Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

полное давление 4,61 МПа,

мощность электродвигателя 520 кВт.

2.3 Расчет и выбор дымовой трубы

(2.27)

- коэффициент зависящий от многоствольности, для одноствольных труб 1

А - коэффициент, зависящий от температурной атмосферной стратификации, для Урала А= 160

F - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в воздухе, для вредных газообразных веществ F=1

m - - коэффициент учитывающий условия выхода газовоздушной смеси из устья трубы в зависимости от скорости

Скорость выхода газовоздушной смеси , м/с определяется по формуле

(2.28)

Суммарный объем дымовых газов, м3/с определяется по формуле:

(2.29)

м³/с

N - количество труб

d_o - предварительно принятый диаметр устья

d_o = 8 метров

м/с

Следовательно, m = 0,95

n - безразмерный коэффициент, зависящий от параметра ?_м

?_м (2.30)

- секундный объем дымовых газов от одного котла

= = 132,4 м³/с

(2.31)

где - температура наиболее жаркого месяца в полдень

= 21,5 для Нижнего Тагила

Предварительно принятая высота внутренних стволов дымовой трубы от пяти котельных агрегатов Н=150 метров

^оС

м³/с

?_м

?_м = 6,07 м/с

При ?_м n=1

Количество выбросов оксидов углерода , г/с определяется по формуле:

(2.32)

секундный расход топлива, м³/с определяется по формуле:

м³/с

концентрация оксидов углерода, определяется по формуле:

(2.33)

R - коэффициент учитывающий доли тепла в следствии химического недожога

R - 0,5 г/с

г/м³

г/с

Количество выбросов окислов азота , г/с определяется по формуле:

(2.34)

- коэффициент учитывающий качество сжигаемого топлива, при сжигании природного газа =0,85

К - коэффициент характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну условного топлива. Для котлов производительностью более 170 т/ч К определяем по формуле

К = 0,06

- коэффициент учитывающий конструкции горелок, для вихревых горелок

- коэффициент характеризующий эффективность рециркуляции продуктов сгорания,

r - степень рециркуляции сгорания, r=0

г/с

метров

Вывод: с учетом сжигания резервного вида топлива и для защиты окружающей среды от вредных газообразных выбросов, принимаю пять блоков проектируемой станции, две одноствольных трубы высотой 206 метров с диаметром устья 8 метров.

2.4 Расчет и выбор деаэратора питательной воды

Максимальный расход питательной воды определяется по формуле:

(2.35)

б - коэффициент расхода питательной воды на продувку, б = 0 %

в - коэффициент расхода питательной воды на собственные нужды, в=0,8%

- номинальная нагрузка котла

т/ч

т/ч

(2.36)

где Д_пв - количество питательной воды

удельный объем питательной воды

1,1 м³/т

время запаса питательной воды в баке аккумуляторе

3,5 минуты

; м³

Устанавливаю на проектируемой станции на каждый блок деаэратор питательной воды повышенного давления типа ДП - 800 с техническими характеристиками: номинальная производительность 800 т/ч, рабочее давление пара 0,59 кгс/см², полезная вместимость аккумуляторного бака 65 м³.

Количество подпиточной воды для паровых котлов определяется по формуле:

(2.37)

т/ч

Количество подпиточной химически очищенной воды вводиться в деаэратор питательной воды.

2.5 Расчет и выбор насосов

Выбор оборудования конденсационной установки

Заводом изготовителем совместно с турбиной поставляется следующее оборудование:

Конденсатор 200 КЦС-1 двухходовой. Поверхность охлаждения 4500 х 2 м² Количество конденсаторов - 2 шт, на турбину.

С четырьмя подогревателями низкого давления.

Типоразмеры подогревателей:

ПНД - 1 - встроенный F_пн = 250 м²

ПНД - 2 - ПН - 300 - 1

ПНД - 3 - ПН - 300 - 1

ПНД - 4 - ПН - 300 - 2

Материал труб Л-68.

