Проектирование электрической станции

Основополагающим документом формирования тарифов является «Положение о государственном регулировании тарифов на электроэнергию и теплоэнергию в РФ» ФЗ 237 от 27.07.2010.

План производства определяется расчетом технико-экономических показателей электростанций для года нормальной эксплуатации. Расчет сводим к определению себестоимости электроэнергии по современной методике.

5.2 Расчет себестоимости отпущенной электроэнергии и технико-экономические показатели КЭС

Определяем годовую выработку электроэнергии.

W э/э = Р у ·h у = 2240·7100 = 15,904·10 ⁶ МВт·ч / год

K уд = 5000 руб/кВт (на газе).

Определяем годовой расход топлива по энергетической характеристике для 7 агрегатов ( 10⁶ т.у.т.)

В э/э = В уд· W э/э = 0,335 кг у.т./кВт·ч · 15904 кВт·ч/год · 10 ⁶= 5327,84 ·10³ т.у.т./год.

Определим годовые затраты на топливо

З тпл= Ц тпл · В год = 2500 руб./т.у.т. ·5327,84 ·10³ т.у.т./год = 13319,6 ·10⁶ руб./год.

Определяем ежегодные отчисления на амортизацию , 10⁶ руб.

Зам = nа ·K вл = 0,046 · 11200 ·10⁶ = 515,2 ·10⁶ руб./год.

К вл = К уд · Р уст = 5000 руб./кВт · 2240000 кВт = 11200 ·10⁶ руб.

Определяем затраты на оплату труда , 10⁶ руб.

З з/пл.осн. = 12 m ·Р уст ·Ф год = 12 · 0,75 · 2240 · 14000= 282,24 ·10⁶ руб./год.

M - штатный коэффициент промышленно-производственного персонала, чел/МВт ( для КЭС работающей на газе) [11].

З з/пл.доп. = 0,12·З з/пл. осн. = 0,12·282,24 ·10⁶ = 33,869 ·10⁶ руб./год.

З з/пл страх.вз. = 0,32 ( З з/пл осн + З з/пл доп) = 0,32 ·( 282,24 ·10⁶ + 33,869· 10⁶) = 101,155 · 10⁶ руб./год.

З з/пл = З осн + З доп + З соц . н = (282,24 + 33,869 + 101,155) · 10⁶=417,264 ·10⁶ руб./год.

Ежегодные затраты на ремонт, 10⁶ руб.

З рем = К рем ·З ам = 0,4 ·515,2 ·10⁶ = 206,08 ·10⁶ руб./год.

Прочие затраты, 10⁶ руб.

З пр = 0,3·( З ам + З рем+ З з/пл) = 0,3·( 515,2+206,08+417,264) ·10⁶ = 341,563·10⁶ руб./год.

З =Зтпл+Зам+Зрем+Зз/пл+Зпр = (13319,6+515,2+206,08+417,264+341,563) ·10⁶ = 14799,707 руб./год.

Таблица 5.1-Затраты

Статьи затрат	Млн.руб.	%
Затраты на топливо	13319,6	90
Затраты на оплату труда	417,264	2,819
Отчисления на амортизацию	515,2	3,481
Затраты на ремонт	206,08	1,392
Прочие затраты	341,563	2,308
Всего годовые затраты	14799,7	100

Таблица 5.2-Расчёт экономической эффективности проекта

Год	КВЛ	РУ	РУ; МВт	Ввод основных средств
	%	106 руб	%	МВт		КОСВ;106руб
1	10	1120	0	0	0
2	15	1680	0	0	0
3	35	3920	14,29	320	320	1600
4	25	1250	28,57	640	960	4800
5	15	1680	28,57	640	1600	8000
6			28,57	640	2240	11200

Примечание: 1. Ввод мощности осуществляется по одному агрегату в первый год освоения (для КЭС - на третий год строительства) и по целому числу агрегатов в последующие годы. Срок освоения для КЭС - 5-6 лет.

Капиталовложения переходят на баланс предприятия в виде основных средств (К _осt= K_уд Р_у) с начала эксплуатации объекта по мере его ввода на полную мощность. Суммарная величина основных средств равна сумме капиталовложений.

Определение величины основных средств по годам необходимо для расчета амортизационных отчислений на реновацию.

Себестоимость электроэнергии:

S_э/э = З _э/э / W_выр (1- К_сн) = 14799,707·10⁶/ 15904 ·10⁶ ·0,95 = 0,979 руб./ кВт·ч = 98 коп./кВт·ч

где К сн - расход электроэнергии на собственные нужды КЭС, 5 % выработки по заданию.

Тариф на электроэнергию:

t_э/э = S_э/э • 1,3 • 1,18 = 1,5 руб./ кВт ·час.

Рассчитываем некоторые («простые») показатели деятельности электростанции, таблица 5.3.

1. n агр - количество агрегатов в году t

2. В годы строительства до начала ввода мощностей показатели отсутствуют, в период освоения они рассчитываются пропорционально установленной мощности, за базовое значение принимаются показатели периода нормальной эксплуатации из таблицы 5.2.

W отп.год = Ру ·hу ( 1- Ксн) = 320 ·7100 ·0,95 ·10⁶ = 2158,4 ·10⁶ кВт · ч

РП э/э = 2158,4 ·10⁶ ·1,5=3237,6 ·10⁶ руб.

Таблица 5.3 -Показатели производственно-хозяйственной деятельности станции по годам расчётного периода

Год	Число агрегатов в году	Годовой отпуск продукции	Объем реализованной продукции	Годовые издержки роизводства
t	n агр	Э/э	Э/э	Всего	Ам.отч.	Без.ам.
		W год отп	РП э	З?	Зам ,	З? ,
		кВт ·ч 106	106руб	106руб	106руб	106руб
1	-	-	-	-	-	-
2
3	1	2158,4	3237,6	2115,232	380,7418	1734,49
4	3	6475,2	9712,8	6345,696	1142,225	5203,471
5	5	10792	16188	10576,16	1903,709	8672,451
6	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
7	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
8	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
9	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
10	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
11	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
12	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
13	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
14	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43
15	7	15108,8	22663,2	14799,7	2665,192	12141,43

Сравнивая Т_ок с нормативным Т_ок(в энергетике он равен 8 годам), делаем вывод, что по этому критерию наш проект не эффективен (ЧД_t> 0 на 5-ый год). Но в условиях государственного регулирования цен на сегодняшний день это является объективной реальностью. Поэтому в последние годы нет крупного строительства генерирующих станций, так как инвесторы не заинтересованы в таких проектах.

