При использовании в качестве греющей рабочей среды горячей воды ее берут из бойлерных установок, а из пластинчатого аппарата возвращают на повторный подогрев.
Пар из регенеративных отборов турбины может быть подан также на - испарительную и бойлерную установки, на калориферы перед воздухоподогревателем котельного агрегата и на другие нужды.
| Внешний вид насоса типа Д.| Характеристики насоса Д-320-70. |
Конденсатные насосы применяются для удаления конденсата, а также как горячие, дренажные насосы бойлерных установок. Они предназначены для перекачивания конденсата и дренажа при температуре до 393 К.
| Характеристика насоса типа бНДс.| Внешний вид и схема включения колес четырехступенчатого насоса марки ЗВ-200Х4. |
Конденсатные насосы применяются для удаления конденсата, а также как горячие, дренажные насосы бойлерных установок. Они предназначены для перекачивания конденсата с температурой до 50 С и дренажа при температуре до 120 С.
В течение одиннадцатой пятилетки предусмотрено полностью перевести жилые поселки всех действующих АЭС на теплоснабжение от бойлерных установок электростанций и прекратить расходование органического топлива для этих целей. Кроме того, в тех случаях, когда имеются достаточно концентрированные тепловые нагрузки на (приемлемом расстоянии, предусматривается полное или частичное (в пределах возможностей АЭС) снабжение этих потребителей тепловой энергией от АЭС. В частности, намечается подача тепловой энергии от Ростовской АЭС в г. Волгодонск и на завод Атоммаш, а также от Балаковской АЭС в г. Балаково и предприятия, в нем расположенные.
В целях максимальной экономии конденсата отопление вновь вводимых в эксплуатацию цехов рекомендуется организовывать водяным от их центральной бойлерной установки, находящейся непосредственно в котельной.
При обогреве цеховых и межцеховых технологических трубопроводов протяженностью до 500 м горячей водой от ТЭЦ или от специальных бойлерных установок диаметры обогревающих спутников могут приниматься в зависимости от условного диаметра обогреваемого трубопровода. При паровом обогреве трубопроводов протяженностью до 250 м диаметры обогревающих спутников и их число принимают по специальным нормам. Обогревающие спутники трубопроводов большой протяженности должны разбиваться на участки с отдельным подводом и отводом греющей среды.
Группа теплосилового оборудования осуществляет технический надзор за соблюдением службами отдела и цехами завода правил технической эксплуатации котельных, бойлерных установок, водонасосных и компрессорных установок, азотно-кислородных, ацетиленовых, газогенераторных станций, сосудов, работающих под давлением, промышленных печей, работающих на жидком, газообразном и твердом топливе, и мазутохранилищ. Участвует в составлении планов ППР, ведет проектирование новых установок и модернизацию существующего теплосилового оборудования, организует обследование и наладку оборудования с целью увеличения их производительности.
При обогреве цеховых и межцеховых технологических трубопроводов протяженностью до 500 м - горячей водой от ТЭЦ или от специальных бойлерных установок диаметры обогревающих спутников могут приниматься в зависимости от условного диаметра обогреваемого трубопровода. При паровом обогреве трубопроводов протяженностью до 250 м диаметры обогревающих спутников и их число принимают по специальным нормам. Обогревающие спутники трубопроводов большой протяженности должны разбиваться на участки с отдельным подводом и отводом греющей среды.
Тупиковая система подачи воды с предварительным прогревом варочной камеры экономически более выгодна, так как циркуляционная система требует увеличения мощности бойлерной установки в соответствии с кратностью циркуляции и дает более повышенный расход пара. Тупиковая система подачи перегретой воды намного проще и дешевле циркуляционной, потери перегретой воды будут примерно в 2 раза меньше, чем при циркуляционной.
Монтаж внутреннего санитарно-технического оборудования гражданских и промышленных зданий, как и монтаж громоздкого и тяжелого оборудования (например, котельных агрегатов, бойлерных установок и др.), целесообразно выполнять одновременно с процессами возведения основных конструкций здания. Совмещенный метод монтажа санитарно-технического оборудования является прогрессивным, так как обеспечивает сокращение общего срока строительства, открывает возможность полнее использовать грузоподъемное оборудование, имеющееся на строительной площадке.
При отпуске тепла для отопления и вентиляции потеря конденсата вне станции может быть сведена к нулю применением типовой схемы водяного отопления и бойлерной установки (гл. Отпуск технологического пара сопровождается обычно значительной потерей конденсата вне станции. При этом конденсат иногда теряется для станции полностью.
