Разработка комбинированной энергетической установки

Что касается эффективности использования теплоты сгораемого топлива, то установка с параллельной схемой работы в этом отношении превосходит выбранную для проектирования. Отсюда можно сделать вывод, что если основную часть времени эксплуатировать энергоблок в режиме работы по парогазовому циклу, то использования параллельной схемы работы более целесообразно. В нашем же случае ввиду частой смены нагрузки, предпочтение было отдано энергоблоку с полузависимой схемой работы, которая обеспечивает меньшее изменение в расходах через проточную часть паровой турбины при переходе на автономный режим работы.

РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ И МЕТОДИКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ИСПЫТАНИЙ ОПЫТНОГО ОБРАЗЦА ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ С ВОДОРОДНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА МОЩНОСТЬЮ 100кВт

Существует два принципиальных метода повышения эффективности паротурбинных установок. Это увеличение термического к.п.д. за счет повышения начальных и понижения конечных параметров пара, и второй - развитая система регенерации тепла. Считается оптимальным, если два этих метода удается совместить на практике.

В предыдущем разделе исследовательской части речь шла о современном типе парогазовых установок с развитой системой регенерации тепла. Но если поставить целью дальнейшее повышение к.п.д. турбины, то решение этой задачи может быть найдено только в применении высокотемпературных циклов. Реализация таких циклов связана с применением новых высокотемпературных технологий. Это и технологии охлаждения лопаточного аппарата высокотемпературной части турбины, и методы снижения количества окислов азота, образующихся в процессе высокотемпературного сгорания топлива и применение водородного топлива.

В рамках исследовательской части дипломного проекта была разработана программа и методика предварительных испытаний опытного образца высокотемпературной паровой турбины мощностью 100 кВт с применением водородного топлива.

Объектом испытаний является высокотемпературная паротурбинная установка (ВПТУ-100) с водородным пароперегревателем. Номинальная мощность, снимаемая с вала турбины, составляет 100кВт. Роль нагружающего устройства выполняет воздушный тормоз. Турбоустановка препарируется по рабочему тракту: устанавливаются термопары и датчики давления, устанавливается динамометр, измеряющий осевые нагрузки на подшипник, а также виброметры для отслеживания критических частот ротора. Препарируется система электролиза, обеспечивающая стенд реагентами и системы водо- и маслоснабжения.

Опытный образец ВПТУ-100 будет испытываться на стенде межведомственной научно-исследовательской лаборатории совместными силами ЗАО НПВП «Турбокон» и КФ МГТУ им. Н.Э. Баумана.

Разработанная программа испытаний предусматривает следующие разделы:

Проверка и подтверждение соответствия технических и эксплуатационных характеристик изделия требованиям технического задания. Определение основных параметров, характеризующих работу ВПТУ-100 (КПД; расход пара, расходы H2 и O2; мощности, снимаемой с вала; удельные расходы пара, охлаждающей воды в конденсаторе и масла в системе смазки).

Оценка показателей работы установки и указание путей повышения её экономичности. Выдача рекомендаций о возможности постановки изделия на производство и установки его в объекты.

Испытания планируется проводить при различных режимах нагружения турбоагрегата. При одном режиме производится измерение параметров при постоянном числе оборотов турбины и переменном расходе пара (изменяется снимаемая мощность). При другом - изменяется число оборотов ротора турбины при изменении момента сопротивления на валу воздушного тормоза (регулируется расход воздуха РМУ). Возможен также режим испытаний, когда все параметры, определяющие мощность турбоустановки изменяются динамически.

Рабочее тело - пар нужных параметров (3 МПа, 800єС) поступает из парогенерирующего узла. Температура пара не меняется при изменении режима испытаний. Частичные по мощности режимы работы турбины достигаются дросселированием пара на входе в турбину с помощь элементов регулирующей арматуры. Испытания проводятся при изменении давления на входе в турбину от 2 до 3 МПа с интервалом в ? 0.2 МПа.

Изменение частоты вращения при неизменных параметрах на входе в турбину достигается изменением степени дросселирования воздушного тракта нагружающего устройства - воздушного тормоза (ВТ). Дросселирование может осуществляться за счет установки дросселирующих шайб (5-10 типоразмеров) как по входу в ВТ, так и по выходу из него. Максимально допустимая степень дросселирования определяется появлением неустойчивых режимов работы воздушного тормоза.

Для каждой степени дросселирования ВТ производится установление ряда режимов по частоте вращения от 10000 до 24000 об/мин с интервалом ?500 об/мин., начиная с минимальной. Изменение частоты вращения производится за счет изменения давления на входе в турбину (изменения степени открытия регулирующего вентиля).

Измерение параметров согласно перечню, указанному в табл. 3.1, выполняется автоматизированной системой измерений, разрабатываемой специализированным предприятием. Разработанная система измерений включает в себя набор термопар и датчиков давления с унифицированным выходом по току или напряжению. Данные с датчиков и средств измерения передаются через контроллер ТРМ-138 и АС-3 фильтр к СОМ-порту ПЭВМ для отслеживания данных с параллельной записью их в память компьютера. Испытательный стенд оснащается системой аварийного пожаротушения и на нем ведется постоянный визуальный контроль над исправностью работающего оборудования.

Измерения выполняются непрерывно с частотой записи 0,1 Гц. Измерение на заданных режимах выполняется после выдержки 5-10 минут для достижения установившегося по температурам режима.

Примечание: Режим считается установившимся, если скорость изменения температур не превышает 3°/мин, а частоты вращения ротора - не более 50 (об/мин)/мин.

Частота записи на режимах измерения при необходимости может быть увеличена до 0,001 Гц. Измерения в виде совокупности записей на диске должны быть идентифицированы по времени начала и конца с номером точки в журнале испытаний. За время измерения должно быть выполнено до 100, но не менее 15…20 записей. Время опроса датчиков должно быть менее времени между двумя соседними записями.

Примечания:

А. Допустимые величины скоростей изменения параметров и частоты записей уточняются в процессе проведения испытаний.

Б. На стадии отладки системы измерений допускается использование показывающих приборов с ручной записью визуальных результатов измерений в журнал испытаний. В этом случае число записей каждого измерения может быть уменьшено до 1.

