кэ = 2 чел/МВт

ЗПср - среднегодовая заработная плата, р/чел;

в - доля вахтенного персонала ТЭЦ. Для ТЭЦ в = 0,65…0,70, принимаем в = 0,65 [9]

соц - коэффициент, учитывающий отчисления на социальные нужды

= 1,36 (по данным 2004 г.) [9]

Руст - установленная мощность станции, МВт

Uзп = 12 2 ЗПср 42000 0,65 1,36 10-3 = 891 тыс. р/год

Амортизационные отчисления, тыс. руб/год

(7.4)

гдекоб - капитальные затраты в оборудовании ТЭЦ

аоб - средняя норма амортизации для оборудования, %

тыс. р/год

Определим ремонтный фонд, тыс. р/год

Uр = (1…1,5) Uа(7.5)

Uр = 1,2 825930 = 991116 тыс. р/год

Определяем цеховые расходы, тыс. р/год

Uцех = (Uзп + UА + UР)(7.6)

где - доля цеховых расходов, =0,1 [9].

Uцех = 0,1 (891,1 + 825930 + 991,116)= 181793 тыс. р/год

Определяем общестанционные расходы, т.р/год. Учитываются расходы по управлению ТЭЦ:

- содержание аппарата управления;

- общепроизводственные затраты (содержание, ремонт и амортизация зданий общественного назначения)

Uос = ЗПср RАУП + (UА + UР + Uцех)(7.7)

гдеЗПср - среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала;

RАУП - численность АУП по данным планово-технического отдела;

RАУП = 10

- коэффициент, определяется приближенно для Руст = 12 МВт; = 0,01 [9].

Uос = 42000 10 + 0,01 (825930 + 991,116 + 181793)= 439988 тыс. р/год

Суммарные издержки производства, тыс. р/год

U = Uт + Uв + Uзп + Uа + UР + Uцех + Uос(7.8)

U = 43202891 + 245804,25 + 891,1 + 825930 + 991116 + 181793 + 439988 = 45888,413 тыс. р/год

Калькуляция себестоимости энергии

Предварительно необходимо распределить затраты между тепловой и электрической энергией, для чего используем так называемый «физический метод».

При работе издержек производства выделяют 2 группы цехов и обществнционные расходы:

1. Топливно-транспортный цех (ТТЦ), котельный цех (КЦ), химический цех (ХЦ) и цех топливной автоматики и контроля (ТАиК);

2. Турбинный цех (ТЦ) т электроцех (ЭЦ);

3. Общестанционные расходы).

Распределение затрат по группам цехов производится по пропорциям, указанным в таблице 1 [9].

Таблица 7.1.Распределение затрат по группам цехов

Группы цехов	Статьи затрат
	Uт	Uв	Uзп	Uа	Uр	Uцех	Uос
1	43202891	172062,97	534,66	454261,5	545113,8	118165,45
2		73741,27	276,33	33,0372	396446,4	54537,9
3							439988
Всего	43202891	245804,24	801,99	784633,5	941560,2	172703,35	439988

После распределения затрат по группам цехов производится распределение затрат между тепловой и электрическими энергиями.

При этом затраты первой группы цехов распределяются пропорционально расходу топлива на отпуск тепловой и электрической энергии:

; , и так далее.

Затраты второй группы полностью относятся на производство электроэнергии.

Общестанционные затраты распределяются между двумя видами энергии пропорционально тому, как распределились затраты первой и второй групп цехов.

Распределение затрат следует вести по форме таблицы 2 [9], после чего составляется калькуляция себестоимости по форме таблицы 3 [9]. После чего производим расчет себестоимости тепловой и электрической энергии.

Таблица 7.2.

Распределение затрат между тепловой и электрической энергиями

Статьи калькуляции	Группа цехов 1	На электроэнергию	На теплоэнергию
		По распределению 1	2 группа цехов	Всего	По распределению 1 группы цехов	Всего
Топливо на технологически цели	43202891	10800722,75		10800722,75	32402168,2	32402168,2
Вода на технологические цели	172062,97	43015,74	73741,27	116757	129047,23	129047,23
Заработная плата	534,66	133,66	267,33	400,99	400,995	400,995
Амортизационные отчисления	454261,5	113565,37	330372	443937,37	340696,12	340696,12
Затраты на ремонт	545113,8	136278,45	396446,4	532724,85	408835,35	408835,35
Цеховые расходы	118165,45	29541,36	54537,9	84079,26	88624,08	88624,08
Общестанционные расходы	439908			109997	329991	329991
Итого затрат				12088619,22		33699762,98

Таблица 7.3.