РУП «МИНСКЭНЕРГО»
МИНСКАЯ ТЭЦ-3
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер МТЭЦ-3
Е.О. Воронов
«____»_____________200___г
И Н С Т Р У К Ц И Я
по эксплуатации бойлерных установок
Инструкцию должны знать:
1. Начальник смены станции
2. Начальник смены турбинного цеха
3. Старший машинист турбинного цеха
4. Машинисты турбин 5-8
5. Машинист-обходчик по турбинному
оборудованию
Минск, 2008 год
С О Д Е Р Ж А Н И Е
2. Назначение бойлерных установок и характеристика оборудования
3. Характеристика оборудования бойлерных установок № 5,6
4. Характеристика насосов
5. Характеристика бойлеров турбин Т-100-130 ст.3 7,8
6. Зона обслуживания и обязанности персонала, обслуживающего бойлерные установки
7. Заполнение теплосети и бойлеров водой
8. Подготовка бойлерной к пуску
9. Включение основного бойлера по пару
10. Включение резервного основного бойлера на последовательную работу с работающим
11. Включение основных бойлеров на параллельную работу
12. Переход на работу с одного основного бойлера на другой
13. Включение пикового бойлера
14. Обслуживание бойлерных установок во время их работы
15. Остановка бойлера и сетевого насоса
16. Отключение одного из 2-х работающих бойлеров
17. Отличие эксплуатации бойлерных установок 7,8 от бойлерной № 5-6
20. Аварийные случаи в работе бойлерной установки
21. Правила техники безопасности и противопожарной безопасности
22. Меры безопасности при проведении опрессовки сетевых трубопроводов
23.Действия персонала при возникновении пожара
1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосудов в зависимости от назначения должны быть оснащены:
1.1. Запорной или запорно-регулирующей арматурой;
1.2. Приборами для измерения давления;
1.3. Предохранительными устройствами;
1.4. Указателями уровня жидкости.
1.1.1. Запорная и запорно-регулирующая арматура.
Запорная и запорно-регулирующая арматура должна устанавливаться на штуцерах непосредственно присоединенных к сосуду, или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду.
1.1.2. Арматура должна иметь следующую маркировку.
1.1.3. Наименование или товарный знак изготовления.
1.1.4. Условный проход, мм.
1.1.5. Условное давление.
1.2.1. Манометры.
Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия.
Манометры устанавливаются на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудов и запорной арматурой.
1.2.1. Манометры должны иметь класс точности не ниже:
1.2.2. 2,5 – при рабочем давлении сосуда до 2,5М7Па(25 кгс/см 2).
1,5 – при рабочем давлении сосуда свыше 2,5МПа(25 кгс/см 2)
1.2.3. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы.
1.2.4. На шкале манометра сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление сосуда.
1.2.5. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо виды обслуживающему персоналу.
1.2.6. Номинальный диаметр корпуса манометров устанавливаемых на высоте:
До 2м от уровня площадки наблюдения, за ними должно быть не менее 100мм;
На высоте от 2-х до 3-х м не менее 160мм;
Установка манометров на высоте более 3-х метров от уровня площадки не разрешается.
1.2.7. Между манометром и сосудов должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее производить периодическую проверку манометра с помощью контрольного.
1.2.8. На стационарных сосудах, при наличии возможности проверки манометра в установленные сроки путем снятия его с сосуда, установка трехходового крана или заменяющего его устройства не обязательно.
1.2.9. Манометр не допускается к применению в случаях когда:
Отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки, просрочен срок проверки, разбито стекло, или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.
1.2.10. Проверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнале контрольных проверок.
1.3.1. Предохранительные устройства от повышения давления.
1.3.2. Каждый сосуд должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого давления.
1.3.3. В качестве предохранительных устройств применяются:
1.3.4. Пружинные предохранительные клапаны
1.3.5. Рычажно-грузовые предохранительные клапаны.
1.3.6. импульсные предохранительные устройства (ИПУ) состоящие из главного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия, другие устройства, применение которых согласовано с органами Технадзора.
1.3.7. Конструкция пружинного клапана должна предусматривать устройства для проверки исправности действия клапана в работе.
Допускается установка предохранительного клапана без приспособления для принудительного открывания, если последнее нежелательно по условиям технологического процесса.
В этом случае проверка срабатывания клапанов должна осуществляться на стенде.
Периодичность этой проверки устанавливается главным инженером предприятия, исходя из обеспечения надежности срабатывания клапанов между их проверками.
1.3.8. Если рабочее давление сосуда равно или больше давления питающего источника и в сосуде исключена возможность повышения давления от химической реакции или обогрева, то установка на нем предохранительного клапана не обязательна.
1.4.1. Указатели уровня.
При необходимости контроля уровня жидкости в сосудах имеющих границу раздела сред должны применяться указатели уровня.
1.4.2. на каждом указателе уровня жидкости должны быть отмечены допустимые верхний и нижний уровни.
1.4.3. Указатели уровня должны быть снабжены арматурой(кранами и вентилями) для их отключения от сосуда и продувки с отводом рабочей среды в безопасное место.
1.4.4. При применении в указателях уровня в качестве прозрачного элемента стекла или слюды для предохранения персонала от травмирования при их разрыве должно быть защитное устройство.
1.5.1. Сроки освидетельствования.
На каждом сосуде должен быть установлен трафарет с указанием номера порядкового, регистрационного разрешенного давления, и сроков очередного освидетельствования.