Подогреватели высокого давления с техническими характеристиками:

№№	Наименование		Рабочие параметры
			ПВД-5	ПВД-6	ПВД-7
1	2	3	4	5	6
1.	Рабочее Давление	пара в корпусе воды в труб.	11 ати 230 ати	27 ати 230 ати	40 ати 230 ати
2.	Температура	пара в камере съема перегрев.	480оС	345оС	395оС
		пара при выходе в подогрев.	215оС	250оС	270оС
		воды в трубках	158-180оС	180-215оС	215-240оС
3.	Емкость	парового пространства	10,7 тн	10 тн	10,2 тн
		водяного пространства	3,3 тн	3,3 тн	3,3 тн
4.	Давление Гидроиспытаний	парового пространства	14 ати	34,1 ати	50 ати
		водяного пространства	290 ати	290 ати	290 ати

Сальниковые подогреватели, эжектора с холодильниками охлаждающие основным конденсатом.

Напор создаваемый конденсатным насосом первого корпуса определяется по формуле, м :

(2.38)

- подпор на всасе насоса

гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры,

метров

гидравлическое сопротивление фильтров БОУ,

= 5+50+15=70 метров.

Напор создаваемый конденсатным насосом второго корпуса определяется по формуле, м :

(2.39)

к - эксплуатацоионный коэффициент запаса, к=1,2

геометрическая высота подъема воды

метров

102 - коэффициент перевода МПа в метры

давление пара поступающего в деаэратор

метра (2.40)

суммарное гидравлическое сопротивление сальниковых подогревателей

метров (2.41)

гидравлическое сопротивление питательного клапана,

метров

м.в.с.

Производительность конденсатных насосов , м³/ч определяется по формуле:

+ Д_д (2.42)

т/ч

= 25 т/ч

Д_д = 24 т/ч

м³/ч

Выбираю к установке два рабочих, один резервный конденсатный насос типа КС -320- 160 с техническими характеристиками:

производительность 320м³/ч,

напор 160м.в.с.,

мощность электрического двигателя 250 кВт.

Выбор дренажных насосов.

Подача дренажных насосов от ПНД-2 равняется суммарному количеству дренажей отПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4

т/ч

Напор дренажных насосов должен уравновешивать давление в точке врезки в трубопровод основного турбинного конденсата определяется по формуле:

(2.43)

м.в.с.

Принимаю к установке один рабочий и один резервный дренажный насос типа Кс -80 - 155 с техническими характеристиками: подача 80м³,

напор 155 м.вод.ст.,

мощность электрического двигателя 25,0 кВт

Расчет и выбор питательных насосов

Питательный насос предназначен для подачи питательной воды из деаэратора в прямоточный котёл и обеспечение заданного давления пара на выходе.

В качестве, питательных применяются центробежные насосы. Для такого насоса необходимо, чтобы перед пуском он был заполнен водой, Поэтому напорный трубопровод снабжается обратным клапаном, автоматически закрывающийся при останове насоса.

Давление создаваемое насосом , МПа определяется по формуле:

(2.44)

1)Давление на выходе из насоса, для прямоточных котлов , МПа определяется по формуле:

(2.45)

где- номинальное давление пара в котле, МПа

= = 13,7 МПа

- гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа

запас давления на открытие предохранительного клапана, МП = 0,08 МПа

суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, МПа

(2.46)

=0,1+0,15+ Ч0,98

= 0,69 МПа

гидростатический напор, МПа

высота столба воды на нагнетании насоса, м (высота котла)

средняя плотность воды на нагнетательном тракте, 0,806 т/м³

запас давления на открытие предохранительного клапана, МПа

(2.47)

гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа

= 1,6 МПа

= 0,08 МПа

= 20,3 МПа

Давление на входе в насос , МПа определяется по формуле:

(2.48)

давление в деаэраторе, МПа

сопротивление водяного тракта до входа в ПН, МПа

высота столба воды на всасываемой стороне насоса, м

плотность воды до входа в питательный насос, т/м³

МПа

МПа

Производительность питательных насосов, определяется по формуле:

(2.49)

тонн/час

Принимаю к установке два рабочих и один резервный питательный насос типа ПЭ - 380 - 200, с техническими характеристиками:

подача - 380 м³/ч,

напор - 200 м,

мощность электродвигателя - 2670 кВт.

