Модернизация существующей тепловой схемы на Череповецкой ГРЭС

- коэффициент использования теплоты в камере сгорания к.с = 0,995;

- механический к.п.д. газовой турбины м = 0,995;

- к.п.д. электрического генератора э.г = 0,985;

- изоэнтропийный к.п.д. компрессора к = 0,88;

- изоэнтропийный к.п.д. газовой турбины т = 0,9;

- характеристики топлива: Кт = 44300 кДж/кг; L0 = 15 кг/кг; hт.п = 0 кДж/кг;

- коэффициент утечек в ГТУ у = 0,003;

- допустимая температура металла ступеней газовой турбины tw = 1150 С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

2.1.1 Расчет ГТУ без охлаждения

Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре. Задается величина mв 0,28 и определяется в первом приближении температура воздуха на выходе из компрессора:

, (1)

где Ta - температура воздуха перед компрессором, К;

- степень сжатия в компрессоре ГТУ;

к - изоэнтропийный к.п.д. компрессора;

По температурам Та и Тb определяются энтальпии воздуха hа и hb, кДж/кг, рассчитывается средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле:

, (2)

,

после чего уточняют значение mв:

mв = Rв/срв = 0,287/срв , ( 3)

mв = Rв/срв = 0,287/1,0354=0,27719,

а также значения температуры Тb по формуле (1) и энтальпии hb по формуле (2) [1].

,

,

.

Рассчитывается коэффициент избытка воздуха в камере сгорания:

, (4)

где hвозд(Тс), hп.с(Тс) - энтальпии воздуха и чистых продуктов сгорания при температуре Тс; hтп - энтальпия топлива

,

, (5)

,

,

,

.

Определяют массовые доли чистых продуктов сгорания и воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания:

(6)

(7)

после чего находят энтальпию газов перед газовой турбиной:

, (8)

Определяют параметры процесса расширения газов в газовой турбине без охлаждения, для чего, предварительно задавшись значением mг 0,25, вычисляют температуру газа на выходе из турбины высокого давления:

, (9)

.

где = отношение давлений в газовой турбине;

Tc - температура газов перед газовой турбиной;

Находят энтальпию газов hd за газовой турбиной по формуле:

 (10)

где hвозд(Тd), hп.с(Тd)- энтальпии воздуха и чистых продуктов сгорания при температуре Тd

,

,

,

,

.

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине:

, (11)

,

Уточненное значение mг находят по формуле: mг = Rг/срг,

где газовая постоянная равна:

, (12)

,

для стандартного углеводородного топлива принять п.с = 28,66; возд = 28,97.

mг = 0,28824/1,235=0,2334.

Зная mг, по формулам (9) и (10) уточняют значения Тd, hd:

,

,

,

,

,

.

Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения:

, (13)

.

Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре:

, (14)

.

Отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине:

, (15)

.

Удельная полезная работа в ГТУ без охлаждения газовой турбины:

, (16)

.

Коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины:

, (17)

.

Расход газа через турбину:

, (18)

где м механический к.п.д. ГТУ, определяемый выражением:

, (19)

,

.

Расход топлива в ГТУ без охлаждения:

, (20)

.

Электрический КПД ГТУ без охлаждения:

, (21)

.

Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: : tb = 698,5 С; = 2,57; hс = 1512,9 кДж/кг; td = 858 С; Hт = 862 кДж/кг; Hк = 418 кДж/кг; H = 453 кДж/кг; = 0,525; Gт = 631 кг/с; В = 15,96 кг/с; э = 0,3945.

2.1.2 Расчет ГТУ с охлаждением

С учетом данных расчета ГТУ без охлаждения проводится расчет показателей ГТУ с охлаждением элементов газовой турбины.

Относительный расход воздуха на охлаждение лопаток газовой турбины определяется по эмпирическому выражению:

(22)

.

где Tw - допустимая температура металла лопаток турбины, К;

Определяется величина:

(23)

.

где н = 0,50,7 (принять н 0,6);

z - число ступеней в газовой турбине;

Определяется разница величин:

(24)

где Т1 = Тb, К

,К, (25)

К,

.

Определяется величина:

, (26)

.

Удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины:

,кДж/кг, (27)

.

Расход газа на входе в газовую турбину:

,кг/с, (28)

Расход топлива в камере сгорания ГТУ:

,кг/с, (29)

.

Расход воздуха на входе в камеру сгорания:

,кг/с, (30)

.

Расход воздуха на входе в компрессор:

,кг/с, (31)

.

Расход газов на выходе из газовой турбины:

,кг/с, (32)

.Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением:

, (33)

.

Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением при Ta =15 C: gв = 0,0728; = 0,285; Нохл = 437 кДж/кг; Gт = 654, 5 кг/с; Gк = 637,9 кг/с; Вохл = 16,55 кг/с; Gк = 687,5 кг/с; Gт = 702,1 кг/с; э.охл = 0,3804.

2.2 Расчет ГТУ при повышенной температуре

Рассчитываем основные характеристики простой ГТУ газовой турбины, приняв следующие исходные данные:

- Объемный расход воздуха засасываемый компрессором Vк' = 547,8 м3/c=const

- температура газов перед газовой турбиной tс = 1315 С;

- температура воздуха перед компрессором tа = 25 С;

- степень сжатия в компрессоре ГТУ = 18,2;

- коэффициент аэродинамических потерь = / = 0,96.

- коэффициент использования теплоты в камере сгорания к.с = 0,995;

- механический к.п.д. газовой турбины м = 0,995;

- к.п.д. электрического генератора э.г = 0,985;

- изоэнтропийный к.п.д. компрессора к = 0,88;

- изоэнтропийный к.п.д. газовой турбины т = 0,9;

- характеристики топлива: Кт = 44300 кДж/кг; L0 = 15 кг/кг; hт.п = 0 кДж/кг;

- коэффициент утечек в ГТУ у = 0,003;

- допустимая температура металла ступеней газовой турбины tw = 1150 С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

2.2.1 Расчет ГТУ без охлаждения

Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре. Задается величина mв 0,28 и определяется в первом приближении температура воздуха на выходе из компрессора по формуле (1):

По температурам Та и Тb определяются энтальпии воздуха hа и hb по формуле (5), кДж/кг, рассчитывается средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле (2):

,

,

,

,

,

после чего уточняют значение mв по формуле (3):

mв = 0,287/1,048432=0,273742,

а также значения температуры Тb по формуле (1) и энтальпии hb по формуле (5) [1].