1.5.2. Периодичность технических освидетельствований сосудов находящихся в эксплуатации и не подлежащих регистрации в органе Технадзора.
Наружный и внутренний осмотр через 4 года;
Гидравлическое испытание пробным давлением через 8 лет.
1.5.3. Периодичность технических освидетельствований сосудов, зарегистрированных в органе Технадзора.
Ответственным по надзору, наружный и внутренний осмотр через каждый 2 года
Экспертом органа Технадзора наружный и внутренний осмотры через каждые 4 года.
Экспертом органа Технадзора наружный и внутренний осмотры каждые 4 года.
Гидравлическое испытание пробным давлением через каждые 8 лет.
1.5.4. Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации должно быть проведено в следующих случаях:
Если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев, перед пуском в работу;
Если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;
Если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;
Перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;
После аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.
1.6.1. Аварийная остановка сосудов.
Сосуд должен быть немедленно остановлен в случаях:
-если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается, несмотря на меры, принятые персоналом;
-при выявлении неисправности предохранительных устройств от повышения давления;
При обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под давлением, не плотностей, выпучин, разрыва прокладок;
-при неисправности манометра;
-при снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом;
-при выходе из строя указателей уровня жидкости;
-при неисправности предохранительных блокировочных устройств;
-при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящемуся под давлением.
2. НАЗНАЧЕНИЕ БОЙЛЕРНЫХ УСТАНОВОК
И ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ
2.1. Бойлерные установки, установленные на ТЭЦ, служат для нагрева сетевой воды, идущей на отопление заводов и жилых домов.
2.2. Сетевая вода от ТЭЦ подается по теплотрассам№№1,2,3,4,5,6,7,8,55,36.
2.3.2.3. Каждая турбина на ТЭЦ имеет свою бойлерную установку. Бойлерная установка состоит из трех бойлеров: двух основных и одного пикового бойлера у ТГ-5-6 и у ТГ-7,8 одного горизонтального и двух вертикальных бойлеров.
2.4. У бойлерных установок ТГ-5-6 установлено по два сетевых и два конденсатных насоса, а у ТГ-7,8 по два подкачивающих сетевых насоса (ПСН), два сетевых насоса и три конденсатные насоса.
2.5. Бойлер состоит из корпуса, внутри которого помещается трубная система. Корпус бойлера сверху заканчивается фланцем, к которому крепится трубная система, а снизу приваренным штампованным днищем, выполняющим функцию сборника конденсата. Трубная система состоит из пучка прямых латунных трубок развальцованных в верхней и нижней досках, соединенных каркасом. К трубным доскам примыкают водяные камеры. Подогреваемая вода циркулирует внутри трубок, совершая 2 хода на ОБ-5,6А,Б; ПБ-5,6 и 4-е хода на ВБ-7,8. Греющий пар поступает в корпус бойлера и омывает трубки снаружи. Конденсат греющего пара стекает в нижнюю часть корпуса, откуда непрерывно отводится. Номинальное количество сетевой воды, проходящей через бойлерные установки № 5,6 – 2400 м3/час, и через бойлерные № 7,8 – 5000 м3/час.
2.6. Пиковые бойлера обогреваются паром 0,8-1,3 МПа от производственных отборов турбин ПТ-60-130, от РОУ 14/1,3 №1 или от БРОУ 14,0/1,6-1,0 МПа.
2.7. Основные бойлера обогреваются паром 0,12-0,25 МПа от теплофикационных отборов турбин. Кроме того, на основные бойлера бойлерных установок 5,6 может подаваться пар от растопочной РОУ 14/0,12-0,25 МПа котлов очереди 14 МПа и от расширителей калориферов котлов.
2.8. Пиковые бойлера всех бойлерных групп включены по воде последовательно с основными бойлерами, а основные бойлера бойлерных № 5,6 могут быть включены как последовательно, так и параллельно. Вертикальные бойлера 7,8 включены по воде только параллельно.
2.9. Нормально в работе находятся основные бойлера и при понижении температуры наружного воздуха при необходимости включаются бойлера для поддержания температуры сетевой воды согласно температурному графику. Если пиковых бойлеров для подогрева сетевой воды недостаточно, то дополнительно включаются в работу пиковые котлы и водогрейные котлы.
Постоянная подпитка теплосети по теплотрассе № 2 производится хим. очищенной водой на подпиточном пункте заводе МТЗ.
2.10. Подпитки теплотрасс № 1,3-36, 55 осуществляется из деаэраторов 7,8,10 хим.очищенной водой приготовляемой на химводоочистке подпитки теплосети на ТЭЦ.
В аварийных случаях, резервом для подпитки теплосети магистралей 1,3-8,36,55 используется:
а) подпиточная вода баков-аккумуляторов аварийной подпитки теплосети;
б) циркуляционная вода со сливного трубопровода передней половины конденсатора ТГ-6 и от напорного трубопровода цирксистемы очереди 14 МПа перемычки между ТГ-6 и ТГ-7 через задвижку 21с ТГ-7.