Калькуляция себестоимости энергии

Статьи калькуляции	На электроэнергию	На теплоэнергию
	Всего затрат, руб/год	Затраты на 1 кВтч, руб	Удельный вес затрат, %	Всего затрат, руб/год	Затраты на 1 Гкалч, руб	Удельный вес затрат, %
Топливо на технологически цели	10800722,75	0,1335	89,1	32402168,2	310,3	96,14
Вода на технологические цели	116757	0,00144	0,961	129047,23	1,236	0,383
Заработная плата	400,99	0,000005	0,033	400,995	0,00384	0,012
Амортизационные отчисления	443937,37	0,0055	3,669	340696,12	3,265	1,012
Затраты на ремонт	532724,85	0,00658	4,390	408835,35	3,92	1,213
Цеховые расходы	84079,26	0,00104	0,693	88624,08	0,85	0,263
Общестанционные затраты	109997	0,00136	0,907	329991	3,163	0,979
Итого затрат	12088619,22	0,15	100	33699762,98	323	100

Определяем себестоимость электроэнергии

(7.9)

где - годовые затраты, отнесенные на себестоимость электроэнергии

- отпуск электроэнергии, кВтч

руб/кВтч

Определим себестоимость тепловой энергии

(7.10)

руб/Гкал

7.2 Срок окупаемости капитальных вложений

Экономическую эффективность реконструкции определяют на основе анализа системы специальных критериев, важнейшими из которых являются:

1. Чистый дисконтированный доход NPV;

2. Расчетный срок окупаемости капитальных вложений Ток

Определим чистый дисконтированный доход NPV

(7.11)

гдеТсл - срок службы основного оборудования, год

П - величина денежных поступлений (чистого дохода) за каждый год службы, р/год

R - ставка дисконта, в долях; R=0,22 [9]

k - капитальные затраты на реконструкцию

k = 45 500 000 руб + 6 000 000 = 51 500 000 руб

6 000 000 = цена котлов Е-75-40, 2 котла

Величина денежных поступлений

П = Э(1-Н) + Uа(7.12)

гдеЭ - годовой экономический эффект, р/год

Н - величина налоговых платежей, в долях; Н = 0,24 [9]

Uа - амортизационные отчисления, р/год

Определим годовой экономический эффект

Определяем величину денежных поступлений по формуле (7.12)

П = 15300845,4 (1-0,24) + 825930000 = 835875549,5 руб/год

NPV > 0, то проект реконструкции следует считать прибыльным.

Определяем расчетный срок окупаемости капитальных вложений, год

(7.13)

гдеk - капитальные вложения, руб

года

Реконструкция считается экономически эффективной, если Ток < Тmax

гдеТmax - максимальный, предельный срок возврата вложений в реконструкцию денежных средств, обычно Тmax = 2…3,5 года.

Установление новых котлов Е-75-40, а также установление турбины Р-12-35, как показывают экономические расчеты, экономически наиболее выгодна, т.к. наблюдается снижение себестоимости тепловой и электрической энергии.

До реконструкции:Стэ = 368 руб/Гкал

Сээ = 0,458 1,2 = 0,549 руб/кВтч

После реконструкции:Стэ = 323 руб/Гкал

Сээ = 0,15 руб/кВтч

И как следствие возрастает годовой объем прибыли. Данная реконструкция окупается за 3,36 года.

8. Поиск альтернативных источников реконструкции

8.1 Паровая турбомуфта

Теплотехники знают о том, что чем больше высота сопел рабочих лопаток в ступенях турбины, через которые проходит пар, тем выше экономичность турбин и ее коэффициент полезного действия (КПД).

Дочерняя фирма Уральского турбомоторного завода разработала комплексную турбоустановку, которая состоит из колеса с рабочими лопатками и сопел, расположенных по обеим сторонам рабочего колеса.