Учет фактора времени позволяет определить эффективность проекта за длительную перспективу, т.е. показать, когда инвестору будут возвращены вложенные средства.

Для учета фактора времени, т.е. для более достоверной оценки эффективности проекта, применяются дисконтированные показатели. Они учитывают разную ценность денежных потоков в течение расчетного периода.

Таблица 5.4 - Интегрированные показатели хозяйственной деятельности предприятия

Год	Объём реализованной продукции	Балансовая прибыль Прб=РП-И?	Чистая прибыль ПРЧ=(1-Н)ПРб	Чистая прибыль с амортизацией ПРЧ'=ПРЧ+Иам	Капиталовложе-ния Квл.	Чистый доход ЧД=ПРЧ+Иам.-Квл.
t	РПt	?РПt	ПРбt	?ПРбt	ПРЧt	?ПРЧt	ПРЧ't	?ПРЧ't	Квл.t	?Квл't	ЧД	?ЧД
1	-	-	-	-	-	-	-	-	1120	1120	-1120	-1120
2	-	-	-	-	-	-	-	-	1680	2800	-1680	-2800
3	3237,6	3237,6	1122,368	1122,368	897,8944	897,8944	1278,636	1278,636	3920	6720	-2641,36	-5441,36
4	9712,8	12950,4	3367,104	4489,472	2693,683	3591,578	3835,908	5114,545	1250	7970	2585,908	-2855,46
5	16188	29138,4	5611,84	10101,31	4489,472	8081,05	6393,181	11507,73	1680	9650	4713,181	1857,725
6	22663,2	51801,6	7856,576	17957,89	6285,261	14366,31	8950,453	20458,18	0	9650	8950,453	10808,18
7	22663,2	74464,8	7856,576	25814,46	6285,261	20651,57	8950,453	29408,63	0	9650	8950,453	19758,63
8	22663,2	97128	7856,576	33671,04	6285,261	26936,83	8950,453	38359,08	0	9650	8950,453	28709,08
9	22663,2	119791,2	7856,576	41527,62	6285,261	33222,09	8950,453	47309,54	0	9650	8950,453	37659,54
10	22663,2	142454,4	7856,576	49384,19	6285,261	39507,35	8950,453	56259,99	0	9650	8950,453	46609,99
11	22663,2	165117,6	7856,576	57240,77	6285,261	45792,61	8950,453	65210,44	0	9650	8950,453	55560,44
12	22663,2	187780,8	7856,576	65097,34	6285,261	52077,88	8950,453	74160,9	0	9650	8950,453	64510,9
13	22663,2	210444	7856,576	72953,92	6285,261	58363,14	8950,453	83111,35	0	9650	8950,453	73461,35
14	22663,2	233107,2	7856,576	80810,5	6285,261	64648,4	8950,453	92061,8	0	9650	8950,453	82411,8
15	22663,2	255770,4	7856,576	88667,07	6285,261	70933,66	8950,453	101012,3	0	9650	8950,453	91362,26

Таблица 5.5 -Экономическая эффективность проекта по критерию чистого дисконтированного дохода

t	1/(1+Е)t	ПРЧt	ПРЧt*1/ (1+Е)t	?ПРЧt*1/(1+Е)t	Квл.t	Квл.t*1/(1+Е)t	?Квлt*1/(1+Е)t	ЧДД Гр.5-Гр.8
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0,909091	0	0	0	1120	1018,182	1018,182	-1018,18
2	0,826446	0	0	0	1680	1388,43	2406,612	-2406,61
3	0,751315	897,8944	674,6014	674,6014	3920	2945,154	5351,766	-4677,16
4	0,683013	2693,683	1839,822	2514,423	1250	853,7668	6205,532	-3691,11
5	0,620921	4489,472	2787,609	5302,032	1680	1043,148	7248,68	-1946,65
6	0,564474	6285,261	3547,866	8849,898	0	0	7248,68	1601,218
7	0,513158	6285,261	3225,333	12075,23	0	0	7248,68	4826,55
8	0,466507	6285,261	2932,121	15007,35	0	0	7248,68	7758,671
9	0,424098	6285,261	2665,564	17672,92	0	0	7248,68	10424,24
10	0,385543	6285,261	2423,24	20096,16	0	0	7248,68	12847,48
11	0,350494	6285,261	2202,946	22299,1	0	0	7248,68	15050,42
12	0,318631	6285,261	2002,678	24301,78	0	0	7248,68	17053,1
13	0,289664	6285,261	1820,616	26122,39	0	0	7248,68	18873,71
14	0,263331	6285,261	1655,106	27777,5	0	0	7248,68	20528,82
15	0,239392	6285,261	1504,641	29282,14	0	0	7248,68	22033,46

Процедура приведения разновременных платежей к дате начала процесса инвестирования называется дисконтированием. Дисконтирование осуществляется умножением текущих годовых потоков на коэффициент приведения , где E - показатель дисконтирования (ставка дисконта) - предполагаемая ставка за пользование инвестициями. Она обычно

принимается равной ссудному проценту E = 0,1 (10% годовых); t - текущий год расчетного периода. Полученные величины денежных потоков называются дисконтированными.

Один из методов использования дисконтированных потоков для определения эффективности проекта называется методом чистого дисконтированного дохода (ЧДД).

ЧДД определяют по годам как разницу между дисконтированной стоимостью чистой прибыли и дисконтированной стоимостью капиталовложений:



Положительное значение ЧДД_t за какой-либо периода позволяет считать проект эффективным, отрицательное - убыточным. Т.е. условием эффективности проекта считается: ЧДД_t0. Кроме того, можно определить индекс доходности проекта за весь период как отношение чистой дисконтированной прибыли за период к сумме дисконтированных капиталовложений за тот же период:

При _д1 проект считается эффективным.