,

,

.

Рассчитывается коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по формуле (4):

,

,

,

,

,

Определяют массовые доли чистых продуктов сгорания и воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания по формулам (6) и (7):

после чего находят энтальпию газов перед газовой турбиной по формуле (8):

.

Определяют параметры процесса расширения газов в газовой турбине без охлаждения, для чего, предварительно задавшись значением mг 0,25, вычисляют температуру газа на выходе из турбины высокого давления по формуле (9):

.

Находят энтальпию газов hd за газовой турбиной по формуле(10):

,

,

,

,

,

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине рассчитывается по формуле (11):

Уточненное значение mг находят по формуле: mг = Rг/срг, где газовая постоянная равна рассчитывается по формуле (12):

,

mг = 0,288217/1,233753=0,2336.

Зная mг, по формулам (9) и (10) уточняют значения Тd, hd:

,

,

,

,

,

.

Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения рассчитывается по формуле (13):

.

Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре рассчитывается по формуле (14):

.

Отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине рассчитывается по формуле(15):

.

Удельная полезная работа в ГТУ без охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (16):

.

Коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (17):

.

Расход воздуха, забираемого компрессором, определяется выражением:

, (34)

.

Расход газа на турбину рассчитывается по формуле:

, (35)

.

Электрическая мощность ГТУ определяется выражением:

, (36)

.

Расход топлива в ГТУ без охлаждения рассчитывается по формуле (20):

.

Электрический КПД ГТУ без охлаждения рассчитывается по формуле :

(37)

Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: : tb = 709 С; = 2,6; hс = 1512 кДж/кг; td = 858 С; Hт = 862 кДж/кг; Hк = 429 кДж/кг; H = 441 кДж/кг; = 0,512; Gт = 658 кг/с; В = 6,346 кг/с; э = 0,378.

2.2.2 Расчет ГТУ с охлаждением

С учетом данных расчета ГТУ без охлаждения проводится расчет показателей ГТУ с охлаждением элементов газовой турбины.

Относительный расход воздуха на охлаждение лопаток газовой турбины определяется по эмпирическому выражению (22):

.

Определяется величина по формуле (23):

.

Определяется разница величин по формуле (24) и рассчитывается Т''2 по формуле (25):

К,

.

Определяется величина по формуле (26):

.

Удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (27):

.

Расход топлива в камере сгорания ГТУ рассчитывается по формуле:

, (38)

.

Расход воздуха на входе в камеру сгорания определяется по формуле (30):

.

Расход газов на выходе из газовой турбины определяется по формуле (32):

.

Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением определяется по формуле (33):

.

Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением при Ta =25 є С: gв = 0,0728; = 0,511; Нохл = 425 кДж/кг; Gт = 632 кг/с; Gк = 658 кг/с; Вохл = 15,679 кг/с; Gк = 664,4 кг/с; Gт = 678,9 кг/с; э.охл = 0,36394.

2.3 Расчет холодильной мощности

Хладопроизводительность устройства остужения жидкостей - тепловая мощность, которую устройство может забирать от жидкостей. Хладопроизводительность холодильного оборудования зачастую путают с полезной мощностью. Часто происходит такое, что имеющие опыт энергетики, увидев, что хладопроизводительность устройства в 3 раза больше потребляемой мощности, даются диву, что коэффициент полезного действия в этом случае получается около трехсот процентов. Но о коэффициенте полезного можно говорить только в том случае, когда присутствует процесс преобразования одной энергии в другую. Например, в электродвигателе электроэнергия переходит в механическую энергию, при этом присутствуют издержки энергии на нагрев и трение. И коэффициент полезного действия двигателя как раз показывает, сколько энергии утеряно в результате трения и нагрева.

В случае с холодильником, процесса перехода энергии одной в другую нет, а есть отбор тепла от остужаемой среды.

Хладопроизводительность всякой холодильной установки охлаждения жидкости имеет зависимости от температуры, до которой необходимо охлаждать какую-либо жидкость. С увеличением конечной температуры жидкости, повышается и сама холодопроизводительность. Это связано с тем, что хладагент может отбирать гораздо больше тепла у жидкости, при более высокой температуре кипения.

Требуемая холодопроизводительность установки для охлаждения воздуха рассчитывается по формуле:

Qхол = свGвТ, кВт (39)

Qхол = 1687,510=6875 кВт,

где Gв = 687,5г/с - расход воздуха

св 1,005 кДж/(кгК) - теплоемкость воздуха

Рассчитаем расход электроэнергии на выработку холода по формуле:

Wхол = Qхол / хол , кВт (40)

Wхол = 6875 / 5 =1375 КВт,

где хол - холодильный коэффициент парокомпрессионной холодильной машины (в интервале +5 ч 35 С - хол 5)

2.4 Изменение характеристик ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха

Газотурбинные агрегаты имеют большое распространение в энергетике и в нефтегазовом комплексе. На газопромыслах и нефтепромыслах, на нефтеперерабатывающих предприятиях, на теплоэлектростанциях и теплоэлектроцентралях газотурбинные установки зачастую используют для привода электрогенераторов. Применение газотурбинных ТЭС и ТЭЦ экономически особенно оправдано в районах, примыкающих к выработанным, истощённым месторождениям нефти и газа, а также к действующим промыслам, где можно использовать затрубный газ, т. е. газ с невысоким давлением, вполне пригодным для работы теплопарогенераторов. Таким образом, в основе промысловой энергетики лежат газотурбинные технологии.

Учитывая высокую чувствительность газотурбинного привода к температуре наружного воздуха (Та), при которой каждому градусу изменения температуры воздуха на входе осевого компрессора установки соответствует изменение её эффективной мощности на 1 % и выше, была поставлена задача провести анализ различных способов определения располагаемой мощности газотурбинной установки в зависимости от Та, для обеспечения заданного, планируемого диспетчерской службой режима сжатия центробежного компрессора.

Рисунок 2.2 - Зависимость массового расхода воздуха на входе в компрессор и температуры

На рисунке 2.2 показана зависимость массового расхода воздуха, забираемого компрессором ГТУ от температуры наружного воздуха. Из рисунка 2.2 видно , что при увеличении температуры от 0 є С до 25 є С, Ск' уменьшается от 655 кг/c до 590 кг/c, т.е. на 10%.