Таким образом, пар движется вдоль колеса турбоустановки подобно ползущей змее, создавая полезную мощность с достаточно высоким КПД. При такой технологии удается создать при небольших расходах пара достаточно высокие сопла и рабочие лопатки от 40 до 110 мм и добиться большой экономичности (КПД порядка 0,75 - 0,8). Новинка маркируется как ПТМ - паровая турбомуфта.

ПТМ могут использоваться для привода насосов, дымососов, вентиляторов и электрогенераторов.

Электрогенераторы производит АО "Привод". Мощность электрогенераторов и ПТМ составляет от 10 до 6000 кВт. Смазка электрогенераторов консистентная, а сама турбомуфта не требует создания системы смазывания, так как использует подшипники электродвигателя или генератора и приводимого во вращение генератора (насос, дымосос, вентилятор).

ПТМ могут работать на паре с начальными параметрами:

- давление 10 - 40 кгс/см2

- температура 175 - 440 С

Пар, после турбоустановки направляется на производство или сетевые подогреватели, и в году ПТМ работают тогда, когда есть потребность в паре.

Действующие в Гродно (Белоруссия) подобные установки подтвердили перспективность этой технологии. Мощность каждой установки 250 кВт и используются они для привода электрогенераторов.

В настоящее время на Урале создают ПТМ мощностью 250 кВт для привода сетевых насосов котельных.

Приведем пример использования ПТМ в котельных. Пусть имеем котлы с параметрами свежего пара:

- давление 14 кгс/см2

- температура 195 С (сухой насыщенный)

- производительность 23 т/ч

После ПТМ пар, с давлением 4 кгс/см2 поступает потребителю. В этом случае мощность установки составит 1000кВт (1МВт).

Срок окупаемости установки в данном конкретном случае составит менее 2-х лет. Поскольку для установки требуется рабочее пространство шириной до 1,8м и длиной до 2,9м, высота до разъема фланцев паропроводов не превышает 2-х метров, то во многих котельных установка ПТМ не потребует дополнительного помещения. Таким образом действующие котельные можно превратить в мини - ТЭЦ с достаточно дешевой электроэнергией.

В Ивановской области много городов, где нет своих источников электроэнергии, но есть котельные градообразующих предприятий.

Оснащенные установками ПТМ они резко сократят энергетическую составляющую в производимой продукции, позволят снизить ее себестоимость и тем самым повысить ее конкурентоспособность.

Чтобы были понятны дальнейшие рассуждения, сделаем небольшое отступление.

В энергетике принято оценивать эффективность работы предприятия по удельному расходу условного топлива на единицу продукции. Условное топливо - это топливо, обладающее теплотворной способностью равной 7000 ккал/кг. Кубометр газа Ставропольского месторождения имеет теплотворную способность 8490 ккал/нм3, а уголь Кузнецкого месторождения - 6740 ккал/кг. Поэтому, для получения сопоставимых результатов и введено понятие условного топлива. По некоторым данным удельный расход условного топлива на выработку одного киловатт - часа электроэнергии оставляет на:

- Ив ТЭЦ - 2 - 420г

- Ив ТЭЦ - 3 - 340г

- Костромской ГРЭС - 320г

Но ПТМ более чем вдвое эффективнее. По оценкам белорусских специалистов, установка в республике не менее 3000 турбомуфт суммарной мощностью около 140МВт даст экономию около 200 тыс. тонн условного топлива.

Машины данного класса поставляют АО "Калужский турбинный завод", "Первый Броненский машиностроитель" (г. Брно, Чехия), а также фирмы Германии. Установки Калужского завода имеют несколько модификаций - мощностью 500, 600, 750 кВт.

Разрабатываются установки мощностью от 1,5 до 3,5МВт. Но у них высока стоимость установленного киловатта и велик срок окупаемости. Чешские и немецкие установки еще дороже. К тому же все перечисленные машины сложны в эксплуатации, пожароопасные, имеют повышенный расход электроэнергии на собственные нужды и требуют отдельного турбинного цеха, что усложняет возможности их применения.