Индекс доходности - превышение чистой прибыли над суммарными капиталовложениями с учетом уменьшения стоимости денежных потоков во времени - за 15 лет (табл.5.5).

_д = >1, следовательно, проект эффективен.

Показатель рентабельности капиталовложений:

По полученным показателям можно сделать вывод о том, что данный проект является неэффективным.

Составим таблицу основных технико - экономических показателей КЭС.

Таблица 5.6 -Основные технико - экономические показатели КЭС

Наименование показателей, размерность	Значение показателей
Типоразмеры основного оборудования: · Парогенераторы · Турбины · Генераторы	Кп-1000-25-545/542 ГМН (ТГМП-354) (7 шт.) К-320-240-7МР (7 шт.); Т3В-320 (7 шт.).
Установленная электрическая мощность; МВт	2240
Годовая выработка электроэнергии; млн. кВт*ч	15904
Расход электроэнергии на собственные нужды; %	5
Отпуск электроэнергии с шин; млн. кВт*ч	15108,8
Расход условного топлива; тыс. т.у.т.	5327,84
Себестоимость электроэнергии; коп/(кВт*ч)	98
Показатели эффективности проекта
Срок окупаемости капиталовложений; год	5
Рентабельность; %: · Капиталовложений	49,004
Индекс доходности; о.е.	4,039

5.3 Организационная структура управления КЭС

Возглавляет электростанцию директор, который в пределах предоставленных ему прав распоряжается всеми ее средствами и имуществом, руководит работой коллектива, несет ответственность за соблюдение финансовой, договорной, технической и трудовой дисциплины на станции.

В непосредственном его подчинении находится планово-экономический отдел (ПЭО), в ведении которого находятся вопросы планирования производства. Основной задачей планирования является разработка перспективных и текущих планов эксплуатации КЭС и контроль за выполнением плановых показателей.

Бухгалтерия КЭС осуществляет учет денежных и материальных средств станции; расчеты по заработной плате персонала (расчетная часть); текущее финансирование (банковские операции); расчеты по договорам (с поставщиками); составление бухгалтерской отчетности и балансов, и соблюдение финансовой дисциплины.

В ведении отдела материально-технического снабжения находится снабжение станции всем необходимым: запасными частями, эксплуатационными материалами, инструментами для ремонта.

Отдел кадров занимается вопросами подбора и изучения кадров, оформляет прием и увольнение работников.

Техническим руководителем КЭС является заместитель директора - главный инженер. Главный инженер занимается техническими вопросами, организует разработку и внедрение передовых методов труда, рационального использования оборудования, экономного расхода топлива, электроэнергии, материалов. Под его руководством осуществляется ремонт оборудования. Он возглавляет комиссию по проверке технических знаний и подготовленности инженерно-технических работников электростанции.

В непосредственном подчинении главного инженера находится производственно-технический отдел (ПТО). ПТО разрабатывает и осуществляет мероприятия по совершенствованию производства, производит эксплуатационно-наладочные испытания оборудования; разрабатывает эксплуатационные нормы и режимные карты оборудования; разрабатывает вместе с ПЭО годовые и месячные технические планы и плановые задания по отдельным агрегатам и ведет учет расхода топлива, воды, электроэнергии; составляет техническую отчетность КЭС. В составе ПТО имеются три основных группы: технического (энергетического) учета, наладки и испытаний, ремонтно - конструкторская группа.

Все цеха КЭС в административно-техническом отношении подчиняются главному инженеру.

К основным цехам относятся: турбинный, котельный, электроцех, цех химводоочистки, КЭС.

Кроме основного производства рассматривают вспомогательное производство. К вспомогательным цехам КЭС относятся: цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ), участок теплоснабжения и подземной канализации, ремонтно -строительный цех.

Руководителем каждого цеха является начальник цеха, подчиняющийся по всем производственно-техническим вопросам - главному инженеру, а по административно-хозяйственным - директору.

Перечень основных работ, выполняемых начальником цеха и его заместителем, включает в себя: ежедневный обход и осмотр оборудования цеха, просмотр оперативной документации, подпись нарядов на проведение в цехе работ, инструктаж персонала цеха, присутствие при пусках оборудования и ответственных ремонтных работах, участие в проведении испытаний и приемке оборудования и другой работы.

Энергетическое оборудование цехов обслуживается эксплуатационным дежурным персоналом, организованным в сменные бригады. Работой каждой смены руководят дежурные помощники смен основных цехов, подчиненные начальнику смены станции (НСС).

НСС осуществляет оперативное руководство всем дежурным эксплуатационным персоналом станции в течение смены. НСС в оперативно-техническом отношении подчиняется только дежурному диспетчеру энергосистемы и выполняет все его распоряжения по оперативному управлению производственным процессом КЭС.

В оперативном отношении НСС является единоначальником на станции в течение соответствующей смены и его распоряжения выполняются сменным дежурным персоналом через соответствующих начальников смен основных цехов. Помимо этого, дежурный персонал станции немедленно реагирует на все неполадки в цехах и принимает меры к их устранению.

Отдельные участки цеха возглавляются мастерами. Мастер является руководителем участка, отвечающим за подбор и расстановку работников, использование и сохранность оборудования, охрану труда и технику безопасности. Мастера непосредственно руководят работой бригадиров и бригад рабочих.

6. Безопасность жизнедеятельности

На КЭС предусматриваются блочные групповые щиты управления, с которых производится управление энергоустановками двух смежных блоков, включая их собственные нужды, а также управление и контроль за режимом работы котлоагрегатов и турбин. Групповые щиты управления разместятся в главном корпусе между турбинным и котельными цехами.

Охрана труда на предприятии будет осуществляться в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» 7 выпуск [18], а также согласно «Правил технической эксплуатации» (ПТЭ) [19].

Эти правила имеют целью обеспечить надёжную, безопасную и рациональную эксплуатацию электроустановок и содержание их в исправном состоянии. Обслуживание действующих электроустановок, проведение в них оперативных переключений, организация ремонтных и наладочных работ и испытаний осуществляется специально подготовленным электротехническим персоналом. Электротехнический персонал должен ясно представлять себе особенности своего предприятия, всемерно укреплять и строго соблюдать трудовую и производственную дисциплину, знать и выполнять ПТЭ и ПТБ, инструкции и требования других нормативных актов. На каждом предприятии приказом администрации из числа ИТР энергослужбы предприятия должно быть назначено лицо, отвечающее за общее состояние энергохозяйства и обязанное обеспечить выполнение настоящих ПТЭ и ПТБ.