Расчет и выбор циркуляционного насоса

Напор циркуляционного насоса , м определяется по формуле:

(2.50)

высота подъема воды до конденсаторов, м.в.с.

гидравлическое сопротивление водоводов, м

гидравлическое сопротивление конденсатора, кПа

м. в. ст.

Производительность циркуляционных насосов, определяется по формуле:

(2.51)

n - количество турбин, n = 3

расход охлаждающей воды на конденсаторы, м³/ч

расход воды на газоохладитель, м³/ч определяется по формуле:

(2.52)

м³/ч

расход воды на маслоохладитель, м³/ч определяется по формуле:

(2.53)

м³/ч

расход воды на подшипники, м³/ч определяется по формуле:

(2.54)

м³/ч

м³/ч

Устанавливаю на береговой насосной без резерва 4 циркуляционных насоса, типа ОПВ 3 - 110 с техническими характеристиками:

подача 14400 - 22500 м³/ч,

напор 23,0 - 15,0 м,

потребляемая мощность 905-1368 кВт.

3. Специальная часть

Деаэраторы состоят из деаэрационной колонки и деаэрационного бака.

Колонки устанавливаются непосредственно на баках.

Термический способ деаэрации воды основан на свойствах кислорода и углекислого газа, снижать степень растворимости по мере повышения температуры воды вплоть до кипения.

Химически очищенная вода подаётся в верхнюю часть колонки деаэратора и сливается струями через отверстия в специальных тарелках, расположены внутри колонки. В нижнюю часть колонки через парораспределительный коллектор поступает пар, который проходит в верхнюю часть колонки, омывает при этом струи воды и нагревает её до температуры 158 градусов, с давлением 5 ати. Деаэрированная вода сливается в бак.

3.1 Годовые издержки (затраты) производства

3.1.1 Затраты на технологическое топливо

И_топл= В*Ц_топл, тыс.руб.

где Ц_топл (газ) =2077тыс.руб.

И_топл =1,18*2077=245086 тыс.руб.

3.1.2 Цена одной тонны условного топлива

Ц_ут ⁼ , руб/т.у.т.

Ц_ут= = 1667,25 руб/т.у.т.

3.1.3 Затраты на покупную электрическую энергию

И_ээ=N*h_год*С_ээ, тыс.руб.

где N-мощность электрической энергии двигателей, определяется по формуле:

N=_сн*N_уст, кВт

_сн -коэффициент мощности на собственные нужды котельной, принимается в соответствии с [1, с.7]

_сн=15 кВт/МВт

N=15*120=1800 кВт

С_ээ- это цена (тариф) одного кВт/ч

С_ээ- 2,5руб. (за 1 кВт/ч)

И_ээ=1800*8760*2,5=39420 тыс. руб.

3.1.4 Затраты на технологическую воду

И_вод=Д*h_год*С_вод*К_и, тыс.руб.

где Д- часовой расход пара на один котел, т/ч

Д=8 т/ч

С_вод- цена за одну тонну сырой воды

С_вод=282 руб. за тонну

И_вод= (2*8*8760*282*1,155)=456515,5 тыс. руб.

3.1.5 Затраты на оплату труда

И_от=Ч_пп*ЗП_ср, тыс. руб.

где Ч_пп- численность промышленного персонала

Ч_пп=* N_уст

где - удельная численность персонала, чел/МВт [1,с.8]

=0,7 чел/МВт.

=0,7*120=84 чел.

ЗП_ср- средняя заработная плата на одного рабочего

ЗП_ср=ФОТ^н*12*R_p^зп, руб

ФОТ^н - нормируемый фонд оплаты труда

ФОТ^н=6*ЗП_min*К_э, руб/мес

где ЗП_min- минимальная заработная плата установленная правительством

(1 янв. 2008г.)