Предложенная технология может успешно применятся на Ивановских ТЭЦ. В условиях надвигающегося энергетического кризиса единственный путь выживания энергетических предприятий - снижение себестоимости продукции, использование внутренних резервов и активное внедрение научных разработок. С этой точки зрения Ивановские ТЭЦ должны работать по тепловому графику нагрузки, исключив работу конденсационных установок, что снизит себестоимость их продукции. Недостающую же электрическую энергию производить на мощных конденсационных станциях, и, где это возможно, превращая действующие котельные в мини - ТЭЦ.

В Ивановской области, по грубым оценкам, можно иметь дополнительные мощности на действующих котельных порядка 60 МВт (может и больше, но для этого необходимо обследовать все котельные области).

ПТМ, сравнительно недорогие, с малым сроком окупаемости от 1 до 3-х лет. Срок окупаемости определяется тарифами на топливо, электроэнергию и длительностью, тогда, когда есть теплопотребление.

8.2 Анализ целесообразности

Оценка главного корпуса Уральского

турбомоторного завода имени И.П. Усачева

сводится к следующему

В России около 1000000 котельных общей установленной мощностью (тепловой) в паре и горячей воде 2000000 Гкал/час (230млн. кВт);

В котельных можно осуществить турбопривод электроемких механизмов и автономных электрогенераторных установок с помощью ПТМ, общей мощностью более 25 млн. кВт (25000 кВт). Это около 15% от установленной мощности ТЭС РФ;

Техническое перевооружение котельных в мини - ТЭЦ, в среднем, окупается в срок до 3-х лет. Средний срок окупаемости техперевооружения ТЭС традиционными установками не менее 5-ти лет, а ввода новой мощности 6,5 лет;

Введение турбоагрегатов ПТМ в действующих котельных:

- повышает надежность энергоснабжения объектов владельца котельной

- снижает расходы на транспортирование электроэнергии

- обеспечивает возможность автономной работы помимо параллельной с централизованной электросетью;

Для полного техперевооружения действующих котельных в мини - ТЭЦ необходимо не менее 2000000 турбоустановок ПТМ;

Из расчета равномерного техперевооружения котельных при последующей замене оборудования, выработавшего ресурс, требуется серийное производство около 5000 турбоагрегатов в год (срок эксплуатации турбоустановок ПТМ - 40лет);

На заводе ведется разработка и постановка на производство турбоагрегатов с перспективой выпуска до 5 тыс. установок в год

8.3 Оценка экономической эффективности

Установка турбины

Основные параметры устанавливаемой турбины

ПТМ - 4000 - 50 - 40/6:

- номинальная мощность N = 4000 кВт

- максимальная мощность N = 4800 кВт

- расход пара на турбину

при номинальной мощности G = 40 т/ч

при максимальной мощности G = 48 т/ч

- удельный расход топлива на производство электроэнергии

b = 0,151 м3/ (кВтч)

Определяем капитальные затраты на установку турбины, но сначала рассчитаем стоимость самой турбины

Ктурб = N·Куд, руб., где

Куд - удельная стоимость турбины, которая составляет 122 $/ кВт или 3500 руб/кВт

Ктурб = 4000·3500 = 14·106 = 14 млн. руб

С учетом расходов на проект, транспортировку, монтаж и пуско - наладочные работы общие капитальные затраты составят

К = Ктурб·2,5 = 14·2,5 = 35 млн. руб

Определяем плановую величину выработки электроэнергии за год

Wгод = N·r, кВтч/год, где

r - количество часов работы турбины в году,

r = 7000 час/год

Wгод = 4000·7000 = 28·106 кВтч/год

Выработка собственной электроэнергии замещает покупную электроэнергию в таком же количестве. Рассчитаем стоимость 1 кВтч покупной электроэнергии по двухставочному тарифу:

Цэ = а·12/ r+ в, руб/кВтч, где

а - основная ставка тарифа

а = 258,403 руб/кВтч

в - дополнительная ставка тарифа

в = 1,0136 руб/кВтч

r - время работы предприятия (к заявленной мощности),

принимаем r = 7000 час/год

Цэ = 258,403·12 / 7000 + 1,0136 = 1,46 руб/кВтч

Определяем общий экономический эффект от турбоустановки

Эгод = Wгод·(Цэ - Kэкс·b·Цт ), руб/год, где

Кэкс - коэффициент эксплуатационных затрат

Кэкс = 2

b - удельный расход топлива на производство электроэнергии

b = 0,151 м3/ кВтч

Цт - цена топлива (природного газа),

Цт = 1,2 руб/м3

Эгод = 28·106·(1,46 - 2·0,151·1,2 )