Рисунок 2.3 - Зависимость электрической мощности от температуры наружного воздуха

На рисунке 2.3 показано падение электрической мощности с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 2.3 видно , что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, Nэ уменьшается от 279000 Вт до 230000 Вт, т.е. на 17,8%.

Рисунок 2.4 - Относительное изменение электрической мощности от темпепатуры наружного воздуха

За нормальную мощность принятно значение при 15 є С. Из рисунка 2.4 видно, что при увеличении температуры наруж воздуха от 15 є С до 30 є С относительная мощность снижается на 10 %. А при уменьшении температуры от 15 є С до 0 є С относительная мощность увеличивается на 9%.

На рисунке 2.5 показано падение электрического коэффициента полезного действия с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 2.5 видно , что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, э уменьшается от 0,386 до 0,376, т.е. на 2,5%.



Рисунок 2.5 - Зависимость электрического КПД и температуры наружного воздуха

Рисунке 2.6 - Зависимость удельной работы ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины и температуры воздуха

На рисунка 2.6 показано падение удельной работы ГТУ с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 2.6 видно , что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, Нохл уменьшается от 457 кДж/кг до 419кДж/кг, т.е. на 9,5%.



Рисуное 2.7 - Энергетическая эффективность охлаждения воздуха перед ПГУ

На рисунке 2.7. показано снижение мощности ГТУ, расход электроэнергии на холодильники и выигрыш в мощности ПГУ.

3. Подбор оборудования для системы охлаждения воздуха

3.1 АБХМ

Абсорбционная бромистолитиевая холодильная машина -- промышленная холодильная установка, используется для отбора и удаления избыточного тепла и поддержания заданного нормального температурного и теплового режимов при работе различного рода производственного оборудования, технологических устройств, инструмента, оснастки, а также технологических процессов, связанных с завышенными тепловыми нагрузками. В качестве абсорбента в них применяются различные растворы, например, бромида лития (LiBr) в воде[17].

К абсорбционным холодильным машинам относятся так же аммиачные холодильные установки абсорбционного принципа действия.

3.1.1 Преимущества АБХМ

По сравнению с компрессионными холодильниками, АБХМ имеют следующие преимущества:

-Почти не потребляет электрической энергии. Электроэнергия необходима для работы насосов и автоматики.

-Минимальный уровень шума.

-Экологически безопасны. Хладагентом является обычная вода.

-Утилизируют тепловую энергию сбрасываемой горячей воды, дымовых газов или производственных процессов.

-Длительный срок службы (не менее 20 лет).

-Полная автоматизация.

-Пожаробезопасность и взрывобезопасность.

-Абсорбционные холодильные машины не подведомственны Ростехнадзору.

3.1.2 Недостатки АБХМ

Абсорбционные охладители, по сравнению с компрессионными охладителями имеют:

-Цена, примерно, в 2 раза выше, чем у стандартного охладителя.

-Необходимость наличия дешевого (бесплатного) источника тепловой энергии с достаточно высокой температурой.

-Относительно низкая энергетическая эффективность -- тепловой коэффициент (отношение подведенной тепловой энергий к полученному холоду), равный 0,64-0,8 -- для одноступенчатых машин, и 1--1,41 -- для двухступенчатых машин[17].

-Существенно наибольший вес, чем у обычного охладителя.

-Необходимость применять открытые охладители -- градирни, что увеличивает водопотребление системы.

3.1.3 Принцип действия АБХМ

Такая холодильная машина имеет две генераторные секции: низкотемпературную и высокотемпературную, теплообменники раствора, насосы для абсорбента и хладагента, газовую горелку, системы управления и продувки[17].

В двухконтурном чиллере слабоконцентрированный раствор бромида лития вначале поступает в трубы теплообменника высокотемпературного генератора. Здесь под воздействием тепла от газовой горелки он выпаривается, снижая свою концентрацию до средней. Затем полученный Раствор LiBr поступает в низкотемпературный генератор, где он нагревается за счет паров хладагента из высокотемпературного генератора. В результате абсорбент повышает свою концентрацию до предельной крепости.

Пары хладагента из низкотемпературного и высокотемпературного генератора поступают в конденсатор, где он переходится в жидкое состояние и перемешивается. После этого водяной пар вновь поступает в испаритель, после чего цикл возобновляется.

Тепло, выделяемое в процессе конденсации паров хладагента, отводится при помощи охлаждающей воды от градирни. В начале она поступает в абсорбер, после чего попадает в конденсатор. Это позволяет сделать цикл охлаждения раствора абсорбента более эффективным. Крепкий раствор бромида лития, прежде чем возобновить рабочий цикл, проходит через низкотемпературный генератор, нагревая слабый раствор.

В свою очередь вода, циркулирующая по трубам испарителя, нагревается за счет водяного пара, который образовывается при выпаривании раствора слабой концентрации.

Рисунок 3.1 - Двухступенчатый цикл абсорбционного охлаждения

3.1.4 Подбор АБХМ

Выполняем подбор АБХМ из расчетной холодильной мощности из выражения (40) Qхол =6875 КВт. Устанавливаем двухступенчатый абсорбционный чиллер на паре Lessar LUC-SW1000. Технические характеристики АБХМ LUC-SW1000 приведены в таблице 3.

Таблица 4 - Технические характеристики АБХМ LUC-SW1000

Параметр	Значение
Холодопроизводительность, кВт	3516
Расход охлажденной воды, м3/ч	605
Расход охлаждающей воды, м3/ч	1000
Расход греющего пара, кВт	4400
Длина, ширина, высота, мм	6667/2606/3550
Эксплуатационный вес, т	30,4
Потребление электроэнергии насосами, кВт	7,6

На Череповецкой ГРЭС нужно установить две таких Абсорбционных холодильных машины т.к. холодопроизводительность одной до 3516 кВт, а нам необходима холодильная мощность до 7000 кВт(с небольшим запасом).

3.2 Градирня

Градирня -- устройство для охлаждения огромного числа воды сконцентрированным градом атмосферического воздуха. В некоторых случаях градирни именуют также охладительными вышками.