Примечание: действия персонала при использовании подпиточной воды баков-аккумуляторов описания автоматики и схема в отдельной инструкции по эксплуатации баков-аккумуляторов подпиточной воды.
3. ЗОНА ОБСЛУЖИВАНИЯ И ОБЯЗАННОСТИ ПЕРСОНАЛА,
ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО БОЙЛЕРНЫЕ УСТАНОВКИ
3.1. Бойлерные установки обслуживаются машинистами турбин, машинистами-обходчиками по турбинному оборудованию и машинистами-обходчиками по вспомогательному оборудованию в соответствии с положением и распределением оборудования за оперативным персоналом.
Персонал обслуживающий бойлерные установки должен производить обходы оборудования не реже чем раз в час или с такой периодичностью какая.
3.2. Участок обслуживания бойлерной установки включает в себя:
а) бойлера со всеми трубопроводами сетевой воды, конденсатопроводами, арматурой в пределах данной бойлерной установки;
б) подпорные и сетевые насосы;
в) конденсатные насосы бойлерной установки;
г) автоматику и контрольно-измерительные приборы;
д) подпиточные насосы с трубопроводами подпитки теплосетей и баками запаса;
е) маслосистему принудительной смазки подшипников сетевых насосов с маслонасосами у бойлерных установок № 7,8;
ж) схему охлаждения и уплотнения сальниковых уплотнений сетевых и конденсатных насосов.
з) схему охлаждения подшипников сетевых и конденсатных насосов.
3.3. Персонал, обслуживающий бойлерные установки обязан знать:
а) устройство, принцип работы, характеристику и правила эксплуатации бойлеров;
б) устройство, характеристику и правила эксплуатации сетевых и конденсатных насосов;
в) порядок действий по пуску, останову и обслуживанию сетевых и конденсатных насосов;
г) порядок действий по обслуживанию двигателей сетевых и конденсатных насосов;
д) схему блокировки конденсатных насосов бойлерных установок;
е) порядок действий при включении по воде и пару основных и пиковых бойлеров;
ж) схему и порядок действий по включению горизонтальных бойлеров у ТГ-7,8;
з) порядок действий при отключении по пару и воде основных и пиковых бойлеров;
и) схему подачи пара на основные бойлера бойлерных установок 5,6 при растопке и останове котлов на очереди 14МПа;
к) возможные варианты переключений в схеме бойлерных установок;
л) схему и расположение по месту трубопроводов по сетевой воде и конденсату бойлерных установок;
м) схему и расположение паропроводов греющего пара бойлеров;
н) схему дренажных трубопроводов по сетевой воде и конденсату бойлерных установок;
о) правила техники безопасности и противопожарной безопасности при обслуживании бойлерных установок.
3.4. Регулирование температуры сетевой воды на выходе из бойлерных установок производится машинистами турбин и машинистами-обходчиками в соответствии с заданным графиком.
3.5. Персонал, обслуживающий бойлерные установки несет ответственность за:
а) за бесперебойную и надежную работу обслуживаемого оборудования;
б) за правильность действий во время включения в работу оборудования и переключений в схеме
в) за наличие и сохранность контрольно-измерительных приборов;
г) за несвоевременное выявление дефектов в работе обслуживаемых бойлерных установок;
д) за несвоевременное принятие мер по предупреждению выхода из строя оборудования и несвоевременную ликвидацию возникшего аварийного состояния.
3.6. Так как все бойлерные установки работают параллельно по сетевой воде, то персонал, обслуживающий бойлерные установки, все свои действия по включению и отключение сетевых насосов должен согласовывать с НСС, начальником смены ТЦ или старшим машинистом турбинного цеха , чтобы не допустить нарушения режима работы тепловых сетей.
3.7. При растопке котла на оч.14 МПа и сбросе пара от РОУ14/0,12-0,25 на бойлерные 5,6 все действия по переключениям в схеме данных бойлеров должны согласовываться с НСКЦ.
4. ЗАПОЛНЕНИЕ ТЕПЛОСЕТИ И БОЙЛЕРОВ ВОДОЙ
4.1. Заполнение прямых и обратных сетевых трубопроводов тепломагистрали № 2 производится водой от специальных подпиточных установок на теплопунктах МТЗ.
4.2. Заполнение теплотрасс 1,3-8, 36,55 и бойлерных № 5-8 производится химочищенной и деаэрированной водой из деаэраторов № 7,8,10 подпитки теплосети.
Теплотрассы 1,3 - 8, 36, 55 (бойлерные установки турбин № 5-8) подпитываются из деаэратора № 7,8,10 подпитки теплосети.
4.3. На линиях подпитки теплосетей от Д-7,8,10 и б/а установлены регуляторы, которые с помощью задатчиков настраиваются на поддержание необходимого давления воды в обратных сетевых трубопроводах.