ЗП_min=1200 руб/мес

К_э- повышающий тарифный коэффициент в энергетике, принимаем 2 согласно [1,c8]

К_э=2

- районный коэффициент по заработной плате [1,с.9]

=0,9

ФОТ^н=6*1200*2=14400 руб/мес.

ЗП_ср=14400*12*0,9=155520 руб.

И_от= 84*155520=13062тыс. руб.

3.2 Затраты на социальные нужды

И_сн=* И_от, тыс. руб.

Н_сн- норматив отчислений на социальные нужды, 26,3% на (1 янв. 2008г.)

Н_сн=26,3%

И_сн=*977040=256961,52 тыс. руб.

3.3 Затраты на амортизацию основных фондов

И_ам=*С_ф+*С_стр, тыс. руб.

где Н_а1- норма амортизации оборудования, %[1,c.10]

Н_а1=8,5%

Н_а2- норма амортизации на строительные работы, %[1,c.10]

Н_а2=3%

С_ф- стоимость основных производственных фондов оборудования, тыс. руб.

С_ф=*К_кот, тыс. руб.

С_стр- стоимость строительных работ, тыс. руб.

С_стр= б_стр* К_кот

б_стр- норматив затрат на строительство, % [1.c9]

б_стр=35%=0,35

С_стр=0,35*7528500=2634975 тыс. руб.

С_ф=0,9*7528500=6775650 тыс. руб.

И_ам=*6775650+*2634975 =654979,5 тыс. руб.

3.4 Затраты на текущий ремонт

И_т.р.=Н_т.р.* Н_ам, тыс. руб.

где Н_т.р.- норматив затрат на текущий ремонт [1,c.10]

Н_т.р=20%=0,2

И_т.р.=0,2*654979,5=130995,9 тыс. руб.

3.5 Прочие расходы

И_пр=Н_пр*(И_ам*+И_от+И_сн+И_т.р.)

где Н_пр- норматив прочих затрат, %[1,c.10]

Н_пр=30%=0,3

И_пр=0,3*(654979,5+977040+256961,52+130995,9)= 605993,076 тыс. руб.

3.6 Суммарные расходы по котельной

И_кот= И_топ + И_ээ + И_вод + И_от + И_сн + И_ам + И_тр + И_пр

И_кот=2450,86+79494687,3+28032000+977040+256961,52 +654979,5 +130995,9 +605993,076

И_кот=110155108,156

3.6.1 Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты)

И_эн=И_вод+И_ээ, тыс. руб.

И_эн=28032000+79494687,3=107526687,3тыс. руб.

3.6.2 Затраты на содержание персонала

И_перс= И_от+И_сн, тыс. руб.

И_перс=977040+256961,52 =1234001,52тыс. руб.

3.6.3 Затраты на содержание оборудования

И_обор=И_ам+И_т.р., тыс. руб.

И_обор=654979,5 +130995,9 =785975,4тыс. руб.

3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии

S_отп=, руб/ГДж.

S_отп==188,4руб/ГДж.

3.7.1 Себестоимость топливной составляющей

S=, руб/ГДж.

S==162,9 руб/ГДж.

3.7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии

S=, руб/ГДж.

S==6,75 руб/ГДж.

3.7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду

S= ==78,25 руб/ГДж.

3.7.4 Составляющая затрат на содержание персонала

S=, руб/ГДж.

S==2,83 руб/ГДж.

3.8 Составляющая затрат на оборудование

S=, руб/ГДж.

S==25,9 руб/ГДж.

3.8.1 Составляющая прочих затрат

S=, руб/ГДж.

S==8,62 руб/ГДж.

3.9 Оценка эффективности (рентабельности)

R_к=*100, %

где Ц_т- средний тариф на тепловую энергию по энергосистеме в зоне планируемого строительства котельной, руб/ГДж.

Ц_т=1.1*S_отп, руб/ГДж.

Ц_т=1.1*123405=135746,4 руб/ГДж.

R_к=*100=70%.