Табл. 3.1. Замеряемые параметры

Наименование, единицы измерения	Обознач.
Параметры для определения к.п.д. и мощности турбины
Барометрическое давление, КПа	В0
Частота вращения ротора, об/мин	n
Температура на входе в турбину, єС	t0
Избыточное давление на входе в турбину, МПа	р0изб
Избыточное статическое давление на выходе из турбины, кПа	Р2изб
Избыточное статическое давление на входе в конденсатор, кПа	Р2изб
Температура торможения на выходе из турбины, єС	t2
Параметры для измерения расхода пара на турбину
Избыточное давление перед расходомерным устройством (РМУ), МПа перепад давлений на РМУ, кПа температура пара перед РМУ, єС	рМизб ?ррму tрму
Параметры для измерения тепловых потерь в уплотнении
Избыточное давление воды перед эжектором уплотнения, МПа	pэ изб
Температура воды на входе в эжектор, єС	t1э
Температура воды на выходе из эжектора, єС	t2э
Параметры для определения тепловых и механических потерь в опорах
Избыточное давление масла на входе, МПа	p`м
Температура масла на входе, єС	t`м
Температура масла на выходе, єС	t``м
Параметры для измерения мощности ВТ*
Параметры для измерения расхода воздуха: избыточное давление перед расходомерным (по воздуху) устройством (ВРМУ), МПа перепад давлений на ВРМУ, кПа температура воздуха перед ВРМУ, єС	pрму2 ?ррму2 t рму
Температура торможения на выходе из ВТ, єС	tвых
Прочие параметры
Осевое перемещение ротора, мкм	Soc
Температуры корпусов в точках препарирования, єС (16 точек)	tj
Осевая сила на ротор (по градуировочной характеристике), Н	F?

Запуск установки осуществляется на исходном перегретом паре с температурой 560°С с выходом на режим холостого хода. Затем производится розжиг водородного пароперегревателя, после чего турбина развивает номинальную мощность и работает на перегретом паре при Т=800°С.

Цели предварительных испытаний опытного образца:

- проверка правильности и качества сборки;

- проверка габаритов и массы;

- проверка работоспособности и параметров маслосистемы;

- проверка работоспособности и параметров системы откачки конденсата;

- проверка функционирования системы маслоохлаждения;

- проверка функционирования системы охлаждения конденсатора;

- проверка функционирования электрооборудования;

- проверка функционирования устройства измерения осевой силы;

- проверка функционирования датчика осевого перемещения ротора;

- проверочный запуск установки с выходом на номинальную мощность;

- построение характеристик турбины по результатам испытаний

Требования к условиям проведения испытаний:

- температура окружающего воздуха, °С 20±10

- относительная влажность воздуха, % от 45 до 80

- атмосферное давление, мм рт.ст. от 630 до 800

Табл. 3.2. Программа предварительных испытаний

Пункт программы испытаний	Наименование показателя	Ед. изм.	Номинальное значение	Предельные отклонения или пределы измерения	Пункт методики
1	Проверка на соответствие комплектности и оценка качества технической документации предъявляемой на испытании	-	-	-	1
2	Проверка комплектности объекта испытаний, его соответствия спецификациям, сборочным чертежа и общим схемам	-	-	-	2
3	Проверка показателей назначения
3.1	Проверка правильности и качества сборки	-	-	-	3
3.2	Проверка габаритов (длина Чширина Чвысота) массы	мм кг	1635Ч926Ч1005 750	±10 ±10	4
3.3	Проверка работоспособности и параметров маслосистемы: а) Проверка чистоты маслопроводов и каналов, подводящих масло к подшипникам турбины	- -	- -	- -	5 -
	б) Определение расхода масла через форсунки - давление (избыточное) - температура - расход (секундомер, мерная емкость)	кг/см2 °С л/мин	3,5* факультатив 8	±0,1 ±2,0 ±2,0
	в)определение герметичности масляных стыков - давление - температура	кг/см2 °С	3,5* факультатив	±0,1 ±2,0
	г) проверка работы сигнализации уровня масла в маслобаке	-	срабатывание	-
3.4	Проверка работоспособности и параметров системы откачки конденсата: а) Определение расходов конденсата на режимах, соответствующих мощности 0, 50 % Nном; 100% Nном (секундомер, мерная емкость)	л/мин	1,8 (N=0) 3,6 (N=5%Nном) 5,3 (N=100%Nном)	±0,2 ±0,2 ±0,2	6
	б) Отладка работы системы поддержания подпора КН - уровня воды в конденсатосборнике
	Нmin Нmax	мм мм	320 370	±2 ±2
3.5	Проверка функционирования системы маслоохлаждения - определение гидравлических характеристик Расход воды (секундомер, мерная емкость). Давление на входе (избыточное) Ром	1/мин л/мин кг/см2	5,4 1**	±0,5 ±0,1	7
3.6	Проверка функционирования системы охлаждения конденсатора - определение гидравлических характеристик: Расход воды Давление на входе (избыточное) Рок	1/мин л/мин кг/см2	192 1**	±0,5 ±0,1	8
3.7	Проверка функционирования электрооборудования, электрических преобразователей давления и температуры и вторичных приборов (указатели, компьютер)	-			9
3.8	Проверка функционирования устройства измерения осевой силы	кгс	0…200	±2,0	10
3.9	Проверка функционирования штатного датчика осевого перемещения ротора	мм	0…2	±0,1	11
3.10	Проверка функционирования средств измерения	-	-	-	12

* Настраивается масляным клапаном перепуска (МКП).