В сегодняшнее время градирни максимальной производительности применяют в системах оборотного водоснабжения с целью остужения теплообменных агрегатов, как правило, на тепловых электростанциях (в том числе на атомных электростанциях и теплоэлектроцентралях). В штатском строительстве градирни используются, к примеру, для остужения конденсаторов морозильных конструкций, при кондиционировании воздуха, охлаждение аварийных электрогенераторов. Огромное распространение использование градирен приобрело в промышленности для остужения различного рода научно-технического оснащения, при химчистке веществ, зачастую связанной с системой местных очистных сооружений (МОС). Имеют широкое использование на предприятиях энергетической, судостроительной, авиационной, химической отраслей, металлургии, машиностроения, и пищевого производств и т.д.[9].

При замыкании водооборотного цикла на местные водоочистные сооружения решается и задача утилизации большого количества технических сточных вод, направляемых на градирную установку. А технические решения по утилизации тепловой энергии с использованием теплонасосных установок позволяют превращать её в электроэнергию.

Процесс охлаждения в случае классических вентиляторных градирен совершается за счёт испарения части воды при стекании её тонкой плёнкой или каплями по специальному оросителю, вдоль которого в противоположном движению воды направлении подаётся поток воздуха. В инновационных эжекционных градирнях охлаждение совершается за счёт создаваемой среды, приближенной к условиям вакуума специальными форсунками (обеспечивающие площадь тепломассообмена, каждая -- 449 мІ на 1 мі прокачиваемой жидкости, и представляющие собой принцип двойного действия, охлаждая распыляемую жидкость не только снаружи, но и внутри) и особенностями конструкции. При испарении 1,1% воды температура оставшейся массы понижается на 5,47°C, а в случае с описанным эжекционным принципом охлаждения температура оставшейся массы понижается на 7,22 °C[9].

Как правило, градирни применяются там, где нет возможности использовать для охлаждения большие водоёмы (озёра, моря), а также из-за опасности их загрязнения.

3.2.1 Мокрая градирня

Мокрые градирни - теплообменные устройства, представляющие собой «ороситель» с обдувом, разбрызгивает теплую воду, пришедшую от оборудования, и за счет испарения вода понижает свою температуру ниже температуры наружного воздуха, которым она обдувается. По мнению специалистов мокрая градирня является самым дешевым решением для охлаждения оборудования, учитывая те, которые есть на сегодняшний день на рынке.

Плюсы мокрых градирен:

-малые габариты;

-невысокая начальная стоимость.

Правда, несмотря на приятные преимущества, есть и отрицательные стороны использования:

-мокрая градирня - открытая система (постоянный расход воды контура в результате ее испарения);

-постоянный уход за установкой;

-невозможность использования системы при отрицательной температуре наружного воздуха (вода замерзает).

Охлаждения воды в мокрых градирнях совершается за счет разбрызгивания, из-за чего популярность использования такой системы приобрело на производствах и для охлаждения технологического оборудования. Принцип работы мокрой градирни - распыление охлаждающей воды, поднятой на определенную высоту, и продувкой ее струй наружным воздухом, а охлаждение происходит за счет испарения этой время воды и конвективного теплообмена. Распыленная вода собирается в «бассейне» и потом при помощи насоса подается обратно в конденсатор[9].

3.2.2 Подбор градирни

Выполняем подбор градирни из расчетной номинальной холодопроизводительности по выражению:

Qград =Qхол +Qт, (41)

Qград= 23515+ 24400 = 15830 кВт,

Предлагается установить четыре мокрых градирни VXT 1050, технические характеристики которой приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Технические характеристики мокрой градирни VXT 1050

Параметр	Значение
Номинальная холодопроизводительность, кВт	4898
Температура воды на подачу в градирню, оС	35
Температура воды из градирни , оС	25
Температура мокрого термометра, оС	21
Длина, ширина, высота, мм	4487/3000/10903
Эксплуатационный вес, т	15,6
Окр. Среда - температура воздуха/влажность, оС/%	27/55

Преимущества:

-Данное оборудование используется по всему миру, что говорит о его надежности.

-Такие элементы как система привода, мотор и вентиляторы расположены в месте - не доступном для влажного воздуха, поэтому исключена вероятность конденсации влаги на этих элементах. Отсутствие подвижных частей снаружи конструкции позволяет избежать проблем даже при самых тяжёлых климатических условиях.

-Гарантированный срок службы достигается за счет применения уникальной технологии Baltibond, которая устойчива к коррозии.

-Градирни VXT укомплектованы внутренними радиальными вентиляторами, обеспечивающими пониженный уровень шума

-Конструкция заборных и выпускных проёмов позволяет присоединить к ним воздуховоды, что позволяет размещать градирни VXT в помещениях

-Оборудование имеет более тихую заднюю сторону, а впуск воздуха расположен с другой стороны.

-Изделие оснащено специально разработанными шумоглушителями

-Данное оборудование можно монтировать рядом со сплошными стенами

-Оборудование VXT обладает высокой производительностью и малым весом

-Серия VXT-C может быть поставлена в десятифутовых контейнерах. Кожухи вентиляторов разбираются.

-Благодаря уникальной конструкции можно получить доступ к любым механизмам.

-В градирне применены пакеты листового наполнителя BACount, позволяющие обеспечить лёгкий осмотр и доступ для чистки, что в свою очередь избавляет от необходимости замены наполнителя.

3.3 Воздухоохладитель

Воздухоохладители служат для понижения температуры воздуха, подаваемого на охлаждаемый объект. По конструкции они бывают сухие, мокрые и смешанного типа с орошением трубчатых змеевиков рассолом.

Размещают воздухоохладители в охлаждаемом помещении или вне его (во втором случае кожух покрывают теплоизоляцией).

Различают воздухоохладители постаментные (напольные), устанавливаемые на полу камер или антресолей, и навесные, которые подвешиваются к потолку. Воздух продувается через воздухоохладитель осевым или центробежным вентилятором обычно поперек труб. Если вентилятор должен обеспечить циркуляцию воздуха только через воздухоохладитель, используют осевые вентиляторы, создающие небольшой напор. При наличии воздуховодов и фильтров применяют центробежные вентиляторы. Скопившийся на поверхностях труб воздухоохладителя иней оттаивают горячими парами хладагента или с помощью электронагревателей[17].

Современные сухие воздухоохладители изготавливают только из оребренных труб. Ребра обеспечивают лучший съем тепла, уменьшают вес и стоимость воздухоохладителя, делают его более компактным и удобным в обслуживании.

