %

Как показывают расчеты, проект ГРЭС с блоком К-800-240-5 характеризуется очень высоким риском. ЧДД проекта более чувствителен к изменению цены топлива, так например, при изменении цены топлива на 5%, ЧДД изменяется на 434%.



6. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА

Введение

Современные тепловые электрические станции представляют собой сложный комплекс разнообразного оборудования и устройств, связанных между собой технологическим процессом в выработке тепла и электрической энергии, что предъявляет высокие требования к обеспечению безопасности жизнедеятельности. Основные вопросы безопасности труда на теплоэнергетических предприятиях при эксплуатации, ремонте, наладке и испытании основного и вспомогательного оборудования, средств механизации и автоматизации регламентируют правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования, системой государственных стандартов безопасности труда (ССБТ), а также инструкциями по технике безопасности, производственной санитарии, пожарной безопасности и другими нормативными документами.

Правовую основу охраны труда составляют законодательные, нормативные и правовые акты, имеющие различную юридическую силу. По этому признаку их можно разделить на следующие группы:

- законодательные акты;

- подзаконные акты;

- нормативные правовые акты;

- руководящие документы.

Группу законодательных актов о труде и об охране труда составляют:

- Конституция Российской Федерации (принята по результатам референдума 12 декабря 1993 г.);

- Трудовой кодекс Российской Федерации (введен в действие с 1 февраля 2002 г.);

- Федеральный закон «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» от 24 июля 1998 г. № ФЗ-125;

- Федеральный закон «О пожарной безопасности» от 21 декабря 1994 г. № ФЗ-69;

- Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 20 июня 1997 г. № ФЗ-116;

- Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27 декабря 2002 г. ФЗ-184.

6.1 Общая характеристика проектируемого объекта

Площадка проектируемой ГРЭС предусматривается в соответствии с общей планировкой района. По СНиП 21 - 01 - 97 «Пожарная безопасность производственных зданий», НПБ 201 - 96 «Нормы пожарной безопасности» санитарно - защитная зона принимается по расчету рассеивания вредных выбросов. При этом учитываются следующие факторы:

- наличие площадки, пригодной для застройки с учетом перспективного расширения электрической станции;

- рационального устройства складов топлива;

- проветривание;

- возможность и удобство подвода ЛЭП, кабельных и трубных трасс;

- расположение ГРЭС по отношению к жилому фонду местности в соответствии с розой ветров.

Вокруг корпуса предусматривается:

- автодорога на две полосы;

- проезды пожарных автомобилей вокруг складов угля и открытых распределительных устройств (ОРУ);

- вдоль открытого сбросного канала, золошлакопроводов и других линейных сооружений шириной не менее 6 метров.

Расстояние от края проезжей части дороги до стен зданий не более 25 метров. Вдоль стен главного корпуса - расстояние может увеличиваться до 60 метров.

При устройстве тупиковых дорог с площадками для разворота пожарных машин по 5 - 15 метров от стен главного корпуса и установка на площадке пожарных гидрантов. Расстояние между такими тупиковыми дорогами - не более 100 метров.

6.2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта

В соответствии со СНиП 21.01.97 «Пожарная безопасность производственных зданий» здание турбинного цеха перекрывается железобетонными блоками, стены сборные, панели шириной 300 мм. Для удобства обслуживания предусмотрены специальные площадки и лестницы с ограждениями.

Предусматриваются два эвакуационных выхода в разных концах помещения, так как расстояние от наиболее удаленного рабочего места более 30 метров.

Турбинный цех разделен по высоте на 2 помещения: в верхнем установлены турбины, в нижнем фундамент турбины, конденсатор, другое вспомогательное оборудование. Турбоустановки компонуются по «островному» принципу. Турбина и генератор установлены на отдельном фундаменте, не связанном с другими строительными конструкциями, во избежание передачи вибрации.

Между верхним и нижним помещениями перекрытия не выполнено. Вокруг турбоагрегата установлены площадки для обслуживания, соединенные между собой проходами, идущими вдоль стен машинного зала.

Источники вредных воздействий на человека предусматривается размещать в отдельных помещениях. Площадь производственного помещения на одного рабочего превышает 4,5 м2, а объем -15 м3.

Все трубопроводы пара и горячей воды, а также теплообменное оборудование оснащены тепловой изоляцией, подшипники насосов, которые также являются источниками теплового излучения, охлаждаются конденсатом.

6.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

На ТЭС, как и на любом производственном объекте постоянно присутствует риск возникновения потенциальных опасностей и вредных воздействий на организм человека. Опасные и вредные производственные факторы подразделяются на четыре группы: физические, химические, психофизиологические.

К опасным физическим факторам относятся:

- движущиеся машины и механизмы;

- различные подъемно-транспортные устройства и перемещаемые грузы;

- незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления);

- отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента, электрический ток, повышенная температура поверхностей оборудования.