4.4. При снижении уровня в подпиточных деаэраторах 7,8,10 до 120 см машинист-обходчик по вспомогательному оборудованию ТЦ и машинист турбин ЦТЩ № 3 должны немедленно сообщить нач. смены ТЦ или ст. машинисту ТЦ. Нормальный уровень в деаэраторе № 7,8,10 – 200 см (деаэратор № 7,8 полностью обслуживается машинистом-обходчиком по вспомогательному оборудованию ПТ-60, Т-100-130, а деаэратора №10 обслуживается машинистом турбин ЦТЩ №3 по поддержанию требуемых параметров и старшим машинистом ТЦ при пуске и выводе в ремонт).
4.5. Заполнение водой трубопроводов прямой и обратной линии сетевой воды до грязевиков, установленных на ТЭЦ, осуществляется под наблюдением Минтеплосети.
4.6. Заполнение сетевой водой бойлерных установок и трубопроводов в машинном зале производится дежурным персоналом, обслуживающим бойлерные установки.
4.7. Заполнение трубопроводов и бойлеров производится через обратную линию сетевой воды.
4.8. Перед заполнением сетевых трубопроводов бойлерных необходимо закрыть все дренажи на трубопроводах к бойлерам и на заполняемых бойлерных.
4.9. Открыть все воздушники на заполняемых участках трубопроводов к бойлерам, грязевиках, сетевых насосах, бойлерах.
4.10. Медленным открытием задвижки на всасе сетевых насосов заполнить участок сетевых трубопроводов до напорной задвижки.
При заполнении любого участка необходимо контролировать давление сетевой воды в обратном сетевом трубопроводе.
Заполнение участка считается оконченным после появления устойчивого истечения воды из воздушника без присутствия воздуха, далее медленным открытием байпаса напорной задвижки или самой напорной задвижки дать сетевую воду на заполнение бойлеров, заполнение бойлеров производится при постоянном контроле со стороны машиниста для своевременного закрытия вентилей воздушников при появлении из них воды. Бойлерная считается заполненной если после последующего открытия воздушников на бойлерах имеется устойчивое истечение воды без пузырьков воздуха.
Примечание: во время заполнения вести наблюдение за всей системой бойлерных и в случае появления течей из трубопроводов, фланцевых соединений, сальниковых уплотнений, повышении уровня в бойлерах, появления воды из линии пробоотборников конденсата греющего пара дальнейшее заполнение прекратить и сообщить НСТЦ или старшему машинисту для дальнейшей деффектовки.
После заполнения бойлерной со стороны обратного сетевого коллектора, необходимо закрыть напорные задвижки на сетевых насосах или их байпасы. Открытием байпаса на выходной задвижке из бойлера поставить под давление прямой сетевой воды бойлерную до напорных задвижек сетевых насосов. После увеличения давления в бойлерах до давления в прямом сетевом трубопроводе открыть выходные задвижки из бойлеров и закрыть байпасы.
Не допускать во время заполнения бойлерных установок гидравлических ударов, снижения давления в линиях ниже нуля.
4.11. При появлении воды из воздушников без пузырьков воздуха, последние закрыть.
Примечание: заполнение системы отопления корпусов ТЭЦ производится персоналом РСЦ.
5. ПОДГОТОВКА БОЙЛЕРНОЙ К ПУСКУ
5.1. Машинист турбин, получив указание от начальника смены или ст.машиниста пустить бойлерную установку, обязан дать соответствующие указания машинисту-обходчику по турбинному оборудованию или машинисту-обходчику по вспомогательному оборудованию.
5.2. Произвести внешний осмотр всей установки и убедиться, что трубопроводы и бойлера имеют теплоизоляцию, на видном месте для каждого бойлера прикреплена табличка, выполненная в соответствии с ТНПА, имеются и исправны защитные ограждения площадок и лестниц.
5.3. Проверить, что на всех отметках обслуживания бойлерной нет посторонних предметов, мешающих обслуживанию.
5.4. Задвижки на подводе пара к бойлерам должны быть закрыты.
5.5.Проверить наличие и целостность контрольно-измерительных приборов.
У каждой бойлерной должны быть следующие контрольно-измерительные приборы: манометры прямого действия, имеющие класс точности не ниже 2,5 и диаметром не менее 100 мм, установленные на трубопроводах между бойлером и запорной арматурой на входе и выходе сетевой воды, на паропроводе к бойлеру показывающее давление пара в паровом пространстве бойлеров, приборы измерения температуры на входе и выходе сетевой воды у бойлеров, пара и конденсата греющего пара, водоуказательные стекла, необходимость оснащения бойлеров приборами по измерению температуры пара и конденсата определяются разработчиком проекта и указываются изготовителем в паспорте сосудов.
5.6. Проверить наличие манометров на всасе и нагнетании сетевых и конденсатных насосов.
Примечание: в зависимости от того, какие бойлера будут включаться в работу, необходимо собрать соответствующую схему по сетевой воде у бойлерной.
5.7. Проверить, что дренажи по сетевой воде закрыты.
5.8. Убедиться, что включаемый бойлер заполнен водой.