Рисунок 3.2 - Воздухоохладитель сухой фреоновый (1- испаритель, 2- терморегулирущий вентиль, 3- электродвигатель, 4 - вентилятор)

В сухих или трубчатых фреоновых воздухоохладителях (рисунок 3.2) охлаждение воздуха происходит при его соприкосновении с трубами испарителя, где циркулирует хладагент или рассол.

Во время работы на поверхности труб сухого воздухоохладителя может образоваться снеговая «шуба», которую нужно периодически оттаивать. Для сбора конденсата в нижней части таких воздухоохладителей устроен поддон.

В мокрых воздухоохладителях теплообмен происходит между воздухом и жидкостью, предварительно охлажденной в отдельном испарителе.

Часто применяют воздухоохладители с насадкой из фарфоровых колец, орошаемых холодным рассолом. Воздух прогоняется вентилятором через холодную насадку и охлаждается.

Достоинства мокрых воздухоохладителей -- простота конструкции, отсутствие труб, невысокая стоимость. Недостатки -- открытая система циркуляции рассола и связанная с этим повышенная коррозия рассольных аппаратов и трубопроводов, так как рассол все время насыщается кислородом воздуха, а также повышенный расход электроэнергии.

В воздухоохладителях смешанного типа (комбинированных) воздух охлаждается рассолом или водой, предварительно оросившими трубчатые змеевики непосредственного испарения, встроенные в воздухоохладитель.

Для побудительного движения воздуха в воздухоохладительных установках в системах кондиционирования служат осевые и центробежные вентиляторы.

В осевых вентиляторах воздух перемещается вращающейся крыльчаткой в направлении от вентилятора. Эти вентиляторы просты в изготовлении и обслуживании, производительны, но создают невысокие напоры (до 40 мм вод. ст.). Наиболее совершенным из осевых вентиляторов является вентилятор пропеллерного типа.

В центробежных вентиляторах воздух всасывается через осевое отверстие в кожухе и центробежной силой, развиваемой вращающимся колесом с лопатками, нагнетается в выходное отверстие. Вентиляторы этого типа сложнее осевых, создают большие напоры (до 301 мм вод. ст.).

Для уменьшения шума и вибрации при работе вентиляторов их устанавливают на эластичные подкладки из резины, дерева, войлока или на пружинные амортизаторы.

3.3.1 Подбор воздухоохладителя

Выполняем подбор воздухоохладителя из расчетной холодильной мощности из выражения (40) Qхол =7000 КВт. Предлагается установить воздухоохладитель FRB-330/E, технические характеристики которого приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Технические характеристики воздухоохладителя FRB-330/E

Параметр	Значение
Холодопроизводительность, кВт	7000
Количество вентиляторов	2
Диаметр крыльчаток, мм	400
Длина, ширина, высота, мм	1710/360/550
Потребляемая электрическая мощность, кВт	5,8
Производительность вентиляторов, м3/ч/длина воздушной струи	5600/14
Шаг ребра, мм	7

3.4 Расчет экономической эффективности

Рассчитаем стоимость оборудования для системы охлаждения воздуха (СОВ) для ПГУ-420 на Череповецкой ГРЭС.

Стоимость АБХМ:

К1 = k1 Qх = 30007000 = 21 млн. руб,

где k1 = 3000 руб/кВт - удельная стоимость отечественной АБХМ на 1 кВт холодопроизводительности; Qх = 7000 кВт - установленная холодопроизводительность АБХМ на Череповецкой ГРЭС.

Стоимость мокрой градирни:

К2 = k2 Qгр = 50015000 = 7,5 млн. руб,

где k2 = 500 руб/кВт - удельная стоимость мокрой вентиляторной градирни на 1 кВт холодопроизводительности; Qгр = 15000 кВт - установленная холодопроизводительность мокрой градирни на Череповецкой ГРЭС.

Стоимость аппарата охлаждения воздуха, включающего воздухоохладитель и осевой вентилятор:

К3 = k3 Qх = 10007000 = 7,0 млн. руб,

где k3 = 1000 руб/кВт - удельная стоимость аппарата охлаждения воздуха на 1 кВт холодопроизводительности; Qх = 7000 кВт - установленная холодопроизводительность аппарата охлаждения воздуха.

Суммарные капиталовложения в систему охлаждения воздуха на Череповецкой ГРЭС составят:

К = К1 + К2 + К3 = 35,5 млн. руб.

Применение системы охлаждения воздуха холодильной мощностью 7000 кВт повышает мощность ПГУ-420 примерно на N = 20000 кВт. Кроме того, при работе СОВ повышается электрический КПД ГТУ. Поэтому эксплуатационные затраты на работу СОВ (расход электроэнергии на АБХМ, градирню, вентилятор) можно для простоты не учитывать. Поскольку АБХМ может работать на бросовой теплоте (отработавшие газы, пар и т.п.), то затраты на теплоту, потребляемую АБХМ, также не учитываем.

Рассчитаем выработку дополнительной электроэнергии за счет работы СОВ на Череповецкой ГРЭС. Работа СОВ предполагается в летние месяцы в дневное время. Количество электроэнергии, дополнительно полученной благодаря работе СОВ за три летних месяца составит:

Э = n730 N = 37300,520000 = 21,9 млн. кВтч,

где n = 3 - число летних месяцев; 730 - число часов в месяце; = 0,5 - коэффициент загрузки СОВ.

При стоимости отпуска электроэнергии с = 2 руб/ кВтч дополнительная прибыль составит:

П = Э с =21,62 = 43,2 млн. руб.

Поскольку прибыль, полученная за счет увеличения выработки электроэнергии (П = 43,2 млн. руб) превышает капитальные вложения в систему охлаждения воздуха (К = 35,5 млн. руб), то срок окупаемости системы охлаждения воздуха на Череповецкой ГРЭС составит менее трех летних месяцев. В холодное время года СОВ не будет использоваться, и поэтому не будет приносить прибыль. Поскольку срок службы АБХМ, градирни и аппарата охлаждения воздуха составляет не менее 20 лет, то в остальные годы в летний период времени система охлаждения воздуха будет приносить чистую прибыль.

Таким образом, предлагаемая система охлаждения воздуха для ПГУ-420 на Череповецкой ГРЭС является экономически эффективной с небольшим сроком окупаемости. Ежегодный экономический эффект составит более 40 млн. руб., срок окупаемости - менее 3 летних месяца.