На каждом предприятии должна действовать разработанная и утверждённая вышестоящей организацией энергетическая служба, устанавливаются на основании типовых положений и отраслевых нормативов штаты электротехнического персонала, обеспечивающего эксплуатацию электроустановок в соответствии с требованиями настоящих ПТЭ и ПТБ. Взаимоотношения между энергетической службой и различными цехами, а также разделение обязанностей между электротехническим и техническим персоналом устанавливаются руководством предприятия в должностных инструкциях и положениях по согласованию с лицом, ответственным за энергохозяйство предприятия.

Весь персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний ПТЭ и ПТБ с присвоением определённой квалификационной группы.

Государственный энергетический надзор осуществляется предприятиями государственного энергетического надзора и сбыта энергии.

6.1 Общая характеристика опасных и вредных производственных факторов турбинного цеха КЭС

Анализ потенциальных вредных, опасных производственных факторов выполняется в соответствии с ГОСТ 12.0.003--74 соответствует СТ СЭВ 790--77 [20] по каждой позиции проектируемого технического процесса на КЭС. Основные средства защиты от воздействия этих факторов выбираются согласно требований ГОСТ 12.4.011-89 [21], а также соответствующих правил или других нормативных документов.

Таблица 6.1- Вредные и опасные производственные факторы

Опасные и вредные факторы	Источники, места, причины возникновения опасных и вредных факторов	Нормируемые параметры	Основные средства защиты
1	2	3	4
Вредные факторы
Аномальные параметры микроклимата	В теплый период времени повышенная температура воздуха из-за работающего оборудования.	холодный период теплый период [22]	Применение приточно-вытяжной вентиляции.
Аномальное освещение	Недостаточная площадь оконных проемов и освещенность от источников искусственного света.	ен=1,5, % Ен=200, лк [23]	Очистка поверхности стекол оконных проемов, увеличение количества ламп и т.д.
Повышенный уровень шума в помещении	Соударение металлических частей машин и механизмов, течение жидкостей по трубам и каналам, насосы, компрессора, вентиляторы.	LА=80 дбА [24]	Звукоизоляция ограждающих конструкций, устройства звукоизолированных кабин наблюдения и дистанционного управления.
Опасные факторы
Производствен-ная вибрация	Компрессора, насосы.	м/с*10-2 м/с [25]	Установка вибрирующих машин на отдельный фундамент. Виброизоляция, т.е. установка других элементов между вибрирующей машиной и основанием; применение вибропоглощающих мастик, нанесенных на кожуха и ограждения
		октавные полосы Гц 2 4 8 16 31,5 63	уровень вибрации 108 99 93 92 92 92

6.2 Производственная санитария

6.2.1 Микроклимат производственного помещения

Микроклимат производственного помещения -- метеорологические условия внутренней среды помещений, которые определяются действующими на организм человека сочетаниями температуры, влажности, скорости движения воздуха и теплового излучения; комплекс физических факторов, оказывающих влияние на теплообмен человека с окружающей средой, на тепловое состояние человека и определяющих самочувствие, работоспособность, здоровье и производительность труда. Показатели микроклимата: температура воздуха и его относительная влажность, скорость его движения, мощность теплового излучения.

На работающих КЭС наблюдаются аномальные параметры микроклимата в турбинном цехе [22].

Производственный микроклимат рабочей зоны турбинного цеха тепловой электростанции характеризуется высокой температурой воздуха, большими температурными перепадами, пониженной относительной влажностью и может быть отнесен к категории нагревающего конвекционно-радиационного. На ряде производственных участков имеют место значительные скорости движения воздуха.

Установлено, что показатели микроклимата в турбинном цехе тепловых электростанций превышают допустимые нормативы и в целом микроклимат можно охарактеризовать как нагревающий. Воздух в цех поступает через оконные проемы, фрамуги и удаляется через аэрационные фонари потолочных перекрытий. В связи с большими расходами воздуха, подаваемого механическим путем в котлы для поддержания горения топлива, последний в котельном и турбинном цехах находится под определенным разряжением. Вследствие этого, наружный воздух через оконные проемы и фрамуги поступает в цеха с большой скоростью, обуславливая тем самым повышенную подвижность воздушных потоков на многих рабочих участках.

Неблагоприятные микроклиматические условия в турбинном цехе также обусловлены наличием основного и вспомогательного оборудования, ограждений, перекрытий, температура поверхностей которых существенно превышает гигиенические нормативы.

В теплый период года температура оборудования турбинных цехов составляла 25-110 °С, ограждений, перекрытий, пола - 28-80 °С, в холодный период года - 23-90 °С и 12-58 °С соответственно. Интенсивность теплового излучения в турбинных цехах находилась на уровне 206-670 Вт/м. На рабочих участках турбинных цехов в теплый период года температура воздуха в зоне вспомогательного оборудования составляла 19-41°С, в зоне площадки турбогенератора (отметка 8м)-16-42 °С, относительная влажность на различных отметках по вертикалям цехов 36-63%, скорость движения воздуха - 0,1-1,0 м/с. В холодный период температура воздуха в рабочих зонах турбинных цехов понижалась и находилась на уровне 7-31°С, относительная влажность-29-66%, скорость движения воздуха-0,5-0,7м/с.

Для обеспечения нормативных параметров микроклимата турбинного цеха проектируемой КЭС и избежания возникновения аномальных параметров микроклимата, имеющих место на существующих выше рассмотренных КЭС, необходимо использовать комплекс современных и эффективных мер и средств для их оптимизации. К ним относятся вентиляция, кондиционирование, подготовка воздуха для подачи в котел, цех и другие.

6.2.2 Производственное освещение

Естественное освещение положительно влияет не только на зрение, но также тонизирует организм человека в целом и оказывает благоприятное психологическое воздействие. В связи с этим все помещения в соответствии с санитарными нормами и правилами должны иметь естественное освещение.

Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через коэффициент естественного освещения (КЕО) в процентах. КЕО - отношение естественной освещенности, создаваемой в некоторой точке внутри помещения светом неба, к одновременному значению наружной освещенности, создаваемой светом полностью открытого небосвода.

Искусственное освещение применяется при работе в темное время суток и днем, когда по условиям технологии, организации производства или климата в месте строительства требуются объемно-планировочные решения, которые не позволяют обеспечить нормированные значения КЕО. При недостаточном по нормам естественного освещения, оно дополняется искусственным освещением. Такое освещение называется - совмещенным.

Рассчитаем искусственное освещение турбинного цеха.

Выбираем систему освещения - общее равномерное.

Для освещения предусматриваем газоразрядные лампы типа ДРЛ.

Согласно требований СниП 23-05-95 [26] принимаем нормированное значение освещенности Ен=200 лк. Категория зрительной работы - средней точности.

Определяем требуемый световой поток лампы:

,

где Ен=200 лк - нормированное значение освещённости;

Sп =330*60=19800 м² - площадь пола цеха;

К - коэффициент запаса, принимаем равным 1,5;

Z - коэффициент неравномерности освещения, равный при освещении лампами ДРЛ - 1,15;

- коэффициент пользования светового потока, зависит от индекса помещения и коэффициентов отражения внутренних поверхностей;

n - общее количество ламп, n = 432.

Индекс помещения

,

где А,В соответственно длина и ширина цеха;

Hп - высота подвеса светильников;

;

=0,65;

лм.

По расчётному значению Fл выбираем ближайшую стандартную лампу типа ДРЛ-400, F=19000 лм.

6.2.3 Производственный шум и вибрация

Источником шума и вибрации в турбинном цехе на КЭС являются турбогенераторы, компрессоры, вентиляторы, насосы и т.д. Шум машин обусловлен наличием механических вибраций деталей, возникающих за счет наличия неуравновешенности, зазоров и недостаточной жесткости крепления узлов и деталей. Для устранения вибрации производят статическую и динамическую балансировку деталей, устраняют изменение зазоров в узлах и в сочленениях. Для уменьшения вибрации, машины изолированы от фундамента с помощью низкочастотной пружинной виброизоляцией.

В различных помещениях уровни шумов различны, поэтому для предотвращения проникновения шума в помещения щитов управления генераторов, турбин, двери выполняются звуконепроницаемыми. Для отдыха дежурных машинистов, постоянного места нахождения дежурного инженера, предусмотрена комната, изолированная от шума.

Так как в механических устройствах причиной недопустимого шума часто является износ подшипников, неточная сборка при ремонте, то в процессе эксплуатации всех видов оборудования надо точно выполнять требования ПТЭ.

Ненормальный, повышенный шум часто возникает из-за неполного стягивания пакетов сердечников трансформаторов, неполного притягивания подвижной части магнитопроводов, контактов и пускателей. У электродвигателей ненормальный шум возникает при работе с перегрузкой, обрыве одной фазы или износ токосъемных контактов.

Своевременное устранение этих причин позволяет существенно снизить уровень шума.

Длительное действие шума отрицательно сказывается на органы слуха, центральную нервную систему, ослабляет внимание рабочих повышает кровеносное давление, происходит учащение дыхания и пульса, снижает производительность труда [24].

В таблице 6.2 представлены результаты замеров шума на рабочих местах турбинного цеха работающей КЭС, а также их превышение над допустимыми уровнями звукового давления.

Таблица 6.2-Результаты замера шума на рабочих местах

Место замера	Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц.	Уровень звука
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Турбинный цех Превышение	74	89	84	80	81	82	72	64	60	71
					3	7
Допустимые уровни звукового давления, дБ ГОСТ 12.1.005-88	107	94	87	82	78	75	73	71	70	80

Уменьшение шума достигается своевременной смазкой, регулировкой и ремонтом электрических машин и механизмов, своевременной зачисткой и затягиванием токоведущих контактов, применение шумопоглащающих прокладок.

Устанавливать глушители шума на выхлопные и всасывающие отверстия машин. В случае технической невозможности снижения уровня шума, необходимо предусмотреть систему профилактических испытаний. Персонал следует снабжать специальными наушниками, шлемами, заглушками, менять режим труда и отдыха.

Лица, у которых между двумя медицинскими осмотрами ухудшается слух или ухудшилось общее состояние организма, должны быть переведены на работу в нешумных цехах.

6.2.4 Защита от вибрации

Общая вибрация возникает при работе генераторов, турбин, компрессоров, насосов, вентиляторов.

Локальная вибрация возникает при работе с ручным пневмо- и электроинструментом. Вредное влияние вибрации выражается в том, что у работающих возникает расстройство нервной и сердечно-сосудистой системы и опорно-двигательного аппарата, что в конечном итоге приводит к виброболезни. Параметры общей вибрации нормируются СН 2.2.4/2.1.8.566-96 [25]. В нормах указаны допустимые параметры вибрации на постоянных рабочих местах в производственных помещениях при непрерывном воздействии в течение рабочего дня. В таблице 6.3 приведены результаты замера вибрации на рабочих местах турбинного цеха существующей КЭС, с указанием оси замера по наибольшей вибрации, допустимых уровней замеряемых частот и превышение замеренных данных над допустимыми.

Таблица 6.3-Уровни вибрации

Место замера и ось наибольшей вибрации	Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц.
	2	4	8	16	31,5	63
Турбинный цех	107	98	99	98	101	98
Допустимые уровни вибрации	108	99	93	92	92	92

Как видно из таблицы имеется превышение допустимого уровня вибрации.

Для снижения уровня вибрации, необходимо осуществлять следующие мероприятия: произвести точную балансировку всех вращающихся частей машин, особенно быстроходных.

Оборудования, машины и механизмы, являющиеся источниками вибрации установить на специальные фундаменты, рассчитанные так, чтобы амплитуда колебаний подошвы фундамента не превышала 0,1-0,2 мм.

Уменьшение числа оборотов источников вибрации или снижение жесткости крепления оборудования к фундаменту (установка прокладок из резины, пружин).