** Давление уточняется технологией.

Табл. 3.3. Параметры, контролируемые в процессе испытаний

Параметр	Обоз-на- чение	Единица измере-ния	Диапазон измерения	Класс точнос-ти или погре-шность	Примечание
1. Температура пара перед турбиной	t0	0С	0…900	3	2 точки на подводящем паропроводе
2. Избыточное давление пара перед турбиной	P0	МПа (кг/см2)	0…3 (0…30)	0,5 0,5%	2 точки на подводящем паропроводе
3. Температура пара за турбиной	t2	0С	0…250	2	2 точки на турбине
4. Давление пара за турбиной	Pk	кПа (кг/см2)	-95…-75 (0,04…0,01)	0,5%	2 точки на турбине
5. Частота вращения ротора турбины	n	об/мин	0…27000	0,5%
6. Избыточное давление масла на выходе из маслонасоса	Pм	кПа (кг/см2)	0…400 (0…4)	0,5%	1 точка
7. Температура масла на выходе из маслонасоса	tм	0С	0…100	2	1 точка
8. Температура масла на выходе из опор турбины	t'м	0С	0…150	2	по1 точке на сливе из каждой опоры
9. Уровень масла в баке и конденсата в конденсатосборнике		-	Между рисками «мало» и «много»	-	Определяется визуально
10.Электрический сигнал минимального уровня масла в баке		-	Ниже риски «мало» 3…5 мм	-	Замыкается электрический сигнал в маслобаке
11. Избыточное давление воды на входе в охладитель масла в баке	P	кПа (кг/см2)	0…400 (0…4)	0,5%	1 точка
12.Температура конденсата в конденсатосборнике	tk	0С	45…60	0,5%	1 точка
13. Температура воды на входе в охладитель масла в баке	t	0С	45…60	0,5%	1 точка
14. Температура воды на выходе из охладителя масла в баке	t'	0С	45…60	0,5%	1 точка
15. Барометрическое давление	B	мм. рт. ст.	710…770	0,5
16. Время запуска		сек	Устанавли-вается в ходе испытаний	±1 сек 10 сек
17. Выбег ротора	в
18. Виброскорость	V	мм/с	0…7	±10%	1 точка
19. Осевое перемещение ротора относительно корпуса	A	мм	0…3	0,1	1 точка
20. Температура паровоздушной смеси перед эжектором отсоса из конденсатора.	t	0С	15…50	10С
21. Избыточное давление циркуляционной воды перед шайбой РМУ - расходомерного устройства	Рц	МПа (кг/см2)	0…0,4 (0…4)	±0,5%	1 точка
22. Перепад давления на шайбе РМУ	?Рц	кПа (кг/см2)	0…50 (0…0,5)	±0,5%	1 точка
23.Температура циркуляционной воды перед шайбой РМУ	tц	0С	10…0	0,50С	1 точка
24.Температура циркуляционной воды за шайбой РМУ	tц1	0С	10…0	0,50С	1 точка
25.Температура химочищенной воды	tхов	°С	10…40	0,50С	1 точка
26.Давление химочищенной воды	Рхов	МПа (кг/см2)	0…0,4 (0…4)	0,5%	1 точка
27.Температура химочищенной воды на входе в ЭГ	tэг	°С	10…40	0,5	1 точка
28.Давление химочищенной воды на входе в ЭГ	Рэг	МПа (кг/см2)	0…0,4 (0…4)	0,5%	1 точка
29.Температура на выходе из ЭГ	t'эг	°С	40…100	0,5	1 точка
30. Давление на выходе из ЭГ	Р?эг	МПа (кг/см2)	0…0,4 (0…4)	0,5%	1 точка

Методика предварительных испытаний

1. Проверка по п. 1 Программы выполняется следующим образом.

Проверяется соответствие комплектности и качества предъявленных технических документов требованиям, приведенным в п. 1 Программы.

Комплект считается выдержавшим испытаниям, если комиссия признает комплектность и качество документов соответствующими требованиям п.1 Программы.

2. Проверка по п. 2 Программы выполняется следующим образом.

Проверяется соответствие комплектности объекта испытаний требованиям п. 2 программы.

Объект испытаний считается выдержавшим проверку, если его комплектность соответствует требованиям п. 2 Программы, сам он - спецификациям, сборочным чертежам и общим схемам, предусмотренных КД.

3. Проверка по п. 3.1 Программы выполняется следующим образом.

Проверяется внешний вид объекта испытаний на соответствие требованиям КД. Проверяется легкость вращения:

а) Ротора турбины, соединенного с воздушным тормозом - без постороннего звука, задеваний, наличие выбега без подачи масла и с подачей масла при испытании маслосистемы;

Примечание: Роторы проворачиваются спецключем за свободные шлицы ротора турбины.

б) Электродвигателей маслонасоса и конденсатного насоса - коротким пуском ("толчком"). Одновременно определяется правильность направления вращения.

Объект испытаний считается выдержавшим проверку, если его внешний вид соответствует требованиям КД, легкость вращения и направление обеспечены.

4. Проверка по п. 3.2 Программы выполняется следующим образом.

Измеряются габариты и масса объекта испытаний.

Объект испытаний считается выдержавшим испытания, если его габариты и масса соответствуют значениям, указанным в п. 3.2 Программы.

5. Проверка по п. 3.3 Программы выполняется следующим образом.

5.1. Производится проверка чистоты маслопроводов и каналов, подводящих масло к подшипникам турбины, для чего:

а) Не снимается технологическая заглушка и не присоединяется маслопровод турбины к маслопроводу рамы, вместо него подключается технологический шланг, который направляется в технологическую мерную емкость;

б) В маслобак заливается горячее 70…80°С турбинное масло ТП 46 (50 литров);

в) Включается маслонасос, производится прокачка маслопроводов с проверкой чистоты «на батист» с включением поочередно первого и второго масляного фильтра;

г) Определяется расход масла поочередно через первый и второй маслофильтры при различных давлениях (избыточных) масла: фиксируется давление Р'м и температура масла t'м. Давление регулируется клапаном до фильтра (3,5; 4,0; 4,5кг/см2).

5.2. Определяется расход масла через форсунки:

а) Подключается маслопровод турбины к маслопроводу рамы;

б) Слив масла из турбины подключается к технологической мерной емкости;

в) Определяется расход масла поочередно через передний и задний (вместе с подшипниками воздушного тормоза) подшипники турбины при различных давлениях Рм (избыточных) масла: фиксируется давление и температура масла t'м и t''м. Давление регулируется клапаном до фильтра (3,5; 4,0; 4,5 кг/см2).

5.3. Проводится проверка работы сигнализации уровня масла фиксацией уровня при срабатывании сигнализатора на соответствие градуировке мерного стекла.

5.4. Определяется герметичность маслосистемы:

а) подключаются все элементы маслосистемы, визуально определяется герметичность масляных стыков при давлении Р'м = 4кг/см2 (избыточном) масла и установившейся температуре (факультативно).

5.5. По завершении работ по п. 5.1…5.4 заменяются фильтроэлементы на новые, из маслобака сливается масло и заливается свежее.

5.6. Маслосистема объекта испытаний считается выдержавшей испытания, если:

а) При проверке чистоты маслопроводов и каналов «на батист» на последнем нет следов грязи и посторонних механических частиц;

б) Расход масла через форсунки составляет 8…10 л/мин при давлении 4 кг/см2;

в) Сигнализатор уровня масла срабатывает при достижении минимального и максимального уровня по градуировке мерного стекла;

г) При визуальном осмотре негерметичность не обнаружена - допускается отпотевание без каплепадения.

6. Проверка по п. 3.4 Программы выполняется следующим образом.

6.1. Определяется расход воды на режимах, соответствующих мощности ВПТУ-100: 0; 50% Nном; 100%Nном и гидравлические характеристики системы откачки конденсата, для чего:

а) Подключается технологическая мерная емкость к выходному штуцеру клапана Кк и подводится технологический водопровод с клапаном Кв1 к штуцеру Главного эжектора. Клапан Кэм блокируется в открытом положении. Открывается крышка заливной горловины конденсатосборника (КС), закрывается клапан Кк и заливается вода в КС до заливной горловины через клапан Кв1.