4. Автоматизация ГТУ

Современные газотурбинные энергоустановки снабжаются автоматизированными концепциями управления главным и дополнительным оборудованием. Их создание основывается в микропроцессорной технике и работает совместно с приборами механического управления. Систему машинального управления (САУ) осуществляют электрогидравлической либо электропневмогидравлической («высохшей») в связи с исследованиями определенных компаний. Автоматизированная системка управления научно-техническим процессом ГТУ обязана осуществлять последующие функции[4]:

а) принимать участие в регулировке частоты и мощности в энергосистеме в штатном и аварийном режимах;

б) контролировать осуществление единого ряда предпусковых критерий и, в случае если они никак не исполняются, предоставлять оператору надлежащие сведения;

в) реализовывать автоматизированный поворот вала ГТУ, возжигание горючего в КС, вывод в холостой ход, синхронизацию с гальванической сетью и вывод в режим установленной загрузки (системы стандартного либо убыстренного запуска), регистрацию пусковых систем;

г) гарантировать автоматическое урегулирование частоты верчения, ограничивание исходной температуры газов пред газовой турбиной, стабилизацию режима установленной мощности, сохранение резерва стабильности вплоть до границы помпажа компрессора в абсолютно всех режимах;

д) реализовывать предупредительную и аварийную сигнализацию, оберегать спецоборудование ГТУ в аварийных моментах;

е) гарантировать нормальную остановку и остывание ГТУ в предустановленных режимах и аварийную остановку с моментальным отключением подачи горючего;

ж) гарантировать мягкий скачок с 1-го типа горючего в иной;

з) гарантировать незамедлительное выключение ГТУ в случае: непозволительного превышения исходной температуры газов пред ГТ; увеличения частоты верчения ротора свыше разрешенного рубежа; непозволительного осевого сдвига, непозволительных условных перемещений роторов компрессора и ГТ; непозволительного снижения давления масла в системе смазки либо уровня масла в маслоблоке; непозволительного увеличения температуры масла в сливе с любого подшипника либо с любой колодки упорного подшипника; погасания факела в КС; возрастания пульсации подшипниковых опор больше возможных значений; непозволительного снижения давления газовидного либо водянистого горючего; появления помпажа компрессора либо непозволительного приближения к грани помпажа;[4].

Автоматизированная концепция управления ГТУ осуществляет несколько информативных задач, а кроме того вычисление технико-финансовых характеристик, диагностику технологического состояния конструкции и др. Система механического управления обязана обладать: уровень нечувствительности регулятора частоты при какой-либо нагрузке никак не наиболее 0,2 °/о номинальной; нечувствительность регулятора температуры газов к изменению температуры меньше нежели в 10 °С. Система механического управления влияет на приборы, которые регулируют: единое потребление горючего; углы конструкции поворотных направляющих агрегатов на входе и в 1-ых ступеньках компрессора; состояние антипомпажных клапанов; разделение горючего и воздуха в камере сгорания [4].

4.1 Система регулирования подачи газообразного топлива ГТУ

В соответствии с типом горючего, подобранным оператором, регулирующий светосигнал согласно горючему подается через делильщик сигнала в систему подачи газовидного и водянистого горючего. Запуск способен являться выполнен в всяком варианте горючего. С целью укрепления устойчивого значения нагрузки ГТУ перехождение с 1-го типа горючего в иной совершается уже после истечения надлежащего периода наполнения. Автоматизационный процесс продувки резервной топливной системы располагается под непрерывным надзором оператора. Перехождение с 1-го типа горючего в иной способен быть запущен автоматом при несоблюдении подачи главного горючего (о чем сообщает предупредительный светосигнал) и окончен в отсутствии вмешательства оператора. Возвращение к главному горючему исполняется вручную. Модель двухступенчатой концепции регулировки подачи газовидного (главного) горючего, в которой урегулирование давления исполняется в связи от частоты верчения и расхода в соответствии с управляющим сигналом по горючему, приведена в рисунке 4.1[4].

При регулировке гарантирует устойчивый показатель уменьшения нагрузки , необходимой для управления в обстоятельствах запуска и прогрева, и наибольший затрата при выработке предельной силы в обстоятельствах малой температуры окружающей среды. Гидроклапан, регламентирующий частоту верчения в связи с давления, функционирует равно как самостоятельный стопорный гидроклапан. Некто снабжен интегрированным размыкающим микрореле с гидромеханическим приводом, что способен прикрывать гидроклапан вне зависимости с распоряжающихся сигналов, подаваемых в него. И стопорный, и регулирующий клапаны это противоположные клапаны с гидромеханическим приводом, какие прикрываются присутствие утрате сигнала согласно струе или согласно гидромеханическому давлению. Разделение горючего между горелками в двухступенчатых КС исполняется с поддержкой кольцевого коллектора[4]. Метрологическая карта средств автоматизации ГТУ и спецификация контурной схемы автоматизации ГТУ представлены в таблицах 7 и 8 соответственно.



Рисунок.4.1 - Система регулирования подачи газообразного топлива ГТУ (General Electric) 1 - подача топлива; 2 - стопорный клапан; 3 -регулятор подачи топлива; 4 - регулирующий клапан; 5 - кольцевой коллектор; 6 - камера сгорания; 7 -- двухтопливный линейный дифференциальный преобразователь скорости; 8 - гидроцилиндр; 9 - клапан; 10 - гидравлическое реле; 11 - подача масла

4.2 Система регулирования подачи жидкого топлива ГТУ

Система регулирования подачи жидкого топлива схематично представлена на рисунке 4.2. В ней применяется топливный насос объемного действия, регулирование расхода топлива осуществляется двумя потоками: со стороны всаса насоса и циркуляцией части топлива. Необходимый коэффициент снижения нагрузки получается умножением сигнала топливной системы на сигнал, пропорциональный частоте вращения вала ГТ. Результирующий сигнал устанавливает долю рециркуляции для насоса либо регулирует открытие байпасного клапана таким образом, чтобы фактический расход топлива, измеренный через скорость делителя потока жидкого топлива, был равен расчетному значению[4].