Вредными физическими факторами являются:

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- высокие влажность и скорость движения воздуха;

- повышенные уровни шума, вибрации, ультразвука и различных излучений - тепловых, электромагнитных;

- запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

- недостаточная освещенность рабочих мест, проходов и проездов;

- повышенная яркость света и пульсация светового потока.

Химические опасные и вредные производственные факторы по характеру действия на организм человека подразделяются на следующие группы:

- токсические;

- раздражающие;

- вызывающие аллергические заболевания;

- канцерогенные (вызывающие развитие опухолей);

- мутагенные (В эту группу входят многочисленные пары и газы: пары бензола и толуола, окись углерода, сернистый ангидрид, окислы азота, аэрозоли свинца, а также агрессивные жидкости (кислоты, щелочи), которые могут причинить химические ожоги кожного покрова при соприкосновении с ними).

К психофизиологическим опасным и вредным производственным факторам относятся физические перегрузки (статические и динамические) и нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов слуха, зрения).

Любое из этих воздействий оказывает отрицательное влияние на человека, а сочетание их усиливает отрицательный эффект в несколько раз. В этой связи необходимо стремиться к уменьшению воздействия вредных факторов на работников предприятия, а так же снижению процента воздействия потенциальных опасностей путем проведения мероприятий, направленных на снижение производственного травматизма, аттестации рабочих мест по условиям труда, аттестации и повышения квалификации всех сотрудников предприятия.

6.4 Опасность поражения электрическим током

Турбинный цех, согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ), относится к помещению с повышенной опасностью с рабочим напряжением от 0,4 до 6 кВ. Для защиты от поражения электрическим током при случайном прикосновении к токоведущим частям, находящимся под напряжением согласно ГОСТ 50571.8-94 «Требования обеспечения безопасности. Общие требования по применению мер защиты для обеспечения безопасности» применяют:

- недоступность токоведущих частей(обеспечивают размещением в отдельных помещениях или шкафах источников электроэнергии, распределительных устройств, средств автоматики и включения);

- защитные ограждения;

- изоляцию токоведущих частей;

- изоляцию рабочего места;

- малое напряжение;

- предупредительную сигнализацию;

- блокировку;

- знаки и плакаты безопасности.

Для защиты от поражения электрическим током при случайном прикосновении к нетоковедущим частям, находящимся под напряжением согласно ГОСТ 50571.8-94 «Требования обеспечения безопасности. Общие требования по применению мер защиты для обеспечения безопасности» применяют:

- защитное заземление ГОСТ 12.1.030-90.ССБТ «Электробезопасность. Защитное заземление»;

- зануление(с глухозаземлённой нейтралью) ГОСТ 12.1.030-90.ССБТ «Электробезопасность. Защитное заземление»;

- выравнивание потенциалов;

- малое напряжение;

- изоляцию нетоковедущих частей;

- индивидуальные средства защиты(диэлектрические перчатки и калоши, электромонтерский инструмент с изолирующими ручками).



6.5 Опасность атмосферного электричества

Район расположения ГРЭС по интенсивности грозовой деятельности характеризуется как умеренный (с пиком грозовой активности в июле-августе месяце). Среднегодовая продолжительность гроз для местности, где расположена электростанция, составляет 20 часов.

Основным нормативным документом является «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» Приказ Минэнерго России от 30.06.2003 №280 СО от 30.06.2003 №153 - 34.21.122 - 2003, категория молниезащиты III. В качестве молниезащиты применяем молниеотвод. В состав молниеотвода входят: молниеприемники, непосредственно воспринимающие удар молнии; тоководы, по которым ток, возникающий при ударе молнии, передается на землю; заземлители, обеспечивающие растекание тока в земле.

6.6 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

Источниками ЭМП промышленной частоты являются трансформаторы, воздушные линии электропередачи, кабельные линии, электрооборудование. Опасность действия магнитных полей зависит от напряженности и продолжительности воздействия. При длительном систематическом пребывание человека в магнитном поле могут возникать изменения функционального состояния нервной, сердечно-сосудистой т и иммунной систем. Имеется вероятность развития лейкозов и злокачественных новообразований центральной нервной системы.

Предельно допустимые уровни (ПДУ) магнитных полей регламентируют СанПиН 2.2.4.1191-03 «Электромагнитные поля промышленной частоты (50 Гц) в производственных условиях» в зависимости от времени пребывания персонала для условия общего и локального воздействия. Предельно допустимые уровни напряженности периодического магнитного поля 50 Гц представлены в табл.6.1

Таблица 6.1 - ПДУ воздействия периодического магнитного поля частотой 50 Гц

Время пребывания (час)	Допустимые уровни МП, Н [А/м] / В [мкТл] при воздействии
	Общем	Локальном
1	1600/2000	6400/8000
2	800/1000	3200/4000
4	400/500	1600/200
8	80/100	800/1000

Предельно допустимые уровни напряженности электрических полей регламентируют «СанПиН выполнение работ в условиях воздействия промышленной частоты электрических полей» в зависимости от времени пребывания.