б) Открывается клапан Кк включается конденсатный насос (КН). Регулировкой открытия клапана Кв1 устанавливается, примерно, постоянный уровень воды в КС по оси штуцера перепуска. В ходе эксперимента не допускается увеличение уровня воды и допускается некоторое его снижение.

Измеряется расход воды (секундомер, мерная емкость) и давление Ркн.

в) Закрывается клапан Кэм, (разблокируется клапан и снимается электропитание), регулируется открытие клапана Кв1 для поддержания уровня воды.

Измеряется расход воды и давление Ркн.

г) Регулируя открытие клапанов Ккн и Кв1, производится измерения расхода в пределах 1,8…5,3 л/мин и давления Ркн при каждом измерении расхода. Останавливается КН, закрывается клапан Кк.

6.2. Проверяется работа концевых выключателей, управляющих работой линии перепуска: включение - выключение клапана Кэм для чего:

а) Заливается вода в КС (п. 6.2) и закрывается клапан Кв1. Подается питание на клапан Кэм, открывается клапан Кк и включается КН. Измеряется расход воды и давление Ркн. Фиксируется срабатывание клапана Кэм, останавливается КН и закрывается клапан Кк. Определяется минимальный уровень воды в КС.

б) Открывается клапан Кв1 фиксируется срабатывание клапана Кэн и закрывается клапан Кв1.

Определяется максимальный уровень воды в КС.

По результатам определения уровней принимается решение по регулировке положения поплавков сигнализатора уровня.

6.3 Система откачки конденсата объекта испытаний считается выдержавшей испытания, если:

а) Зависимость G=f(Pкн), где G - расход воды, согласуется с характеристикой КН.

б) Концевые выключатели обеспечивают в заданные в п. 3.4 программы минимальный и максимальный уровни воды в КС.

7. Проверка по п. 3.5 Программы выполняется следующим образом.

Подключается технологический водопровод с клапаном Кв2 и манометром Ром к одному штуцеру маслоохладителя от водопроводной сети. Ко второму штуцеру подключается технологический трубопровод к технологической мерной емкости.

Измеряются расход воды (секундомер, мерная емкость) при давлениях (избыточных) воды от 0 до 1 кг/см2 на входе в маслоохладитель.

Система маслоохлаждения считается выдержавшей проверку, если расход воды составит 5,4 л/мин при давлении (избыточном) на входе в маслоохладитель 1 кг/см2.

Допускается работа на отдельно взятом маслоохладителе.

8. Проверка по п. 3.6 Программы выполняется следующим образом.

Подключается технологический водопровод с клапаном Кв3 и манометром Рок к одному фланцу конденсатора от водопроводной сети. Ко второму фланцу подключается технологический трубопровод к технологической мерной емкости.

Измеряется расход воды (секундомер, мерная емкость) при установившемся давлении сети на входе в конденсатор.

Система охлаждения конденсатора считается выдержавшей испытания, если расход воды составит величину эквивалентную 192 л/мин при перепаде давлений на конденсаторе 0,3 кг/см2 (Определяет ЗАО НПВП "Турбокон").

Допускается работа на отдельно взятом конденсаторе.

9. Проверка по п. 3.7 Программы выполняется следующим образом.

Электрооборудование: электродвигатели привода маслонасоса, конденсатного насоса; электромагнитный клапан перепуска конденсата; концевые выключатели - контроль уровня в маслобаке и конденсаторосборнике, преобразователи давления и температуры.

Электрические сигналы от преобразователей коммутируются в сигналы для компьютера, которые выводятся на последний. Проверяется прохождение сигналов. Проверка функционирования электрооборудования может совмещаться с проверкой систем маслоохлаждения и откачки конденсата.

Электрооборудование считается выдержавшим испытания, если работают электродвигатели, электромагнитный клапан, концевые выключатели и компьютер фиксирует заведенные на него параметры.

10. Проверка по п. 3.8 Программы выполняется следующим образом.

Выводы тензодатчиков и термопар через коммутирующее устройство заводятся на компьютер.

При воздействии на ротор турбины в осевом направлении (воздушный тормоз не устанавливается) измеряется перемещение ротора индикатором и фиксируются показания компьютера. Проверяется прохождение сигнала от термопар на компьютер.

Устройство измерения осевой силы считается выдержавшем испытания, если показания перемещения ротора и компьютера совпадают с тарировочной кривой А=f(?), где: А - осевая сила в кг;

? - осевое перемещение тензометрированной «балочки», т.е. ротора турбины в мм, а также компьютер фиксирует показания термопар.

11. Проверка по п. 3.9 выполняется следующим образом.

Закрепляется датчик осевого перемещения ротора на специальном кронштейне и фиксировано перемещается относительно ротора, сигнал измерения зазора через коммутирующее устройство на компьютер.

Датчик осевого перемещения ротора турбины считается выдержавшим испытания, если показания на компьютере соответствуют реальному перемещению.

12. Проверка по пункту 3.10 выполняется следующим образом.

Средства измерения подключаются через контроллер ТРМ-138 и АС-3 фильтр к СОМ-порту ПЭВМ. Показания датчиков фиксируются и сохраняются на твердотельном носителе информации.

Средства измерений считаются выдержавшими испытания, если их испытания соответствуют паспортным характеристикам.

Методика обработки результатов измерений

Обработка данных испытаний должна выполняться в темпе эксперимента по заранее записанной в компьютер программе, реализующий приведенный ниже алгоритм, и выводиться на экран в цифровом и графическом виде. Должна быть предусмотрена процедура исключения из обработки заведомо некондиционных измерений по указанию руководителя испытаний. По каждому датчику в обработку принимаются среднеарифметические величины по всем записям, выполненным за время измерения на назначенном режиме:

.

В дальнейшем индекс «cp» опускается.

Для дублированных измерений, кроме того, производится аналогичное осреднение и по всем, измеряющим один и тот же параметр, датчикам.

При обработке данных испытаний параметры воды и водяного пара должны определяться с использованием библиотеки программ «WaterSteamPro», для чего на компьютер обработки и накопления данных производится запись этой библиотеки и устанавливается специальный ключ.

1. Алгоритм обработки данных.

Для построения характеристик турбины в обработку берутся данные, указанные в табл. 3.1.

Измерение расхода воздуха производится устройствами двух типов: а) лемнискатного типа на входе в ВТ; б) с помощью критического сопла на выходе из ВТ.

2. Методика обработки данных.