6.2.5 Вентиляция

При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха следует выполнять требования СНиП II-58-75 дополнения пунктов 4.71 и 6.48 /БСТ 2, 1978 г. [26] и СНиП 2.04.05-91 Внесено изменение 3 утвержденное постановлением Госстроя России 137 от 22.10.02.[27] по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.

Общекотельную вентиляцию в машинном и котельном отделениях следует предусматривать:

- при мощности энергоблоков свыше 300 МВт - системами вентиляции с механическим побуждением согласно требованиям [26].

Система вентиляции приточно-вытяжная.

6.3 Основные виды средств защиты работающих

Средства защиты работающих для предотвращения или уменьшения воздействия опасных и вредных производственных факторов подразделяются на средства коллективной и индивидуальной защиты.

Кроме средств индивидуальной защиты имеются и предохранительные приспособления. К ним относятся: предохранительные пояса, диэлектрические перчатки, коврики, ручные захваты, манипуляторы.

На КЭC спецодежда выполняется в виде халатов, комбинезонов, резиновых фартуков и прочее. Термические очки с резиновой оравой защищают глаза от пара, газов, брызг кислоты и щёлочи. Электросварщики используют костюмы из трудносгораемых материалов, очки со светофильтрами. Для рабочих, обслуживающих топливоподачу, золошлакоудаление используют респираторы типа ШБ-1 «Лепесток», фильтрующие противогазовые респираторы РПГ-67 с различными патронами.

6.4 Электробезопасность

В турбинном цехе КЭС располагается оборудование, которое может быть источником поражения электрическим током. К нему относятся турбогенераторы, двигатели питательных, циркуляционных, конденсацион - ных, дренажных насос, оборудование для собственных нужд электростанции.

Электробезопасность - система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Помещения КЭС по степени безопасности обслуживания электроустановок относятся к помещениям с повышенной опасностью (высоковольтное оборудование) и особо опасным (распределительное устройство генераторного напряжения).

Работа с электрооборудованием станции должна производиться с учетом требований МПОТ ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00.

Работы в электроустановках и на электрооборудовании напряжением до и выше 1 кВ должны производиться при соблюдении следующих условий:

На производство работ должно быть разрешение лица ответственного за электрохозяйство станции (наряд, распоряжение);

Работа должна производиться не менее чем двумя лицами;

Должны быть выполнены технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

При обслуживании электроустановок и производства оперативных переключений должны применяться защитные средства, удовлетворяющие требованиям ПУЭ.

Защитными средствами в электроустановках являются приборы, аппараты, переносные приспособления и устройства, а также отдельные части приборов приспособлений и аппаратов, служащие для защиты персонала от поражения электрическим током и воздействия электрической дуги и продуктов её горения.

Все изолирующие защитные средства делятся на основные защитные средства и вспомогательные.

Для защиты от поражения электрическим током в турбинном цехе используются следующие средства коллективной защиты:

малые напряжения;

защитные заземления;

защитное отключение.

В электроустановках высокого и низкого напряжения должны быть приняты следующие меры безопасности:

- Все корпуса электрооборудования заземляются путем присоединения их к контуру заземления;

- На проводах аппаратов должны быть четко указаны положения выключателей;

- Включение и отключение машин производится лицами, имеющими разрешение на их обслуживание;

- Перед пуском нужно осмотреть и убедиться в готовности к подаче напряжения и предупредить персонал;

- На временных ограждениях вывешиваются предупреждающие плакаты «Стой! Опасно для жизни».

В электроустановках выше 1000 В осмотр оборудования, аппаратуры производится с порога камеры или стоя перед барьером.

Ремонтные работы производятся обязательно под контролем наблюдающего, который должен находиться всё время на месте производства работ.

6.5 Пожарная безопасность

Турбинный цех по взрыво - пожароопасности относится к помещению категории Д [28].

В целях обеспечения пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок необходимо:

1. Все электроустановки должны быть защищены аппаратами защиты от токов КЗ и других ненормальных режимов, могущих привести к пожарам и загораниям;

2. Электрические сети и оборудование, используемые на комбинате, должны отвечать требованиям ПУЭ, ПТЭ и ПТБ;

3. При эксплуатации электроустановки запрещается:

- использовать электродвигатели и другое оборудование, поверхностный нагрев которого при работе превышает температуру окружающего воздуха более чем на 40 С;

- использовать кабели и провода с поврежденной изоляцией;

Для обеспечения пожарной безопасности:

1. Помещения обеспечивается средствами тушения пожара и связи для немедленного вызова пожарной команды;

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

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

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

5. Во всех помещениях электроустановок оборудуются посты с первичными средствами пожаротушения:

углекислотные огнетушители (ОУ-2, ОУ-5);

ящики с песком;

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

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

В помещении вывешиваются плакаты на противопожарную тематику, у всех телефонов вывешена информация с номерами телефонов пожарной части.

За обеспечение пожарной безопасности ответственность несет директор станции. Все рабочие и служащие проходят подготовку, состоящую из противопожарного инструктажа (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму по специальной программе.

На предприятии имеется пожарная часть и пожарно-техническая комиссия.

6.6 Безопасность в ЧС

Возможные чрезвычайные ситуации в турбинном цехе:

1) Разрыв паропровода.

Причины:

-неправильные продувка и прогрев паропровода;

-несвоевременное обнаружение гидравлических ударов;

-неисправность дренажных линий;

-защемление подвижных опор паропровода;

-несоблюдение правил при эксплуатации и ремонте.

2) Разрушение турбины.

Причины:

-неисправность автомата безопасности;

-несоблюдение правил при испытании автомата безопасности турбины;

- пуск турбины при дефектах в системе регулирования и парораспределения;

-работы турбины с дефектными (поврежденными) лопатками.

-повреждения проточной части;

-повреждения системы парораспределения;

повреждения системы регулирования;

повреждения подшипников;

повреждения маслосистемы;

повреждения трубопроводов и арматуры;

повышенная вибрация.

Действия персонала при ЧС на ТЭС описаны в местных инструкциях.

3)Пожар.