Эгод = 30,7 млн. руб/год

Чистый доход от работы турбины

Dгод = Эгод· (1 - Н) + Агод , руб/год, где

Н - ставка налога на прибыль

Н = 0,24

Агод - годовые амортизационные отчисления, руб/год

Агод = а/100 ·К, где

а - норма амортизации на турбоустановку и сопутствующее ей оборудование,

а = 3,3%

Агод = 3,3/100 ·35

Агод = 1,55 млн. руб/год

Dгод = 30,7· (1 - 0,24) + 1,155

Dгод = 24,49 млн. руб/год

Рассчитываем основные критерии экономической эффективности инвестиционных проектов

Стоимость окупаемости инвестиций

Cок =К / Dгод = 35/24,49

Сок = 1,43 года < 2-х лет

Чистый дисконтированный доход определяем по сроку службы (Ссл):

NPV = Dгод·1 / (1+R) Ссл - К, руб.,

Ссл = 30 лет

R - cтавка дисконта

Чтобы уменьшить вероятность ошибки в обосновании ставки дисконта, рассчитаем два крайних варианта:

оптимистический с Rо =0,10, и пессимистический с Rп = 0,40

Чистый дисконтированный доход (оптимистический)

NPVо = 24,49 1/ 1,1r - 35 = 22,49 (1 - 1,1-30 ) / 0,1 - 35

NPVо = 195,87 млн. руб., > 0

Чистый дисконтированный доход (пессимистический)

NPVп = 22,49·(1 - 1,1-30 ) / 0,4 - 35

NPVп = 26,22 млн. руб > 0

Внутренняя норма доходности

IRR = 70% > Rп

Расчеты показали, что срок окупаемости не превышает двух лет; чистый дисконтированный доход в общих случаях положителен, внутренняя норма доходности имеет высокое значение, следовательно, установка турбины экономически эффективна.

9. Охрана труда

Источник теплоснабжения характеризуется сложным энергоемким оборудованием. Основное и вспомогательное оборудование, установленное в турбинном цехе, является довольно сложным. Эксплуатация данного оборудования и проведение ремонтно-профилактических работ требует высокой технической подготовки персонала и неукоснительного соблюдения ими требований безопасности.

9.1 Анализ потенциальных опасностей и условий труда в турбинном цехе

Полностью безопасных и безвредных производств не существует. Реальные производственные условия характеризуются, как правило, наличием некоторых опасных и вредных производственных факторов. Анализируя условия работы в турбинном цехе следует отметить ряд вредных и опасных факторов. Т.к. в турбинном цехе имеется оборудование, которое приводится в действие с помощью электрических двигателей, а также имеется искусственное освещение, то существует опасность поражения электрическим током.

Опасность получения ожога в турбинном цехе вытекает из наличия высокотемпературных процессов и возможности существования открытых горячих поверхностей (оборудование, трубопроводы), а также в случае утечки пара и горячей воды. Оборудование цеха (турбины, подогреватели и другие) работают под избыточным давлением, и в процессе работы могут возникнуть ситуации понижения и повышения давления в оборудовании. Особенно опасно для оборудования и персонала повышение давления среды в оборудовании, что может привести к его разрушению и гибели людей.

Вероятность взрыва паровоздушной смеси может образоваться при розжиге, останове, а также в процессе эксплуатации котлов и другого оборудования. После чего может произойти вероятность пожара.

Нарушение микроклимата в помещении ведет к негативному влиянию на персонал, работающий в турбинном цехе. Быстро наступает усталость, что приводит к ухудшению производительности труда и нередко к несчастному случаю.

От освещенности рабочего места обслуживающего персонала зависит очень многое. Так, при недостаточном освещении ухудшается производительность труда, а со временем у персонала могут появиться профессиональные заболевания глаз с ухудшением зрения.

В турбинном цехе расположении оборудование, которое является источником шума и вибрации (вентиляторы, насосы, турбины и Томы подобное), что пагубно влияет на здоровье людей.