2.1. Вычисление абсолютных давлений и температур выполняется по формулам:

2.2. Массовый расход пара Gвх, поступающего в турбину.

Определяется в соответствии с методическими указаниями для стандартных сужающих устройств РД 50-213-80 и для специальных РД 50-411-83. Тип устройства выбирается на этапе разработки РКД стенда.

Вычисление массового расхода выполняется по формуле:

;

здесь - коэффициент расхода, зависящий от типа и размеров сужающего устройства, определяемый в соответствии с РД 50-213-80 и РД 50-411-83;

- коэффициент сжимаемости ;

d - диаметр узкого сечения сужающего устройства, м ;

?р - перепад давлений на РМУ;

- плотность, кг/м3, определяется согласно разд. 6 РД 50-213-80.

После измерения фактических размеров рабочей части РМУ, рабочая формула приобретает вид

и в таком виде записывается в программу обработки данных.

2.3. Мощность турбины

Мощность турбины определяется двумя способами:

а) с использованием измерений расхода пара и температур на входе и выходе из турбины;

б) с использованием аналогичных измерений по воздушному тракту нагружающего устройства - воздушного тормоза.

Табл. 3.4. Перечень измеряемых параметров для определения расхода пара через турбоагрегат и контроля загрузки его воздушным тормозом

Параметр	Обозна-чение	Единица измере-ния	Диапазон измерения	Класс точности или погреш-ность	Примечание
Параметры пара в расходомерном устройстве (РМУ) турбоагрегата
1 Температура пара перед шайбой РМУ	t'0	0С	400…850	0,5
2 Избыточное давление пара перед шайбой РМУ	P'0	МПа (кг/см2)	2…4 (20…40)	0,25%
3 Перепад давления пара на шайбе РМУ	?P'0	МПа (кг/см2)	2…4 (20…40)	±0,25%
Параметры воздуха в РМУ воздушного тормоза
4 Давление на входе в мерный коллектор	Рвх	кПа (кг/см2)	-16…-4 (0,04…0,1)	±0,25%	6 точек равнорасполо-женные
5 Температура на входе в мерный коллектор	tвх	0С	5…40	±1	6 точек равнорасполо-женные
6 Перепад давления на мерном коллекторе	?Рвых	кПа (кг/см2)	-16…-4 (0,04…0,1)		6 точек равнорасполо-женные

2.3.1. Внутренняя и эффективная мощности по измерениям в турбине

Внутренняя мощность

;

здесь hвх и hвых - энтальпия, соответственно на входе в турбину и на выходе из нее

, [кДж/кг];

, [кДж/кг].

потеря мощности из-за утечек в уплотнениях, определяется по подогреву воды в водоструйном эжекторе отсоса пара из рассечек уплотнений с учетом схемы уплотнений Газ ПТ 070-800-1 следующим образом:

а) расход пара, удаляемый из системы уплотнений эжектором

где

- энтальпия воды эжектора, соответственно, по выходу и входу, определяется по измеренным температурам воды;

- энтальпия пара турбины в месте его утечки в уплотнение (в данном случае от выхода из ступени Кертиса, определяется по измеренным температуре и давлению пара турбины на выходе из ступени Кертиса) ;

- расход воды в эжекторе, определяется в зависимости от давления воды перед соплом по экспериментальным данным проливки сопла или расчетом по площади сопла;

б) потеря мощности из-за утечек

, где

hвых - энтальпия пара на выходе из турбины;

- полный расход пара, отбираемый от выхода из ступени Кертиса в систему уплотнений.

,

где К - коэффициент, определяемый опытным или расчетным способом.

Эффективная мощность

;

- потери на трение в опорах, определяются по расходу масла и температурам масла на входе в турбину и выходе из нее. Для этого при проливке форсунок должна быть снята их расходная характеристика - , по которой и определяется GМ. Тогда

.

Примечания

1). Вычисленная таким образом величина , строго говоря, является суммой механических и тепловых потерь, однако, поскольку разделить их не представляется возможным, все потери условно относятся к механическим.

2). Допускается определять по подогреву воды в водомасляном теплообменнике (ТО), предусмотрев для этого замер расхода и температур воды и масла на входе и выходе из ТО. Окончательный выбор методики определения - на этапе отладки измерений.

2.3.2. Располагаемая мощность

; где

- энтальпия изоэнтропического расширения от параметров входа в турбину до давления выхода из нее, определяется в следующем порядке:

а) удельная энтропия по параметрам входа

- с обр. к библиотеке WSP;

2.3.3. Мощность по измерениям на воздушном тормозе

; где

- определяется по температуре, барометрическому давлению на входе в ВРМУ и перепаду давлений (разрежению) в мерном сопле согласно ГОСТ 10921-90 по расчетным зависимостям;

- удельная теплоемкость воздуха; в расчет принимается среднеинтегральная величина для диапазона температур ;

- определяется по подогреву масла аналогично описанному в п.2.3.1.

Примечание: При отсутствии измерений, позволяющих разделить механические потери в опорах турбины и ВТ, это разделение осуществляется расчетным способом.

2.4. К.п.д. турбины

внутренний относительный

;

эффективный

;

эффективный по измерениям на ВТ

= .

2.5. Параметр нагрузки

Средний диаметр турбины

;

средняя окружная скорость

параметр нагрузки

.

2.6. Проверка энергетического баланса.

Небаланс:

- абсолютный

;

- относительный

.

Допустимый мощностной баланс составляет 0.03 (уточняется по результатам расчета погрешности эксперимента).

Построение характеристики турбины

Полученные по описанной выше технологии данные представляют собой зависимости, в которых при постепенном уменьшении степени дросселирования в регулирующей арматуре на входе в турбину одновременно увеличивается частота вращения, мощность, расход пара и перепад давления на турбине. В то же время практический интерес представляет такие характеристики, когда а) давление, расход и мощность меняются при фиксированной частоте вращения; б) частота вращения меняется при неизменных температуре и давлении на входе. Сделать это можно следующим образом.

По выполненным измерениям для каждого варианта дросселирования воздушного тормоза простраиваются графики характеристик турбины в параметрах подобия:

.

Набор параметров может быть расширен в зависимости от конкретных целей. На каждом из этих графиков находят значения всех из указанных параметров при одном и том же значении . По полученным данным строятся зависимости всех параметров от, например,. Повторяют это при нескольких значениях . Тем самым получают зависимость каждого параметра от при =const.

Можно эти построения аналогично выполнить для другой из наиболее употребляемых пар параметров подобия: и .