Основными причинами возникновения пожаров являются:

- повреждения энергетического оборудования;

- нарушения противопожарного режима и требований пожарной безопасности при производстве огневых и пожароопасных работ;

- низкая ответственность руководящего и инженерно-технического персонала за обеспечение пожарной безопасности, недостаточная работа с персоналом;

- недостаточный контроль за подрядными организациями со стороны инженерно-технического персонала.

Организация тушения пожаров на электростанциях (подстанциях) состоит из двух этапов: действия дежурного персонала объекта и совместных действий по прибытии пожарных подразделений. На первом этапе старший по смене энергообъекта лично с помощью дежурного персонала обязан: сообщить о случившемся в пожарную охрану, своему руководству и диспетчеру энергосистемы; установить место пожара и оценить сложившуюся обстановку; проверить рабочее состояние стационарных установок пожаротушения и защиты, привести их в действие дистанционным (ручным) управлением, если они не включились автоматически; произвести необходимые операции на технологических установках; принять меры к созданию безопасных условий для осуществления действий тушения пожара; выделить должностное лицо для встречи пожарных подразделений; приступить к тушению пожара силами и средствами объекта; удалить с места пожара посторонних лиц; организовать охрану территории объекта; до прибытия пожарных подразделений руководить тушением пожара; выполнять другие мероприятия, предусмотренные местными инструкциями на данный случай и оперативным планом пожаротушения.

По прибытии пожарных подразделений старший оперативный начальник пожарной охраны обязан получить от старшего по смене энергообъекта исчерпывающие данные об обстановке на пожаре и письменный допуск на проведение действий по тушению. После этого и инструктажа личного состава участвующих в пожаротушении, который проводит старший из числа технического персонала или оперативной выездной бригады (ОВБ), пожарные подразделения могут начать тушение пожара.

Персонал, не участвующий в тушении пожара, должен быть эвакуирован в соответствии с планом эвакуации при соблюдении требований и рекомендаций, описанных в местной инструкции

7. Надежность основного оборудования станций

Электроэнергетическая система (ЭЭС) может выполнять различий функции. Основными заданными функциями ЭЭС являются:

а) функция, связанная с ее назначением;

б) с фактом ее создания.

Назначением электроэнергетической системы является обеспечение потребителей электрической энергией требуемого качества. Свойство ЭЭС выполнять заданную функцию, связанную с ее назначением, называется надежность электроснабжения. Таким образом, надежность электроснабжения - свойство ЭЭС обеспечивать потребителей электрической энергией требуемого качества в соответствии с заданным графиком электропотребления. Надежность в электроснабжении является комплексным свойством, которое может включать несколько единичных свойств: безотказность, ремонтопригодность, живучесть, режимная управляемость, долговечность и сохраняемость. Долговечность и сохраняемость - свойства, которые присущи не системе, а ее отдельным элементам.

Другой заданной функцией ЭЭС, определяемой фактом ее создания, является недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды, в результате отказов, происходящих в процессе функционирования системы. Свойство ЭЭС не допускать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды, называется безопасность (рисунок 7.1).

7.1 Надежность

Надежность ЭЭС- свойство ЭЭС выполнять все заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Надежность ЭЭС - комплексное свойство. Отличается от надежности электроснабжения тем, что включает в себя еще одно единичное свойство - безопасность.

Безотказность - свойство ЭЭС непрерывно сохранять работоспособное или рабочее состояние в течение некоторого времени.На объект действуют различные возмущения. Все возмущения, которые действуют на объект, можно разделить на две основные группы - внешнего они по отношению к объекту или внутреннего происхождения. При оценке безотказности рекомендовалось учитывать все возмущения не зависимо от того большие они или малые, внешнего они по отношению к ЭЭС или внутреннего происхождения.

Возможен иной подход (более конструктивный и поэтому более предпочтительный), который позволяет: уделять особое внимание экстремальным возмущениям; выбирать принципы принятия решений и средства обеспечения надежности в экстремальных условиях. Суть его заключается в том, что необходимо выделить и учитывать эти возмущения не в «рамках» свойства безотказности, а отдельно - в «рамках» свойства живучести. Такого подхода к учету различных возмущений при оценке безотказности и живучести придерживаются известные специалисты в области надежности технических систем: И.А.Ушаков, В.Г. Китушин , И.А. Рябинин, М.А. Дубицкий и др.

При исследовании безотказности следует учитывать все возмущения внутреннего происхождения - отказы оборудования (недостатки эксплуатации, дефекты ремонта, дефекты изготовления, исчерпание ресурса), ошибки эксплуатационного персонала.

Из всех возмущений внешнего происхождения следует учитывать только те, на которые работа объекта рассчитывается (грозовые воздействия, землетрясения, но в пределах расчетного уровня сейсмичности региона и т.д.).

Действие факторов, снижающих безотказность и, следовательно, надежность может быть полностью или частично компенсировано:

выбором соответствующей «конструкции» системы;

повышением надежности и улучшением технических показателей оборудования (включает оборудование и аппаратуру систем и средств управления);

резервирование всех звеньях системы;

выбором структуры и параметров средств автоматического управления системой;

улучшением организации эксплуатации системы.

Можно назвать основные требования к содержанию определения свойства управляемость:

- при высокой управляемости управление в аварийных режимах не должно допускать каскадного развития аварий с массовым ограничением потребителей электроэнергией;

- высокая управляемость должна обеспечивать возможность контроля параметров и ввода их в допустимую область;

- высокая управляемость объектом должна обеспечивать возможность поддерживать нормальный режим посредством управления.

Управляемость - свойство объекта не допускать каскадного развития аварий с массовым ограничением потребителей возвращать режим в допустимую область и поддерживать его заданные параметры посредством управления.

Рис 7.1. Соотношение понятий: объект, его заданные функции и свойства

Основным признаком отказов по живучести являются отказы при экстремальных внешних воздействиях на систему. К экстремальным внешним возмущениям относятся:

- внешние воздействия на объект, которые не учитывались при его проектировании (ураганы, землетрясения, цунами и т.д.);

- преднамеренные воздействия (диверсии, терроризм, военные действия и т.д.);

Последствия от таких возмущений - частичное и даже полное разрушение объекта.