Рисунок 4.2 - Система регулирования подачи жидкого топлива ГТУ (General Electric) 1 -- фильтр; 2 -- стопорный клапан; 3 -- предохранительный клапан; 4 -- топливный насос; 5 -- клапан рециркуляции; б -- гидроцилиндр; 7-- подача масла;_ _8 -- индивидуальные за-порные клапаны; 9 -- делитель потока топлива; 10 -- подача жидкого топлива; 11 -- топлив-ные форсунки (обычно 10 шт.); 12 -- трехскоростной редуктор с двумя зубчатыми передача-ми; 13 -- усилитель сигналов

Таблица 7- Метрологическая карта средств автоматизации ГТУ

№ п/п	Наименование оборудования	Пределы измерений	Диапазон показания шкалы прибора	Длина шкалы	Цена деления прибора	Чувствительность прибора	Класс точности	Погрешность измерения
1.	Подача топлива	-	-	-	-	-	-	-
2.	Стопорный клапан	-	-	-	-	-	-	-
3.	Регулятор подачи топлива	-	-	-	-	-	-	-
4.	Регулирующий клапан	-	-	-	-	-	-	-
5.	Кольцевой коллектор	-	-	-	-	-	-	-
6.	Камера сгорания	-	-	-	-	-	-	-
7.	Двухтопливный линейный дифференциальный измеритель скорости	0.5 до 2,5 м/c	-	-	0,1 м/c	0,1 м/c	II	±0,1м/c
8.	Гидроцилиндр	-10 до 60 °C	-	-	0,1°C	0,1°C	II	±0,5°C
9.	Клапан	-	-	-	-	-	-	-
10.	Гидравлическое реле	-	-	-	-	-	-	-
11.	Подача масла	-	-	-	-	-	-	-

Таблица 8 - Спецификация контурной схемы автоматизации ГТУ

Позиция	Функция	Наименование	Кол-во
1	Подача топлива на ГТУ	Подача топлива	2
2	Пуск и остановка турбины	Стопорный клапан	2
3	Регулирует подачу топлива	Регулятор подачи топлива	1
4	Закрывается при потери связи по потоку	Регулирующий клапан	2
5	Распределение топлива между горелками	Кольцевой коллектор	2
6	Сжигание топлива	Камера сгорания	1
7	Измеряет скорость	Двухтопливный линейный дифференциальный измеритель скорости	1
8	Приводит в действие клапаны, задвижки	Гидроцилиндр	1
9	Регулирует частоту вращения	Клапан	1
10	Закрывает клапан независимо от сигналов	Гидравлическое реле	1
11	Подача масла на вал турбины	Подача масла	1

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации ПГУ-420

Во время работы на оператора (машиниста энергоблока) могут сказываться следующие опасные и вредные производственные факторы:

-высокое давление и температура поверхностей нагрева;

-высокое напряжение в электрической сети;

-повышенные уровни шума и вибрации;

-повышенная подвижность воздуха.

Наличие высоких температур в рабочей зоне может привести к нарушению теплообмена человека с окружающей средой, выражающемся в накоплении тепла в организме и/или увеличении доли потерь тепла испарением пота, возникновении общих или локальных дискомфортных теплоощущений (слегка тепло, тепло, жарко).

Долгое воздействие вибраций ведет к развитию вибрационной болезни.

Действие шума сопровождается временным снижением слуховой чувствительности, называемое адаптацией слуха, что является защитной реакцией организма. Следующий этап за адаптацией наступает утомление органа слуха - первый симптом патологического процесса, постепенно развивающегося в тугоухость и полную глухоту.

5.2 Меры по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

Ядром безопасности эксплуатации грузоподъемных кранов считают регулярные обследования (испытания) состояния промышленной безопасности при эксплуатации подъемных устройств[19].

Обследованию подвергаем в целом все предприятие, при этом каждое подъемное устройство осматривается не реже 1-го раза в 2,5 года.

В взаимосвязи с практикой государственной надзорной деятельности предусматриваем три вида обследования: оперативное, целевое, комплексное.

Места компании погрузочно - разгрузочных работ оснастим знаками безопасности, включая проходы и проезды, имеющие достаточное освещение, которое равномерно, без слепящего действия светильников.

Теплофикационная часть Череповецкой ГРЭС включает в себя следующее главное и дополнительное оснащение:

- 3 котла Еп-670/140 (модель ТПЕ-208), паропроизводительностью по 670 т/ч;

- 3 турбоагрегата К-210-130-3 ЛМЗ;

- энергоблок ПГУ-420

- сетевые подогреватели;

- сетевые, питательные и подпиточные насосы;

- охладительные и редукционно-охладительные установки и т.д.

В турбинном цехе исполнены мероприятия по предупреждению и понижению действий небезопасных и вредоносных производственных факторов и обеспечению наилучших критерий труда.

Вентиляция и отопление цеха гарантирует удаление избытков влаги, вредных газов, пыли, поддерживают оптимальный температурный фон.

Для снижения плохого действия шума на человека достигается благодаря оптимальному размещению оборудования, дистанционным управлением оборудованием.

Убавление пульсации от турбин, насосов, трубопроводов достигается внедрением виброизоляции, что очень снижает передачу вибрации от источника к фундаменту и полу. Виброизоляторы произведены из материалов с большим внутренним трением: резины, пробки; используются также пружинные амортизаторы. В стыках трубопроводов, воздуховодов установлены виброизоляторы в виде гибких вставок[19].

В помещении присутствует аптечка с перевязочным материалом и медикаментами. Цех обеспечивается питьевой водой, отвечающей санитарным потребностям.

В помещениях, где расположено оборудование, обслуживаемое персоналом, вывешены плакаты оказания первой медицинской помощи и плакаты, иллюстрирующие нужные меры безопасности.

Металлические ограждения, оборудование и подъёмно-транспортное устройство заземлены. Всякий электродвигатель помимо устройств пуска и остановок снабжен отключающими приспособлениями с целью абсолютного снятия усилия в период ремонтных работ и наладки оснащения и устройств, с какими вместе работают электродвигатели.

Все наиболее теплые доли оснастки, трубопроводы, котлы и прочие компоненты, касание к которым может спровоцировать ожоги, обладают термическую изоляцию.

Маслобак, подшипника турбины, концепция маслопроводов, проводные череды и каналы, водородные рампы - пожароопасные зоны в турбинном цехе. Необходимо никак не позволять утечек масла с перечисленной выше конструкции и придерживаться особенную осмотрительность при труде с не закрытым пламенем возле данных узлов. Небезопасными в пожарном взаимоотношении считаются кроме того плоскости паропроводов и трубопроводов горячей воды.

Запрещается запуск турбины при повреждениях в концепции регулировки и парораспределения.