Полученные данные с использованием построенных в безразмерной форме характеристик могут переноситься на другие режимы, отличающиеся от режимов испытаний по физическим температурам и давлениям, при условии равенства параметров подобия. В частности это позволит выполнить испытания на приведенных к расчетным условиям режимах и получить достоверные оценки параметров и эффективности турбины на них по испытаниям при пониженных температурах и частотах вращения, что важно для сохранения математической части.

Результаты анализируются, по ним выпускается технический отчет.

Проводимые испытания должны обеспечить возможность расчета параметров управления и регулирования ВПТУ-100, а также освоить на практике совместную работу электролизера для получения H2 и O2 из воды и водородного перегревателя, где будет происходить реакция горения водорода с кислородом в паровой среде. Также, экспериментальные данные по работоспособности проточной части турбины при высоких температурах, полученные в ходе данных испытаний будут приняты за основу для дальнейших разработок высокотемпературных паровых турбин с начальными параметрами пара до Т = 1500°С и Р = 35МПа.

Свойства водяного пара при таких термодинамических параметрах ещё не достаточно изучены. В расчетах применяют методику, разработанную МЭИ и оформленную в виде программного продукта “WaterSteamPro”. Но при переходе на суперсверхкритические параметры пара аппроксимация, заложенная в основу этой методики, обнаруживает значительные расхождения с теорией. Поэтому испытаний подобного рода необходимы для исследования свойств высокотемпературного водяного пара и дальнейшего развития паротурбостроения.

Теоретически применение энергетических установок подобного типа позволит достичь термодинамического КПД до 70%, что значительно выше существующего на сегодняшний день для тепловых машин.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Для осуществления технико-экономического анализа проектируемой турбины был проведен подбор конструкции-аналога или конструкции базы сравнения. Ею стала конструкция паровой турбины К-300-170, выпускаемой ОАО «ЛМЗ». По сравнению с ней, в проектируемой турбине номинальная мощность увеличена на 30 МВт за счет изменений в конструкциях ЦВД и ЦСД, высота лопатки ЦНД составляет 1200мм, в отличие от базовой конструкции с высотой лопатки 1000мм. Количество ступеней в ЦСД уменьшено на 2, что компенсируется увеличенным диаметром ротора и в двухпоточном ЦНД расположено по 5 ступеней в каждом потоке, а не по 4, как у базовой конструкции.

Для подобранной конструкции были установлены следующие удельные данные: себестоимость, цена и трудоемкость одного килограмма массы турбины, а также структура себестоимости и цены по статьям затрат; вид, цены и коэффициенты использования материалов; структура материальных затрат, перечень комплектующих изделий, нормы их расхода и оптовые цены; вид и стоимость полуфабрикатов собственного производства; состав работ в процессе изготовления турбины и структура её трудоёмкости. Эти данные важны не только как детальная характеристика экономичности изготовления конструкции-базы сравнения, они необходимы для последующих расчетов технико-экономических показателей по проектируемой турбине и сравнительного анализа. Перечисленные данные будут использованы для ориентировочной оценки себестоимости проектируемой турбины по методу удельного веса статей затрат.

Идея данного метода основана на том, что близкие в конструктивном, технологическом и функциональном отношениях изделия, изготовляющиеся в аналогичных условиях производства, имеют сходную структуру себестоимости по статьям затрат. Используя это обстоятельство, необходимо рассчитать величину затрат по одной из статей затрат проектируемой турбины ("Основные материалы") и в соответствии со структурой себестоимости изделия-аналога определить величину затрат по остальным статьям себестоимости. Так будет ориентировочно определена себестоимость проектируемой конструкции.

Расчет затрат на основные материалы

Вес основных материалов в составе массы турбины - 343000 кг.

Вид и наименование материала	Уд. вес, вес вида материала в составе осн. материалов	Уд. вес, вес наимен-я материала в матер-ах дан. вида	КИМ	Черновая масса	Цена за кг	Стоимость материала
	%	кг	%	кг	%	кг	руб.	руб.
1. Рядовой прокат	0.7	2401
	а. крупносортная сталь			91.0	2185	0.86	2540.7	25.4	64533.8
	б. мелкосортная сталь			9.0	216	0.95	227.5	26.9	6119.8
2. Качественный прокат	80.0	274400
	а. сталь углеродистая			5.2	14168.8	0.44	32200	26.9	866180
	б. сталь легированная			14.5	39788	0.44	90427	60.5	5470833
	в. нержавеющая сталь			5.7	15640.8	0.36	43444	129.6	563034
	г. углеродистая листовая сталь			73.0	200312	0.32	625975	30.1	18841848
	д. легированная листовая сталь			1.2	3292.8	0.23	14316	51.9	743000
	е. нержавеющая листовая сталь			0.4	1097.6	0.50	2195.2	95.5	209641
3. Изделия дальнейшего передела	4.2	14406
	а. калиброванная сортовая сталь			17.0	2449	0.62	3950	40.7	160765
	б. легированная сортовая сталь			83.0	11957	0.49	24402	57.3	1398234
4. Трубы	11.5	39445
	а. катаные высокого давления			1.0	394	0.68	580	71.9	522.71
	б. катаные			24.5	9664	0.74	13059	44.4	579819
	в. нефтепроводные			20.5	8086	0.94	8602	34.3	295048
	г. тянутые высок. давл.			27.3	10768	0.73	14751	125.6	1852725
	д. тонкостенные			22.6	8914.5	0.74	12047	122.2	1472143
	е. сварные больш. диам.			3.8	1499	0.86	21743	37.3	811013
	ж. прочие			0.3	118	0.90	131	49.4	6476
5. Цветные металлы	3.6	12348
	а. баббит			2.7	333	0.32	1042	141.0	146902
	б. медь листовая			1.0	123	0.52	237	139.6	33149
	в. латунь листовая			2.2	271	0.25	1086	136.1	147889
	г. трубы латунные			73.0	9014	0.86	10481	151.8	1591082
	д. бронза прутковая			9.7	1197	0.22	5444	146.5	794874
	е. проволока константановая			2.3	284	0.90	315	260.1	82045
	ж. лента нейзильберовая			1.2	148	0.85	174	300.0	52297
	з. аноды кадмиевые			6.6	815	1.00	815	120.0	97796
	и. прочие			1.3	160	0.70	229	120.0	27518
Итого:								36244311

Для определения размера затрат по статье «Основные материалы», необходимо исключить стоимость реализуемых отходов, учесть транспортно-заготовительные расходы и расходы на прочие материалы.

Стоимость основных материалов за вычетом реализуемых отходов определяется зависимостью:

;

где - стоимость черной массы основных материалов, руб.;

- стоимость реализуемых отходов, %; .