Вывод. Доход превышает расходы котельной. Срок окупаемости 1,5 года.

3.10 Определение структуры затрат котельной

3.10.1 Топливная составляющая

=*100, %

=*100=47,8 %.

3.10.2 Энергетическая составляющая

=*100, %

=*100=2,9 %.

3.10.3 Составляющая затрат на техническую воду

=*100, %

=*100=33,4 %.

3.10.4 Составляющая затрат на содержание персонала

=*100, %

=*100=1,2 %.

3.10.5 Составляющая затрат на содержание оборудования

=*100, %

=*100=11 %.

3.10.6 Составляющая прочих затрат

=*100, %

=*100=3,7 %.

(С?)_В = ^oС

HОВ = 9,68163,2=1579,3 кДж/кг

Hух = 1818+ (1,31 - 1)Ч1579,3 = 2307,5 кДж/кг

Определение тепловых потерь котла

Потери тепла от механического недожога q4 = 0 %, т.к. Ап<6

Потери тепла от химического недожога q3 = 0,5 %

Потери тепла со шлаками q6 = 0 %.

Потери тепла в окружающую среду через обшивку котла q5=0,3%

Потеря тепла с уходящими газами q2 определяется по формуле:

(2.10)

НОХВ - энтальпия холодного воздуха, кДж/кг определяется по формуле:

НОХВ=39,8ЧVО (2.11)

НОХВ=39,8Ч9,68

НОХВ=385 кДж/кг

= 4,9 %

Коэффициент полезного действия (брутто) котельного агрегата зКА ,% определяется по формуле:

зКА=100 -(q2+q3+q4+q5+q6) (2.12)

зКА=100 -(5,41+0,5+0+0,53+0)

зКА=94,26 %

Полное количество теплоты, полезно отданное в котле

QКА -полезное количество теплоты, полезно отданное в котле, кДж/ч определяется по формуле:

3.11 Расчёт абсолютных и удельных капитальных вложений

3.11.1 Расчёт абсолютных капитальных вложений

К_кот=(+*(П_вк-1)++*(П_пк-1)*К_ст.р*К_и ,тыс. руб.

где - капитальные вложения в головной водогрейный котёл, тыс.руб.

- капитальные вложения в последующие водогрейные котлы ,тыс.руб.

- капитальные вложения в головной паровой котёл, тыс.руб.

- капитальные вложения в последующие паровые котлы ,тыс.руб.

П_вк- количество водогрейных котлов ,шт.

П_пк- количество паровых котлов ,шт.

К_ст.р- коэффициент, учитывающий район строительства,

К_и- коэффициент инфляций

Данные для расчёта капитальных вложений приведены в таблицу 1.

Таблица 1- Абсолютные капитальные вложения в строительство котельной.

Тип котла	КПД, %	, тыс. руб.	, , тыс. руб.
Водогрейный котёл КВ-ТС - 50- 150	85,2	34200	18000
Паровой котёл ДКВР-4	93	6408	3096

В рассматриваемой котельной принимается два паровых и два водогрейных котла.

Коэффициент учитывающий район строительства в соответствии с для Волгоградской, Кировской области, Чувашии К_ст.р=1,02

Коэффициент инфляций на 1 января 2008г. К_и=23.

К_кот= (34200+18000*(2-1)+6408+3096*(2-1))*1,51*23 =1447,6 тыс.руб.

3.11.2 Расчёт удельных капитальных вложений

К_УД=, руб./кВт

где N_уст - установленная мощность (производительность) котельной; МВт

N_уст=120 МВт

К_УД= руб./кВт

3.11.3 Расчёт технических показателей котельной

Годовая выработка тепла

а) для водогрейных котлов

=Q_пр*h_отоп., тыс. ГДж/год

где Q_пр- - производительность котельной, ГДж/ч

h_отоп.- число часов отопительной нагрузки (5760), ч/год

h_год - число часов в году (8760), ч/год

=432*5760=2488,3 тыс. ГДж/год

б)для паровых котлов

=Q_пр*h_год. ,тыс. ГДж/год

=432*8760=3784,3тыс. ГДж/год

3.11.4 Годовой отпуск тепла потребителю

Q_.= Q_выр *, тыс. ГДж

где К_сн- коэффициент на собственные нужды, зависящей от вида сжигаемого топлива, %