5.9. Проверить правильность собранной схемы по сетевой воде.
5.10. Проверить работу блокировки конденсатных насосов бойлеров. Проверка осуществляется перед каждым включением бойлерной по пару, а на работающей бойлерной не реже одного в месяц согласно утвержденному графику машинистом турбины совместно с машинистом-обходчиком.
6. ПОДГОТОВКА К ПУСКУ И ПУСК СЕТЕВОГО НАСОСА
6.1. Проверить, что задвижка на всасе сетевого насоса открыта.
6.2. Проверить что закрыта задвижка и байпас на нагнетании насоса.
6.3. Проверить, что подшипники насоса и двигателя залиты маслом (по указательным стеклам или же по щупу) до среднего уровня, у сетевых насосов бойлерных 7,8 смазка подшипников принудительной, т.е. перед пуском сетевого насоса должен быть включен один МНС сетевых насосов второй включен в схему АВР.
Проверка схемы АВР маслонасосов смазки сетевых насосов ТГ-7,8, должны осуществляются перед пуском сетевого насоса и не реже чем 2 раза в месяц дежурным эл. слесарем цеха ТАИ совместно с машинистом-обходчиком согласно утвержденному графику, замыканием контактов ЭКМ. Опробование производится в присутствии персонала эл.цеха.
Обнаруженные неисправности должны немедленно устраняться.
6.4. Проверить, что смазочные кольца подшипников насоса свободно сидят на валу и легко проворачиваются без заеданий.
6.5. Открыть вентиль подвода охлаждающей воды к подшипникам и сальникам насоса и убедиться, что вода поступает.
6.6. Проверить состояние сальников насоса.
6.7. Убрать все посторонние предметы, подготавливаемый насос к пуску должен быть чистым.
6.8. Проверить, что электросхема двигателя собрана, двигатель заземлен. При длительном нахождении насоса в резерве выполнить измерение изоляции эл.двигателя.
6.9. Проверить, что муфта насоса ограждена кожухом.
6.10. Открыть воздушный кран на корпусе насоса и спустить воздух, после появления воды кран закрыть.
Проверить подачу воды на эл.двигатели СН-7,8 аб. Давление воды на входе в газоохладителе должно быть не более 0,3 МПа (3 кгс/см 2).
6.11. Пустить сетевой насос.
6.12. Проверить в течение 2-3 мин., что насос работает нормально.
6.13. Медленно открыть байпас у задвижки на нагнетании насоса.
6.13а. Сетевые насосы бойлерных 7,8 пускаются с приоткрытым байпасом.
6.14. Открыть задвижку на нагнетании насоса со скоростью набора нагрузки не более ≈100м 3 /мин (т.е. при максимальном расходе от насоса в 1250 м загрузка насоса должна производится в течении ≈10мин.) и сила тока по амперметру не превышала максимально допустимую указанную красной чертой на шкале.
Во время открытия задвижки на нагнетании насоса необходимо следить, чтобы давление на всасе было 0,15-0,05МПа.
6.15. Проверить, что сила тока потребляемая эл. двигателем не превышает номинальной величины, отмеченной красной чертой на шкале амперметра.
6.16. Осмотреть все подшипники убедиться, что подшипники не греются, смазочные кольца имеют правильное вращение, что агрегат работает нормально без заеданий и вибрации.
6.17. Закрыть байпас у задвижки на нагнетании насоса.
6.18. Проверить всю бойлерную установку после пуска насоса, нет ли течи у фланцев задвижек и фланцев на трубопроводах.
6.19. Пуск всех сетевых насосов производится так, как это описано выше.
Примечание: при пуске сетевого насоса не разрешается длительная не более 5 минут работа с закрытой напорной задвижкой во избежание его запаривания.
7. ВКЛЮЧЕНИЕ ОСНОВНОГО БОЙЛЕРА ПО ПАРУ
7.1. Перед включением основного бойлера по пару необходимо:
а) закрыть задвижку на выходе конденсата из бойлера и дренажи;
б) подготовить к пуску конденсатный насос бойлеров, т.е. проверить, чтобы подшипники насоса были залиты маслом, на охлаждение подшипников подведена вода, задвижка на всасе насоса открыта, а на нагнетании закрыта, эл.схема собрана(Проверить наличие ограждения полумуфт и заземления корпуса двигателя).
7.2. Открыть медленно паровую задвижку у бойлера для его прогрева на столько, чтобы температура сетевой воды на выходе была на 3-5°С выше, чем на входе в бойлер. Прогрев вести в течение 30 минут.
7.3. Дальнейший подъем температуры сетевой воды производится со скоростью не более 30° в час. Конечная температура воды устанавливается по температурному графику.
7.4. С появлением конденсата в бойлере, открыть вентиль в дренаж, если бойлер долгое время не включился в работе. Если же конденсат бойлера будет хорошего качества, направить на деаэраторы. Для этого необходимо открыть задвижку по конденсату из бойлера на всас конденсатных насосов бойлеров, открыть задвижку на деаэраторы на конденсатной линии бойлеров. У бойлерных установок 5,6,7,8 конденсат из бойлеров подается в рассечку ПНД данных турбин и далее с основным конденсатом турбин поступает на деаэраторы.