9.2 Мероприятия по защите обслуживающего персонала от воздействия опасных факторов

9.2.1 Электробезопасность обслуживающего персонала

Для предотвращения поражения работающих электрическим током осуществляются следующие мероприятия: ограждение электрооборудования; прокладка токоведущих частей в каналах; закрытых от доступа персонала; заземление; изоляция токоведущих частей от корпусов агрегатов.

В качестве заземления для рассматриваемого цеха используются естественные заземлители. Ими являются железобетонные конструкции фундамента, которые обеспечивают сопротивление менее 40 Ом. Согласно [13] при использовании таких конструкций в качестве заземлителей можно обеспечить электробезопасность персонала при работе с установками напряжением до 1000 В.

9.2.2 Защита от ожогов

Для исключения ожогов обслуживающего персонала применяют изоляцию горячих поверхностей и трубопроводов, находящихся в зоне обслуживания.

В качестве примера приведем расчет тепловой изоляции для паропровода, расположенного в турбинном цехе.

Исходные данные:

Температура параtп = 159°С

Внутренний диаметр паропроводаdвн = 0,15 м

Толщина стенкист = 0,0045 м

Основной изоляционный слой - маты минераловатные, прошивные, в обкладке из металлической сетки толщиной из = 0,08 м и из = 0,055 Вт/мК. Покровный слой - асбоцементная штукатурка на металлической сетке толщиной п. сл = 0,008 м и п. сл = 0,38 Вт/мК.

1. Сетка паропровода 2. Основной изоляционный слой 3. Покровный слой.

Рис. 8.1. К расчету тепловой изоляции

Определение температуры на поверхности покровного слоя ведем с помощью [14].

Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/м2К

(9.1)

гдевн = 10000 Вт/м2К - коэффициент теплоотдачи от пара к стенке трубы [14];

тр = 58 Вт/мК - коэффициент теплопроводности стальной стенки трубы [14];

н = 20 Вт/м2К - коэффициент теплоотдачи от покровного слоя к окружающей среде [14];

dиз - наружный слой изоляции, dиз = 0,319 м

dп.сл = 0,336 м - наружный диаметр покровного слоя

Определяем удельный тепловой поток, Вт/м2

q = k (tп - t0)(9.2)

гдеt0 = 25°С - температура воздуха в помещении

q = 0,48 (195-25)=81,6 Вт/м2К

Определяем температуру на поверхности покровного слоя, °С

tп.сл = q Rп.сл + t0(9.3)

гдеRп.сл - термической сопротивление покровного слоя, (м2К)/Вт

(9.4)

 (м2К)/Вт

Температуру на поверхности покровного слоя определяем по формуле (8.3).

tп.сл = 81,6 0,0473 + 25 = 28,9 °С

Температура на поверхности покровного слоя удовлетворяет требованиям [14], т.к. температура на поверхности изоляции трубопроводов, проложенных в помещении не должна превышать 45°С [14].

9.2.3 Защита оборудования от превышения давления в нем выше допустимого

Повышение давления среды выше допустимого в оборудовании может привести к его разрушению. Для того, чтобы предотвратить разрушение оборудования и тем самым обеспечить безопасность людей, устанавливают предохранительные клапаны на газоходе.

Ниже проведем расчет предохранительного клапана прямого действия, установленного на газоходе.

Пропускная способность предохранительного клапана определяется по формуле, кг/с

(9.5)

гдеВз - коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов при рабочих параметрах

Вз = f(T);

Т = 195°С - температура газов, по приложению 2 [15]

Вз = 1,0 [15]

F - площадь сечения клапана, по приложению 1 [15], мм2

F = Dh(9.6)

гдеD = 9 мм - диаметр седла, по [15];

h = 63,6 мм2 - площадь сечения седла, по [15];

F = 3,14 9 63,6 = 1820 мм2

1 - коэффициент расхода, соответствующий площади F = 1820 мм2, по [15];

р1 = 10 МПа - максимальное избыточное давление перед предохранитель-ным клапаном, МПа;

1 = 0,77 кг/м2 - плотность реального газа перед клапаном [15]

кг/ч

Число предохранительных клапанов выбираем по их пропускной способности таким образом, чтобы их суммарная пропускная способность была не менее газовой производительности котла. Согласно [15] выбираем 2 клапана.