В рассматриваемой котельной в качестве топлива принимается уголь, поэтому

К_сн=7%

а) для водогрейных котлов

Q=2488,3*=2314,1тыс. ГДж

б) для паровых котлов

Q=3784,3* =3519,4 тыс. ГДж

Q_общ =2314,2+3784,3= 5833,6 тыс. ГДж

3.11.5 Годовой расход условного топлива

= , тыс. т.у.т

где 7000 ккал/кг- теплота сгорания условного топлива

h_ка- КПД котельной установки, ( для водогрейных котлов см. таб.№1)

h_ка=93%, для паровых котлов

а) для водогрейных котлов:

==99,2 тыс. т.у.т

б) для паровых котлов:

==137,4 тыс. т.у.т

Годовой расход натурального топлива

В= *, тыс. т.н.т

где Q_н- теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг, принимается в зависимости от месторождения топлива и его марки

б_пот- коэффициент потерь топлива при транспортировке, складирования, разгрузке, %

б _пот=0,013

Согласно заданию на выполнение курсового проекта в качестве топлива принимается уголь марки ЖР, Кизеловского бассейна.

Q_н=21269 кДж/кг

а) для водогрейных котлов:

В=99,2*=136,8 тыс. т.н.т

б) для паровых котлов:

В=137,4*=191,3 тыс. т.н.т

Удельный расход топлива

в_уд=, кг/МДж

а) для водогрейных котлов:

в_уд==0,059кг/МДж

б) для паровых котлов:

в_уд==0,054 кг/МДж

4. Противопожарная безопасность

Персонал энергетических предприятий несет ответственность за обеспечение пожарной безопасности согласно “Положению об ответственности работников энергетических предприятий Российского акционерного общества “ЕЭС России” за обеспечение пожарной безопасности”.

Все инженерно технические работники, рабочие должны проходить подготовку по пожарной безопасности в целях приобретения и углубления пожарно-технических знаний об опасности технологического процесса, навыков в использовании имеющихся средств пожарной защиты, умения безопасно и правильно действовать при возникновении пожара и оказывать первую помощь пострадавшим.

Подготовка инженерно технические работники и рабочих по пожарной безопасности состоит из следующих основных положений:

вводного инструктажа по пожарной безопасности;

проводимых инструктажей (первичного, повторного, внепланового и целевого), в тематику которых обязательно включаются вопросы пожарной безопасности;

специальной подготовки персонала;

занятий по пожарно-техническому минимуму для соответствующих категорий персонала; проведения противопожарных тренировок;

повышения знаний (квалификации) в учебных центрах, а также при проведении семинаров и целевых совещаний (конференций) по противопожарной защите;

изучения и проверки знаний правил пожарной безопасности.

Все инженерно технические работники, рабочие, поступающие работать на станции, лица, принятые на временную работу, учащиеся и студенты, проходящие производственное обучение (практику), должны пройти вводный инструктаж по пожарной безопасности.

Вводный инструктаж проводит специалист объектовой пожарной охраны О проведении вводного инструктажа делается запись в специальном журнале.

Вводный инструктаж по пожарной безопасности ставит свой целью ознакомить вновь поступившего работника:

с общими правилами пожарной безопасности, которые следует выполнять на территории, в цехах станции;

с особенностями пожарной безопасности на производственном участке, куда он направляется на работу;

с основными правилами применения первичных средств пожаротушения и мерами безопасности при пользовании ими;

с имеющимися средствами и системами извещения о пожаре и порядком вызова пожарной команды;

с особенностями тушения пожара на электроустановках.

При проведении первичного, повторного и внепланового инструктажей, которые проводятся на рабочем месте ответственным должностным лицом, в тематику их обязательно включаются вопросы по пожарной безопасности. О проведении указанных инструктажей производится запись в журналах инструктажей цеха.