Пустить конденсатный насос бойлера и откачку конденсата производить насосом. Включить регулятор уровня в бойлерах.
7.5. Закрыть задвижку на линии дренажа конденсата, если конденсат дренировался.
Примечание: После открытия задвижки по пару необходимо открыть вентиль для отсоса воздуха из парового пространства бойлеров на конденсатор.
7.6. Уровень конденсата в бойлере поддерживать ¼- 3 / 4 водоуказательного стекла.
8. ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО ОСНОВНОГО БОЙЛЕРА
НА ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНУЮ РАБОТУ С РАБОТАЮЩИМ (Для ТГ-6)
8.1. Включить бойлер по воде, если он был не включен, для чего заполнить бойлера водой и выпустить воздух, открыть задвижки на входе и выходе воды из бойлера.
Примечание: перед включением бойлера по воде проверить закрытие всех дренажей.
8.2. Открыть делительную секционную задвижку № 8с ТГ-6 от подключаемого бойлера и закрыть задвижки 6с ТГ-6 и 9с ТГ-6. С этого момента оба бойлера будут работать последовательно по воде.
8.3. Открыть медленно задвижку подачи пара в подключенный бойлер.
8.4. Открыть вентиль для выпуска воздуха из бойлера в конденсатор.
8.5. Конденсат подключенного бойлера направить в дренаж или же на деаэраторы, если он будет хорошего качества. Для этого открыть задвижку на конденсатной линии из бойлера к конденсатным насосам, а в дренаж закрыть.
9. ВКЛЮЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ БОЙЛЕРОВ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ
9.1. Переход с последовательной работы двух основных бойлеров на параллельную работу:
а) открыть задвижки №№6с ТГ-6, 9с ТГ-6 на выходе ОБ-6б и на входе ОБ-6а и закрыть задвижку 8с ТГ-6;
Примечание: при переходе на параллельную работу следить за температурой сетевой воды, не допуская снижения ее ниже графика.
10. ПЕРЕХОД НА РАБОТУ С ОДНОГО ОСНОВНОГО БОЙЛЕРА НА ДРУГОЙ
10.1. Медленно включить бойлер по сетевой воде, для чего открыть задвижки на входе и выходе сетевой воды у включаемого бойлера.
10.2. выпустить воздух из водяной камеры бойлера.
10.3. закрыть задвижку помимо включаемого бойлера.
10.4. Дать пар на включаемый бойлер и закрыть задвижку по пару и конденсату у отключаемого бойлера, при этом необходимо следить за температурой сетевой воды, поддерживая ее по графику.
10.5. Закрыть вентиль отсоса воздуха у отключаемого бойлера.
11. ВКЛЮЧЕНИЕ ПИКОВОГО БОЙЛЕРА
11.1. При понижении температуры наружного воздуха и невозможности поддержания температурного графика основными бойлерами включается пиковой бойлер. Перед включением пикового бойлера необходимо выполнить операции, как указано в пунктах 1,2 раздела 8.
11.2. Открыть паровую задвижку к пиковому бойлеру на столько, пока не будет установлена нужная по графику температура, при этом скорость подъема температуры сетевой воды должна быть не более 30°час.
11.3. Конденсат пикового бойлера направить в работающие основные бойлера через конденсатоотводчик.
12. ОБСЛУЖИВАНИЕ БОЙЛЕРНЫХ УСТАНОВОК ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ
Машинисты турбин и обходчики во время дежурства обязаны:
12.1. поддерживать температуру воды после бойлеров по графику ±2°, а также заданный гидравлический режим теплосети.
12.2. Следить за давлением пара в бойлерах и уровнем конденсата в бойлерах.
12.3. Следить за температурой нагрева сетевой воды в каждом бойлере.
12.4. Не допускать превышения давления воды в бойлерах свыше 1,4 МПа.
12.5. Не допускать повышения давления пара в основных бойлерах свыше 0,2 МПа и в пиковых 1,2 МПа.
12.6. Следить за давлением на всасе сетевых насосов, которое должно быть 0,15±0,02 МПа и давлением в линиях к потребителям ±5% от заданного.
12.7. Следить за нормальной нагрузкой эл.двигателей сетевых и конденсатных насосов по показаниям амперметров. Если величина тока будет выше номинальной, сообщить нач.смены и выяснить причину перегрузки. Причиной перегрузки эл.двигателя сетевого насоса может быть: перегрузка насоса вследствие увеличения расхода сетевой воды, неисправность насоса и неисправность самого эл.двигателя.
12.8. Следить за смазкой и температурой подшипников насосов и электродвигателей, предельная температура которых не должна быть более 80° и не превышать более чем на 45° температуру окружающей среды.
12.9. Следить за поступлением охлаждающей воды к подшипникам и сальникам насосов.