9.2.4 Профилактика механических травм

Для предотвращения травматизма в турбинном цехе предусмотрены специальные ограниченные зоны обслуживания, лестницы и поручни на площадках, проходы для обслуживающего персонала в соответствии с [16].

Для организации подъема и перемещения грузов при ремонте и замене оборудования в турбинном цехе установлен кран-балка.

Грузоподъемность крана-балки выбирается исходя из условий подъема самой тяжелой детали цеха массой 60 т. Грузоподъемность крана-балки - до 70 т.

9.2.5 Обеспечение пожаровзрывобезопасности

Так как котлы на ТЭЦ работают на мазуте, то возможна утечка мазута из мазутопроводов. Поэтому во избежание взрыва котлов применяют следующие меры безопасности: осуществляется контроль на пункте управления котла с установкой световой и звуковой сигнализации, производится вентилирование топки перед пуском котла в соответствии с правилами эксплуатации котельных установок; устанавливаются предохранительные клапаны на котлах, установлена автоматика на линии подачи воды в котел, чтобы при палении давления в магистрали производилось автоматическое отключение котла. Своевременно проводятся текущие и капитальные ремонты.

Согласно [19] турбинный цех относится к помещению категории Г (по взрывоопасности). Для предупреждения пожаров технического характера в цехе проводятся систематические проверки состояния оборудования, которое может стать причиной пожара.

Проверке на наличие и исправность подлежат также средства пожаротушения. Эту проверку, не реже одного раза в месяц, проводит представитель или комиссия пожарной охраны труда. С персоналом турбинного цеха проводится инструктаж по правильному применению средств пожаротушения.

9.3 Создание нормальных условий труда для обслуживания персонала турбинного цеха

9.3.1 Создание нормального микроклимата в помещении

Ввиду того, что в турбинном цехе основными вредностями являются избыточная теплота и вредные газы, то для борьбы с ними предусмотрена общеобменная вентиляция приточно-вытяжного типа. Подача наружного воздуха осуществляется через окна на высоте 4 метра в холодный период и 1,2 метра в теплый период года. Удаление воздуха происходит через шахты с дефлекторами в верхней зоне - это также является эффективной мерой по борьбе с вышеуказанными вредностями.

Ниже представлен расчет дефлектора конструкции ЦАГИ [18]

Производительность дефлектора определяется из соотношения

(9.7)

гдеDд - диаметр подводящего патрубка дефлектора, Dд = 0,2…1,0 м, принимаем Dд = 1,0 м

Qд - производительность дефлектора, м3/ч

д - скорость воздуха в патрубке, м/с

Скорость воздуха в патрубке дефлектора принимается равной 0,2…0,4 от скорости ветра, то есть

д = (0,2…0,4)в(9.8)

Принимаем д = 0,4в. Для поселка Петровский в летнее время года в= 5,2 м/с [17], тогда

д = 0,4 5,2 = 2,1 м/с

Из соотношения (8.7) величина Qд определяется следующим образом

(9.9)

м3/ч = 1,67 м3/с

При необходимой кратности воздухообмена к = 7 т/ч [18], воздухообмен составит

Q = к тур(9.10)

где тур - объем помещения турбинного цеха, м3

Q = 7 18140,0 = 126980 м3/ч

Определим необходимое число дефлекторов для обновления воздуха в турбинном цехе

шт.

Принимаем в установке 21 дефлектор ЦАГИ.

9.3.2 Организация рационального освещения

Для обеспечения нормальных условий работы необходимо хорошее освещение рабочего места, поэтому на ТЭЦ предусмотрено несколько видов искусственного освещения:

- рабочее (освещение помещения турбинного цеха, а также участков открытых пространств, предназначенных для работы, прохода людей и движения транспорта);

- дежурное (освещение в рабочее время);

- аварийное (освещение для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения);

- эвакуационное (освещение для людей из помещения при аварийном отключении рабочего освещения); [20]

Значение освещенности на некоторых производственных участках ТЭЦ представлены в таблице 8.1.

Таблица 9.1.