Стоимость основных материалов с учетом реализуемых отходов определяется:

;

где - коэффициент, транспортно-заготовительные расходы, %; .

Общая стоимость основных материалов определяется соотношением:

;

где - стоимость прочих основных материалов в процентах от стоимости ведущей группы основных материалов, %; .

Полученная в результате расчета стоимость основных материалов используется для вычисления всех остальных статей затрат себестоимости проектируемой турбины и определения её полной себестоимости.

Используя структуру затрат полной себестоимости изделия-аналога вычислим себестоимость проектируемой турбины, воспользовавшись величиной удельного веса затрат на сырье и основные материалы в данной структуре.

Структура затрат полной себестоимости

Статьи затрат	Вес статей затрат в полной себестоимости турбины
	%	руб
Прямые затраты
1. Сырье и основные материалы	8.5	52'043'126
2. Покупные и комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперирования	9.0	55104486
3. Полуфабрикаты своего производства	15.5	94902170
Итого материальные затраты:	33	202049783
4. Реализуемые отходы (вычитаются)	0.5	3061360
Материальные затраты за вычетом отходов:	32.5	198988423
5. Топливо и энергия на технологические нужды	2.0	12245441
6. Основная зарплата производственных рабочих	12.0	73472648
7. Расходы на подготовку, в том числе:	3.0	18368162
	а. отчисления в фонд новой техники	2.7	16531345
	б. отчисления в фонд премирования в за освоение новой техники	0.3	1836816
8. Расходы на спецоснастку	5.0	30613603
9. Отчисления на НИР и ОКР	0.6	3673632
Итого условно-прямых затрат:	54.5	333688278
Косвенные затраты
10. Цеховые расходы	27.5	168374819
11. Общезаводские расходы	17	104086252
Итого производственная себестоимость:	99	606149349
12. Внепроизводственные расходы	1.0	6122720
Итого полная себестоимость:	100	612'272'070

Плановый уровень полной себестоимости проектируемой турбины используется для определения её цены:

где - средний уровень рентабельности продукции предприятий турбиностроительной промышленности; .

Выводы об экономической эффективности проектируемого варианта турбины

После расчета себестоимости и оптовой цены турбины необходимо провести сравнительный технико-экономический анализ разработанного варианта конструкции. Для этого определяются и сопоставляются капитальные и эксплуатационные затраты по проектируемому и базовому вариантам.

Наименование статей	Ед. изм.	Значения	Отклонения
		базовый	спроек-ый	Абсолютные и в %
1. Единовременные капитальные затраты:	руб.	735'000'000	765'033'952	+4%
	а. оптовая цена	руб.	700'000'000	728'603'763
	б. транспортировка и строительно-монтажные работы (5% от цены)	руб.	35'000'000	41'285'372
2. Число часов использования установленной мощности	час/год	8000	8000
3. Годовая выработка электрической энергии	тыс.кВтчас	2'400'000	2'640'000	+10%
4. Эксплуатационные затраты:	руб./год	804'750'000	759'421'131	- 45'328'869
	а. амортизация	руб./год	36'750'000	25'501'131	- 9'602'572
	б. стоимость годового расхода пара:	руб./год	768'000'000	733'920'000	- 34'080'000
	- удельный расход пара	кг/кВтчас	3.2	2.78	-13.1%
	- годовой расход пара	т/год	7'680'000	7'339'200
	- стоим-ть 1т. пара - 100 руб.
5. Эксплуатационные затраты в расчете на 1000 кВтчас выработанной энергии	руб.	335.3	287.7	- 14%

Амортизация рассчитывается линейным способом. Заявленный ресурс эксплуатации составляет 20 лет для базового варианта турбины и 30 лет - для проектируемого.

Сравнительный анализ ведется на базе показателей сравнительной экономической эффективности.

1. Годовой экономический эффект:

где - соответственно эксплуатационные затраты по базовой и проектируемой конструкциях;

- соответственно капитальные затраты по базовой и проектируемой конструкции.

- нормативный коэффициент эффективности дополнительных капитальных вложений,

2. Коэффициент эффективности дополнительных капительных вложений:

где:

- годовая экономия эксплуатационных затрат. Определяется разностью эксплуатационных затрат по базовой и проектируемой конструкции:

- дополнительные капитальные вложения. Определяются разностью капитальных вложений по проектируемой и базовой конструкции:

3. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений:

Общие данные о технико-экономическом преимуществе усовершенствованного варианта конструкции

Технико-экономические показатели	Ед. изм.	Конструкция
		базовая	проектируемая
1. Мощность	кВт	300'000	330'000
2. КПД электрический		0.45	0.52
3. Оптовая цена	руб.	700'000'000	728'603'763
4. Себестоимость 1000 кВт выработанной энергии	руб.	335.3	287.7
5. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений	лет		0.14
6. Коэффициент эффективности дополнительных капиталовложений			7,1
7. Годовой экономический эффект	руб.		44'369'433

Вывод: технико-экономичекий анализ проектируемой турбины и базовой конструкции К-300-170 ЛМЗ показал, что ее производство по сравнению с аналогом ведет к незначительному увеличению капитальных затрат, но приводит к снижению эксплуатационных затрат. Спроектированная турбина по сравнению с турбиной-аналогом имеет более высокий КПД, меньшие потери в цикле, увеличенный на 50% ресурс полезного использования, а также более низкую себестоимость вырабатываемой электроэнергии, что позволяет судить об эффективности внедряемой конструкции и ее экономической целесообразности для производителя. Эффективность внесенных конструктивных изменений в базовый вариант изделия очевидна и изменения оправданы.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКОЛОГИЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА ПРИ МЕХАНИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ ПОЛУМУФТЫ ВАЛОПРОВОДА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Оценка безопасности и условий труда

Технологический процесс, включающий токарную, фрезерную и шлифовальную обработку полумуфты осуществляется в условиях механического цеха с железобетонным полом. В цехе имеется водяное отопление, цеховая магистраль сжатого воздуха, осветительные и вентиляционные установки. Цеховой транспорт представлен тралью на монорельсе, электрокранами и электропогрузчиками.

Эргономические характеристики трудовой деятельности оператора определяются спецификой системы «человек - станок - производственная среда», для оптимизации которой необходимо обеспечение эргономических требований.

На данном этапе производства можно выделить следующий ряд вредных производственных факторов:

- механические опасные факторы;

- повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через человека;

- повышенная концентрация аэрозолей СОЖ;

- повышенный уровень шума;

- опасные факторы пожара (в случае его возникновения);

- психофизиологические вредные факторы, возникающие в процессе труда (перенапряжение зрительного анализатора, умственная и эмоциональная перегрузка, неудобные рабочие позы).