Запрещается при тестировании автомата защищенности находиться в площадке обслуживания турбины персонам, напрямую никак не участвующим в тестировании.

Подлежащий ремонтным работам теплообменный агрегат либо часть теплопровода, для того чтобы исключить попадания в него пара либо теплой воды выключается с края как смежных трубопроводов и оснащения, таким образом и дренажных и обводных путей. В любом предприятие (в цехе, в месте) существует проект с предписанием в нем исправительных площадок и возможных в их нагрузок. В цехах (в местах) отчетливо отмечены пределы площадок, а в баннерах показаны возможные перегрузки в них[18,20].

При открытии и подъеме крышки цилиндра необходимо: воспользоваться для подъема существующим устройством (например, балансиром), отрывать верхнюю половинку цилиндра с нижней с поддержкой выжимных болтов, проконтролировать пред подъемом, то что крышечка основательно застроплена, приподнимать крышку уже после кропотливой выверки её при установленных направляющих болтах согласно команде ответственного лица, контролировать при подъеме правильность передвижения крышки сравнительно фланца разъема нижней половины цилиндра. При вскрытии и закрытии подшипников следует:

- покрышки и вкладыши стропить из-за ввинченные целиком кольцо-болты, вплотную близкие к плоскости покрышки;

- при выкатывании нижнего вкладыша подшипника в период центровки согласно полумуфтам с целью незначительного подъема ротора применять скобу, определенную в разъеме подшипника.

- увёртывать вкладыш необходимо с поддержкой ломика и рым-болтов.

Выемку и монтаж ротора турбины необходимо произво¬дить особым устройством. Вплоть до основы роста полумуфты располагающихся рядом роторов обязаны являться расширены до такой степени, для того чтобы выступ одной половины выдался с выемки иной. Позиция ротора при подъеме уже после натяжения краном тросов обязано являться горизонтальным.

При высадке деталей турбин с натягом способом глубокого подмерзания следует натягивать варежки и трудиться с поддержкой специализированных устройств. При использовании жидкого азота с целью остужения элементов необходимо принимать во внимание возможность создания взрывоопасной консистенции. С целью предотвращения возникновения взрывоопасных консистенций необходимо заранее осуществлять кропотливую очистку охлаждаемых элементов и ванны от масла и жирных загрязнений.

Не рекомендовано использовать ременную передачу при балансировке роторов турбины в станке. Ротор мотора обязан быть присоединен с балансируемым ротором посредством мобильную муфту, просто расцепляемую в движению. Супротив областей крепления пробных грузов обязаны являться определены оградительные щиты.

В наши дни на ГРЭС деятельность выполняется в 3 смены согласно скользящему графику. Длительность любой смены, в основном, 8 часов. Общим негативным фактором деятельность эксплуатационного персонала энергопредприятий считается недостаток обеденного интервала и небольших интервалов в протяжение трудового дня. Имеют местечко являться паузы, содержащиеся в переходе с интенсивной работы к бездеятельному надзору, физиологически разумны, однако они малоэффективны.

В наши дни на тепловых электростанциях используются в основном два типа сменных графиков - работа по 2 и по 3 дня в каждую смену. По первому типу в каждой смене работают по два дня. Продолжительность смены - 8 часов. Отдых между сменами 16 часов, отдых при пересменках в первом и втором варианте графиков - 32 и 8 часов, выходной - 56 часов, в третьем варианте отдых или пересменка составляет 24 часа, выходной - 48 часов. Повтор циклов работы в указанных вариантах происходит через 8 суток. Для поддержания устойчивой работоспособности и снижения утомления нужна рационализация внутрисменного режима труда и отдыха[19].

Для профессий тепловых электростанций, труд которых характеризуется как "напряженный" (начальники смены станции, начальники смены КТЦ, старший машинист энергоблоков, машинист энергоблока, машинисты и др.) рекомендуется ввести 10 - 15-минутные "производственные паузы" на отдых между 2 - 3 и 4 - 5 часами работы в дневной смене и между 2 - 3 и 5 - 6 часами работы в вечерней смене и между 2 - 3 и 4 - 5 часами в ночной смене после начала работы с организацией подмен в эти временные отрезки.

При появлении затруднения в организации подмен для перерыва на отдых работников нескольких профессий (начальники смены станции, начальники смены КТЦ и др.) - десяти минутный перерыв можно проводить вблизи рабочего места или прямо на рабочем месте.

Во время отдыха все оперативные переговоры, кроме аварийных, прекращаются. Уместно организовать на главных и блочных щитах управления зоны отдыха, оборудовав их журнальным столом и мягкими креслами.

5.3 Меры по обеспечению устойчивости работы ПГУ-420 в условиях чрезвычайных ситуаций

Возможные чрезвычайные ситуаций на предприятии и причины их появления:

1) разрушения сооружений, технических устройств или их элементов;

2) пожар;

3) по объектам котлонадзора: разрушения и повреждения (разрывы) котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды (их элементов);

4) по объектам газоснабжения:

-взрывы газа в инженерных сооружениях в результате разрушения газопроводов, выхода из строя газового оборудования газораспределительных пунктов и газораспределительных установок,

-остановку (перерыв) газоснабжения электростанции в результате аварии на объекте магистрального трубопроводного транспорта газов,

- взрывы и пожары, связанные с эксплуатацией газового хозяйства, ГРЭС,

-неконтролируемый выброс природного газа в атмосферу или в помещение электростанции в результате полного разрушения или частичного ухудшения трубопроводов, их элементов и устройств, сопровождаемого одним из следующих событий или их сочетанием: взрывом или воспламенением газа; повреждением или разрушением других объектов; потерей 10 001 м3 газа и более;

Устойчивость работы ПГУ-420 в условиях чрезвычайных с ситуаций обеспечивается по следующим направлениям:

1) защита рабочих и служащих

На ГРЭС разработаны планы эвакуации людей на случай возникновения чрезвычайных ситуаций и план локализации аварий, организовано проведение противоаварийных и противопожарных тренировок, обучение личного состава объекта выполнению конкретных работ по ликвидации аварии, накопление для обеспечения всех рабочих и служащих объекта, хранение и поддержание в готовности индивидуальных средств защиты (промышленных и изолирующих противогазов, средств защиты кожи и т.д.), организация и поддержание в постоянной готовности системы оповещения рабочих и служащих объекта и проживающего вблизи населения[20].