Предельно допустимые уровни напряженности импульсного магнитного поля 50 Гц приведены в табл.6.2

Таблица 6.2 - Предельно допустимые уровни воздействия импульсных магнитных полей частотой 50 Гц в зависимости от режима генерации

Т,ч	Предельно допустимые уровни амплитудного значения напряженности поля [А/м]
<1.0	6000	8000	10000
<1,5	5000	7500	9500
<2,0	4900	6900	8900
<2,5	4500	6500	8500
<3,0	4000	6000	8000
<3,5	3600	5600	7600
<4,0	3200	5200	7200
<4,5	2900	4900	6900
<5,0	2500	4500	6500
<5,5	2300	4300	6300
<6,0	2000	4000	6000
<6,5	1800	3800	5800
<7,0	1600	3600	5600
<7,5	1500	3500	5500
<8,0	1400	3400	5400

Защита работающих от неблагоприятного влияния электромагнитных полей осуществляют с помощью технических и организационных мероприятий.

Технические мероприятия включают:

- уменьшение мощности источника излучения;

- ограждение и обозначение соответствующими предупредительными знаками зон с уровнями влияния электромагнитных полей, превышающими предельно допустимые;

- заземление всех изолированных от земли крупногабаритных объектов, находящихся в зоне влияния электрических полей, к которым возможно прикосновение работающих;

- экранирование источника излучения;

- экранирование рабочего места у источника излучений или удаление рабочего места от него;

- применение индивидуальных экранирующих комплектов, комбинезонов, халатов, очков.

Организационные мероприятия включают:

- отказ от размещения производственных помещений, рассчитанных на постоянное пребывание персонала вблизи токоведущих частей оборудования, а также под и над токоведущими частями;

- контроль уровней воздействия электромагнитных полей;

- выбор рациональных режимов работы персонала и ограничение

времени пребывание в зоне электромагнитных полей;

- устройство регламентированных перерывов на протяжении рабочей смены.



6.7 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

При эксплуатации узлов и деталей (валов, муфт, шестерен) различных маши и механизмов существует вероятность травмирования человека движущимися частями механизмов. Причиной получения травмы может быть выход движущихся частей оборудования за установленные пределы, направленная установка узлов, динамическая перегрузка механизмов, а также несоблюдение инструкций по эксплуатации или нарушение правил техники безопасности. Незащищенные подвижные элементы производственного оборудования повышают вероятность травмирования. К такому оборудованию на ТЭС относят: вращающиеся части турбин, насосов, вентиляторов, дымососов, питателей, конвейеров и т.д.

По ГОСТ 12.2.061.ССБТ «Оборудование производственное. Общие требования к рабочим местам» и ГОСТ 12.2.062.ССБТ «Оборудование производственное. Ограждения защитные» вращающиеся соединительные муфты оборудования закрываются защитным кожухом, который крепится на болтовом соединении к раме.

Все движущиеся части конвейеров ограждаем конструкцией из металлической сетки, листов и другого прочного материала. Конструкция ограждения удаляется только с помощью инструмента.

6.8 Тепловые излучения и опасность термического ожога

В турбинном цехе в результате технологического процесса имеет место тепловое излучение от турбоагрегатов, трубопроводов, теплообменного оборудования, подшипников насосов.

Для снижения величины интенсивности теплового облучения рабочих в помещении турбинного цеха до 140 Вт/м2 согласно ГОСТ 12.4.123 предусматриваются следующие меры безопасности:

- наличие тепловой изоляции на трубопроводах и других горячих поверхностях с температурой наружной поверхности более 45 °С;

- специальная сигнальная окраска для предохранения работающих от ожогов о горячие элементы оборудования и трубопроводов (ГОСТ 14202-69);

- ограждение мест, в районе которых наблюдается сильное выделение тепла;

- применение воздушно - душирующих установок при температуре воздуха выше плюс 33 °С;

- использование средств индивидуальной защиты, в том числе средств защиты лица и глаз;

- охлаждение теплоизлучающих поверхностей и др.

В таблице 6.3 приведены допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работающих от производственных источников в соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96.

Таблица 6.3 - Допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работающих от производственных источников

Облучаемая поверхность тела, %	Интенсивность теплового облучения, Вт/м, не более
50 и более	35
25-50	70
не более 25	100

6.9 Безопасность эксплуатации и техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

В турбинном цехе для монтажа и демонтажа оборудования устанавливаем один мостовой кран грузоподъемностью 125/20 тонн.

По ПБ 10 - 382 - 00 основными факторами, определяющими опасность грузоподъемных кранов для людей и оборудования при производстве подъемно - транспортных работ, являются:

- движущие детали и механизмы;

- перемещаемые грузы;

- работа на высоте;

- возможность поражения электрическим током;