Значение освещенности на некоторых производственных участках ТЭЦ

№ п/п	Помещения и производственные участки	Освещенность, як
1	Площадка обслуживания котлов	100
2	Конденсаторная, деаэраторная, бойлерная	100
3	Площадки и лестницы котлов	10
4	Камеры трансформаторов	50
5	На фасаде щита управления турбины	200

реконструкция котельная теплоснабжение

Из таблицы 8.1. видно, что наибольшая освещенность необходима на фасаде щита управления турбины. Для достижения необходимой освещенности на щите установлены приборы местного освещения с использованием газонаполненных безспиральных ламп. Для освещения площадок обслуживания котлов и тому подобных производственных участков используются лампы типа ДРЛ.

9.3.3 Защита от шума и вибрации

Для снижения шума в местах присоединения воздуховода к вентиляторам установлены мягкие вставки. Динамическое оборудование установлено на отдельных фундаментах, не связанных с фундаментом здания, чтобы исключить вибрацию здания. Для ослабления вибрации кожухов, ограждений и других деталей, выполненных из металлических листов, применяют виброгашение путем нанесения на вибрирующую поверхность слоя резины, которая рассеивает энергию вибрации, при этом также снижается уровень производимого шума. Шум нормируется в соответствии с [21]. Для борьбы с шумом применяется активный глушитель со звукопоглощающим материалом.

К средствам индивидуальной защиты от шума применяют вкладыши.

Заключение

Проведенные теоретические и расчетные исследования, а также экономический анализ показали, что предложенная реконструкция котельной является целесообразной. Экономичность и надежность предлагаемого проекта подтверждена соответствующими расчетами.

Установление турбины Р-12-15 экономически наиболее выгодно, так как наблюдается снижение себестоимости тепловой и электрической энергии и, как следствие, возрастает годовой объем прибыли.

Реальный срок окупаемости проекта 3,36 года.

Помимо этого решается вопрос теплоэлектроснабжения близлежащих поселков на основе централизованной выработки теплоты и электрической энергии.

Литература

1. Журнал «Промышленная энергетика», №1, 1999 г.

2. Ривкин С. А., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергия, 1980.- 424 с.

3. Эстеркин Р. И. Котельные установки.- Ленинград.: Энергоатомиздат, 1989.- 280 с.

4. Мошкарин А. В., Чухин И. М. Расчет тепловых схем ТЭЦ.- Иваново, 1985.- 64 с.

5. Капелович Б. Э. Тепловой расчет паровых турбин.- Иваново, 1986.- 80 с.

6. СНиП 2.04.14. Тепловая изоляция.= М.: ЦИПТ Госстроя.

7. Кромов А. Г. Тепловые двигатели. Методич. указания к выбору профилей и лопатных решеток.- Иваново, 1970.- 85 с.

8. Щегляев А. В. Паровые турбины. М.: Энергия, 1976.- 368 с.

9. Битеряков Ю. Ф. Определение технико-экономических показателей ТЭС. Методич. указания, 1989.- 42 с.

10. Охрана труда в машиностроении / Под ред. Е. Я. Юдина.- М.: Машиностроение, 1983.- 432 с.

11. Арсенев В. Г., Павлов В. С. Расчет теплоизоляционных конструкций. Комплектация температурных удлинений.- Иваново, 1991.

12. Арсенев В. Г., Ларионов В. И. Вопросы охраны труда в дипломном проектирвоании.- Иваново, 1991.- 20 с.

13. Правило устройства электрустановок / Минэнерго СССР.- М.: Энергоатомиздат, 1985.- 230 с.

14. СНиП-Г-10-73 (II-36-73). Тепловые сети. нормы проектирования.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.- 45 с.

15. Строев В. П. Методические указания по расчету и выбору предохранительных клапанов.- Иваново, 1985.- 35 с.

16. СНиП II-35-76. Котельные установки.- М.: Стройиздат, 1976.- 80 с.

17. СН 4088-86. Санитарные нормы микроклимата производственных помещений.- М.: 1986.

18. Безопасность производственных процессов (под ред. С. В. Белова) - М.: Машиностроение, 1985.- 340 с.

19. ГОСТ 12.1.004-85 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.- М.: 1985. - 63 с.

20. Допин П. А. Справочник по технике безопасности.- М.: Энергоиздат, 1984.- 340 с.

21. СН 3223-85. Санитарные нормы допустимых уровней шума на рабочих местах. 1985.-120 с.

Размещено на Allbest.ru