Живучесть - свойство объекта противостоять внешним возмущениям, на которые он не рассчитывался для обычных условий функционирования. Противостоять - означает, что уровень функционирования системы при экстремальных внешних воздействиях должен быть не ниже минимально допустимого.

7.2 Модернизация и ремонт основного оборудования электроэнергетических систем

7.2.1 Энергетическая безопасность

Энергетическая безопасность - это состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от угроз дефицита в обеспечении их потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз нарушений бесперебойности энергоснабжения и возникновения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. Энергетическая безопасность может иметь как одинаковые, так и разные аспекты для стран, импортирующих и экспортирующих энергоресурсы. Для России даже при наличии собственных энергоресурсов важным аспектом является «надежность энергоснабжения». Связано это со значительным отставанием темпов замены основного оборудования в электроэнергетических системах от темпов их морального и физического старения. Заметное отставание начало проявляться с середины 80-х годов прошлого столетия.

Замещение:

Замещение основного оборудования в 2009 году составило всего 1,38 ГВт. В 2010 году пущено в строй 3,23 ГВт. В 2011 году введено новых объектов общей установленной мощностью свыше 6,1 ГВт. Это абсолютный рекорд постсоветской России. Темпы старения оборудования опережают темпы его замещения. Для нормального развития электроэнергетической системы страны этого недостаточно.

Модернизация:

Модернизация основного оборудования выполняется с учетом «Методических указаний по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы». В методических указаниях систематизированы рекомендации, установлены требования технического и организационного характера. Дан перечень и описание методов и средств контроля, установлены периодичность и объем работ по обследованию оборудования. Приведены критерии оценки технического состояния длительно работающих турбогенераторов, даны рекомендации по ресурсосбережению, включающие рекомендации по принятию решений о модернизации, замене узлов или турбогенератора в целом, определены правила оформления, согласования и утверждения результатов обследования. Являясь в целом работоспособным, этот методические указания имеют отдельные упущения, снижающие эффективность мероприятий по модернизации оборудования.

7.2.2 Физика отказов

Основной парк турбогенераторов и гидрогенераторов выработали свой нормативный срок службы. В процессе эксплуатации происходит естественное старение (деградация) материалов. Темпы старения зависят от многих факторов: работа при пиковых нагрузках, короткие замыкания, вибрация, увлажнение, нагревы, механические воздействия, коррозия и т.д. Возникают скрытые дефекты, которые невозможно выявить при проведении ремонтов и плановых испытаний. Оборудование после проведения ремонтов необходимо эксплуатировать.

Недостаточно хорошо изучено влияние сложных физических процессов во время работы оборудования на свойства материалов, узлов и деталей. Режимы работы, предусмотренные в инструкции по эксплуатации, не всегда выполняются, например, работа генератора с увеличенным коэффициентом мощности.

Проведение эксплуатационных тепловых испытаний не дает полной картины о состоянии активного железа и обмоток статора и ротора в виду того, что конструктивно датчики термоконтроля заложены в пазах так, что нет возможности контролировать крайние пакеты активной стали статора турбогенератора. При неправильной эксплуатации генератора - с нарушением режимов его работы или в аварийных режимах при коротких замыканиях - происходит разогрев крайних пакетов активной стали статора

турбогенератора, что влечет в свою очередь к серьезным повреждениям обмотки и сердечника турбогенератора.

При повреждении активной стали (в результате попадания в расточку постороннего предмета) ее ремонт невозможен или экономически нецелесообразен. Систематическое ослабление усилия прессования в сочетании с разрушением зубцов сердечника, смещением нажимных пальцев и вентиляционных распорок приводит к сокращению межремонтного периода.

В качестве примера рассмотрим повреждения активной стали турбогенератора ТВФ-120-2УЗ при его неправильной эксплуатации (рисунок 7.2).



Рисунок 7.2 - Повреждения активной стали турбогенератора.

Генератор эксплуатировался более 2-х суток в режиме недовозбуждения. На фотографии видно выгорание крайних листов активного железа. Допустимые нагрузки при работе генераторов с недовозбуждением (кроме требований по обеспечению устойчивости), определяются еще и нагревом крайних пакетов активной стали и других конструктивных элементов. Нагрев вызван значительным возрастанием результирующих магнитных полей в зоне лобовых частей обмотки статора. Допустимые нагрузки генераторов при работе в режимах недовозбуждения по условиям нагревания должны определяться по диаграммам мощности, представляемым заводами-изготовителями, или по соответствующим директивным документам, а при их отсутствии на основании специальных испытаний, программу и результаты которых необходимо согласовать с заводом-изготовителем и Техуправлением.

7.2.3 Ремонт

Ремонт(капитальный и текущий) основного оборудования проводится согласно «Объема и норм испытаний электрооборудования». При правильном проведении испытаний с привлечением инфракрасной техники, присутствующие дефекты замыкания межлистовой стали будут обязательно выявлены. На рис.7.3 и рис.7.4 показан пример испытаний турбогенератора.



Рисунок 7.3 - Дефекты стали турбогенератора.

Рис.7.4. Дефекты стали турбогенератора.

Эти дефекты устранимы, но не всегда их устранение позволяет улучшить общую картину состояния активной стали генератора.

При капитальном ремонте работы, проводимые по «переклиновке» на обмотке статора, влияют на состояние активного железа статора. Это и всевозможные забоины, вмятины, а так же естественное ослабление прессовки (распушение) стали, которое влечет за собой ухудшение состояния стали статора.

Старение, деградация материалов, некачественное проведение ремонта и неправильная эксплуатация влекут за собой повышение аварийности оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации. Вместе с тем, «Методические указания» позволяют продлить срок эксплуатации до 8лет. Это целесообразно только после комплексного обследования оборудования «Комиссией» в период профилактического обслуживания. Целесообразно также привлекать специалистов заводов-изготовителей, специализированных организаций по диагностике оборудования, которые имеют право указать, при каких имеющихся дефектах дальнейшая эксплуатация недопустима, а при каких возможна ( при соблюдении определенных условий).

Вывод

Аварии в энергетике возникают, как правило, при частичном или полном повреждении оборудования. Следствием аварий в энергетике становятся серьезные разрушения различных сооружений или технических устройств, независимо от их степени сложности.