Оценка механической безопасности

Механическим опасные факторы создают движущиеся части машин и механизмов. При работе на обрабатывающих станках источниками опасных факторов могут быть: резец, стружка, обрабатываемая деталь, приспособление.

При воздействии на человека они вызывают травмы, как легкие, так и тяжелые. Во избежание травмирования, применяют следующие меры защиты:

* Блокировочные устройства, препятствующие проникновению человека в опасную зону, или устраняющие опасный фактор на время пребывания человека в опасной зоне (защитные кожухи и т.д.);

* Сигнализирующие устройства, информирующие о работе оборудования (световые и звуковые сигналы);

* Дистанционное оборудование, с помощью которого осуществляют контроль и регулирование оборудования с участков, удаленных от опасной зоны.

* Оградительные устройства (стационарные, подвижные и переносные);

* Различные предохранительные средства, которые отключают оборудование при отклонении какого-либо параметра, характеризующего работу оборудования;

* Для удаления металлической стружки применяют специальные инструменты.

Оценка безопасности токарных работ при повышенной концентрации вредных аэрозолей СОЖ

Производственный процесс характеризуется повышенным содержанием пыли в воздушной среде рабочей зоны. Пыль, образующаяся в процессе абразивной обработки, состоит на 30-40% из материалов абразивного круга, на 60-70% из материала обрабатываемого изделия. При обработке резанием повышается температура поверхности оборудования и материала, и следует охлаждать зону резания с помощью подачи СОЖ, а это является источником выделения в воздухе аэрозолей и паров воды.

Повышенное содержание паров, газов и пыли вызывают затруднение дыхания, головокружение и негативно сказывается на здоровье человека.

Для создания комфортного климата в рабочей зоне применяется общеобменная вентиляция.

Оценка электробезопасности

К факторам, вызывающим опасность травмирования электрическим током относятся:

* Повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, вызывая электротравмы;

* Аварийные режимы работы оборудования возникает при повреждением изоляции и замыканием фазы на корпус электрифицированного оборудования или на землю;

Для защиты в соответствии с ГОСТ 12.1.019-81 предусматривает зануление. Помимо этого для защиты от повышенного напряжения применяют:

* Изоляцию токоведущих частей оборудования, размещение их на недоступной высоте, сооружение ограждений от случайного прикосновения;

* Изолирующие подставки -- применяются в качестве изолирующего основания (диэлектрические коврики).

Оценка акустической безопасности

Повышенный уровень шума на рабочем месте возникает при обработке резанием. Источники шума можно разделить на конструкторские и технологические.

Конструкторские источники шума связаны с работой станка на холостых режимах, связанные с неточностью проектирования станка.

Технологические источники связаны с самим производственным процессом, истечением струи сжатого воздуха из пневматической системы.

Длительное нахождение человека в шумном помещении приводит к снижению слуха, нервно-психическим перегрузкам (эмоциональные перегрузки). Октавные уровни звукового давления и уровни шума на рабочем месте не должны превышать значений, указанных в ГОСТе 12.1.003-83

Для снижения уровня шума и его вредного воздействия следует принимать меры. Такие как, ограждение особо шумного оборудования звукопоглощающей перегородкой или звукоизолировать (звукоизолирующие кабины).

Оценка вибробезопасности

На станках возможно возникновение повышенного уровня вибрации, связанного с движением режущего инструмента и работой двигателя, то эта вибрация оказывает воздействие на рабочего, обслуживающего станок. Повышенный уровень вибрации в резонансной или околорезонансной зоне может быть причиной вибрационной болезни - стойких нарушений физиологических функций организма, обусловленных воздействием вибраций на центральную нервную систему.

Следовательно, необходимо применение мер подавления вибраций и ограничения времени воздействия на человека. К таким мерам относятся:

* Подкладывание под станок специальных ковриков;

* Длительность рабочей смены не более 8 часов;

* Установление 2 регламентированных перерыва, учитываемых при установлении нормы выработки длительностью 20 минут через 1-2 часа после начала смены и длительностью 30 минут примерно через 2 часа после обеденного перерыва;

* Обеденный перерыв длительностью не менее 40 минут примерно в середине смены.

Оценка климатических условий в рабочем помещении

Повышенная или пониженная температура рабочей зоны, повышенная или пониженная влажность воздуха, повышенная или пониженная подвижность воздух, являются факторами недопустимыми в рабочем помещении. Эти факторы могут привести к появлению дискомфортного состояния рабочих.

Допустимые параметры микроклимата должны соблюдаться в соответствии с ГОСТом 12.1.005 - 88.

Для нормализации температурного режима и влажности воздуха в помещении используется общеобменная вентиляция. В холодное время года используется отопление, а в теплое кондиционирование воздуха.

Оценка взрывопожарной безопасности механического цеха

Возможными источниками возгорания в отделении цеха является: электрическая искра, электрическая дуга при коротком замыкании, нагретая стружка.

Воздействие на человека открытого огня вызывает ожоги различных степеней тяжести. Выделение угарного газа при горение вызывает затруднение дыхание.

Пожарная безопасность при обработке металлов резанием обеспечивается:

* Системой предотвращения пожара;

* Системой пожаротушения;

* Противопожарной защитой и организационно-техническими мероприятиями в соответствии с ГОСТом 12.1.004 - 91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

В соответствии с НПБ 105-95 здание относится к категории «Д». К этой категории относятся производства, в которых обращаются негорючие вещества и материалы в холодном состоянии (цеха холодной обработки материалов).

Обеспечение нормативных параметров освещенности в механическом цехе

Различают следующие виды производственного освещения: естественное, искусственное и совмещенное. При освещении производственных помещений используют естественное освещение, создаваемое прямыми солнечными лучами, рассеянным светом небосвода и меняющемся в зависимости от географической широты, времени года и суток, степени облачности и прозрачности атмосферы; искусственное освещение создается, в основном, электрическими источниками света, и совмещенное освещение, при котором недостаточное по нормам естественное освещение дополняют искусственным.

Система общего освещения представляет собой совокупность светильников, расположенных над рабочими местами и питающимися от сети переменного тока 220В. Она дополняет естественное освещение и заменяет его в темное время суток. Система оказывает психофизиологическое воздействие на рабочих, способствует высокой эффективности и безопасности труда, снижает утомляемость и травматизм, сохраняет высокую работоспособность продолжительное время.

Естественное и искусственное освещение в помещениях регламентируется нормами СНиП 23-05-95 в зависимости от характера зрительной работы, системы и вида освещения, фона, контраста объекта с фоном.