Для проведения мероприятий по улучшению противопожарного режима, контролю за состоянием первичных средств пожаротушения и совершенствованию организации тушения возникших загораний и пожаров в цехе организована добровольное пожарное формирование (ДПФ). Начальник добровольного пожарного формирования - заместитель начальника цеха по турбинному оборудованию. Для обучения персонала предприятий быстрым и правильным действиям при ликвидации пожара, в том числе совместно с пожарными подразделениями, периодически должны проводиться противопожарные тренировки в соответствии с требованиями “Инструкции по организации противопожарных тренировок на предприятиях и в организациях электроэнергетики”.

Проведение противопожарных тренировок является одной из основных форм обучения персонала.

Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности и данную инструкцию, соблюдать все требования и уметь правильно пользоваться средствами пожаротушения.

Пожарную охрану надлежит вызывать во всех случаях пожаров и появления задымленности.

Лицо, заметившее пожар или загорание, обязано немедленно сообщить об этом начальнику смены станции, начальнику смены цеха, и приступить к тушению имеющимися средствами.

При пожаре члены добровольного пожарного формирования являются к месту пожара в распоряжение начальника отделения (начальника смены цеха) и выполняют его указания по тушению пожара.

Здания и сооружения должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПТЭ и содержаться в чистоте. Персонал цеха во избежание возникновения пожаров обязан систематически удалять пыль, мусор, отходы производства.

Во всех производственных зданиях должен соблюдаться установленный противопожарный режим для обеспечения нормальных и безопасных условий труда персонала.

На путях эвакуации должно поддерживаться в исправном состоянии рабочее и аварийное освещение. Регулярный контроль за содержанием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей, асбестовых одеял, ящиков с песком и других первичных средств тушения пожара, находящихся в цехе, должен осуществлять оперативный персонал.

5.Защита окружающей среды

Одной из важнейших проблем современности является охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Особое место среди их занимает вода, которая используется во многих сферах человеческой деятельности, значение которой непрерывно повышается. Поэтому возникает необходимость в комплексном использовании и охраны водных ресурсов.

Энергетика - крупнейший в народном хозяйстве потребитель воды, для технологических нужд.

Чтобы стоки ГРЭС не привели к опасному загрязнению природных водоёмов, совершенствуется технология, и применяются средства водоочистки. Создаются замкнутые циклы, системы повторного использования и локальной очистки различных сточных вод.

Создание ГРЭС не загрязняющей природные водоёмы возможно двумя способами: глубокой очисткой всех стоков до предельно допустимых концентраций или организацией систем повторного использования стоков. Первый способ не перспективен, так как органы охраны водоёмов непрерывно повышают требования к степени очистки сбрасываемых производственными предприятиями вод. Повышение глубины очистки стоков требует значительного увеличения затрат как на сооружение соответствующих установок, так и на их эксплуатацию.

Более приемлем второй способ повторного использования воды. При этом глубокой очистки стоков не требуется, достаточно довести её качество до уровня приемлемого для осуществления соответствующих процессов. Такой путь существенное сокращение водопотребления, то есть уменьшается количество воды, которое предприятие забирает из вода-источника.

Одним из вредных компонентов, сбрасываемых со сточными водами проектируемой ГРЭС, являются нефтепродукты. С целью снижения попадания нефтепродуктов и взвешенных веществ в водоём была спроектирована установка очистки замасленных и замазученных стоков.

Замасленные стоки по сбросному каналу поступают на насосную станцию, которая перекачивает стоки на канализационную станцию, куда, также, попадают сливы с кабельных каналов котлотурбинных цехов. Канализационная станция перекачивает замасленные стоки на установку их очистки, откуда очищенные стоки попадают на химводоочистку или обессоливающую установку с концентрацией нефтепродуктов на входе 100 мг/л, на выходе 1 мг/л.

В результате введения установки очистки замасленных и замазученных стоков 26% воды используется повторно после очистки.