12.10. Следить за нормальной работой сальников.
12.11. Следить за нормальной работой сетевых и конденсатных насосов и электродвигателей. В случае каких-либо ненормальностей в работе немедленно сообщить нач.смены или ст.машинисту.
12.12. В установленное время вести запись показаний контрольно-измерительных приборов в суточной ведомости, а также записывать в ведомости все переключения в работе схемы бойлерных.
12.13. Следить за состоянием арматуры, наличием контрольно-измерительных приборов и табличек освидетельствования бойлеров.
12.14. Поддерживать в чистоте рабочее место и все оборудование бойлерных как работающее, так и резервное.
12.15. В случае каких-либо ненормальностей в работе бойлерной установки немедленно сообщить нач.смены и одновременно самостоятельно устранить появившиеся ненормальности.
13. ОСТАНОВКА БОЙЛЕРА И СЕТЕВОГО НАСОСА
13.1. Если в работе находится один бойлер и один сетевой насос, то для остановки их необходимо:
а) медленно, снижая температуру по 30° в час, закрыть подачу пара на бойлер и закрыть отсос паровоздушной смеси из конденсатора;
б) закрыть задвижку на нагнетании конденсатного насоса и остановить конденсатный насос, проверить не повышается ли уровень конденсата в бойлере;
в) через час после прекращения подачи пара в бойлер медленно, в течение 10 мин., закрыть задвижку на нагнетании сетевого насоса, после чего остановить насос.
Г) перекрыть подачу охлаждающей воды на сальники насоса и на охлаждение подшипников.
Примечание: при отключении бойлера по пару необходимо проверить, что температура сетевой воды снизилась, т.е. паровая задвижка закрыта.
14. ОТКЛЮЧЕНИЕ ОДНОГО ИЗ 2-Х РАБОТАЮЩИХ БОЙЛЕРОВ
14.1. В случае поступления конденсата на бойлер от пикового бойлера необходимо перевести подачу этого конденсата на бойлер, остающийся в работе.
14.2. Снижая температуру в бойлере по 30°С в час закрыть задвижку подачи пара на бойлер одновременно поддерживать заданную температуру воды оставшимися в работе бойлерами.
14.3. Закрыть задвижку на выходе конденсата из бойлера.
14.4. Закрыть вентиль отсоса паровоздушной смеси на конденсатор.
15. ОТЛИЧИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОЙЛЕРНОЙ
УСТАНОВКИ 7,8 ОТ БОЙЛЕРНОЙ 5-6
15.1. Особенность эксплуатации бойлерных установок ТГ-7,8 заключается в следующем:
а) бойлерные установки 7,8 являются чисто блочными и составляют неотъемлемую часть тепловой схемы работы турбин 7,8;
б) в зависимости от режима работы турбин и температурного графика работы бойлерных установок подогрев сетевой воды может быть одноступенчатым за счет подогрева в горизонтальном бойлере, двухступенчатым за счет подогрева сетевой воды последовательно в горизонтальном бойлере и вертикальных бойлерах, а также трехступенчатым за счет подогрева сетевой воды последовательно во встроенных пучках конденсаторов, горизонтальном бойлере и вертикальных бойлерах в случае, когда турбина Т-100-130 работает в режиме ухудшенного вакуума;
в) при уплотненной диафрагме Т-отбора на турбинах Т-100-130 разрешается работа в ухудшенном вакууме при давлении в конденсаторе не выше 0,08 кгс/см 2 (абсолютного).
15.2. При работе бойлерных установок ТГ- 7, 8 с трехступенчатым подогревом сетевой воды турбина ст. № 8 работает по чисто тепловому графику и электрическая нагрузка генераторов в этом случае поддерживается регулятором давления теплофикационного отбора, турбина ст.№ 7 может работать в режиме противодавления с двухступенчатым подогревом сетевой воды при давлении в конденсаторе не выше
0,08 кгс/см 2 (уплотнена диафрагма).
15.3. Режим работы турбин Т-100-130 с трехступенчатым подогревом сетевой воды является весьма ответственным, т.к. надежность работы турбин в этом режиме зависит от работы бойлерных установок данных турбин.
Останов одного из сетевых насосов бойлерной установки вызывает разгрузку турбогенератора на 50%, а при останове двух сетевых насосов аварийное отключение турбины.
15.4. Отличие бойлерных установок 7,8 от бойлерных 5-6 состоит также и том, что в схеме сетевых насосов данных бойлерных имеют подкачивающие насосы (ПСН). Подкачивающие насосы прокачивают сетевую воду через горизонтальный бойлер или последовательно через встроенные пучки конденсаторов и горизонтальный бойлер, в зависимости от режима работы турбины и бойлерной, которая затем поступает на всас сетевых насосов. Такая схема выполнена с целью недопущения увеличения давления сетевой воды во встроенных пучках конденсаторов и горизонтальном бойлере выше 0,5МПа. Сетевые насосы прокачивают сетевую воду только через вертикальные бойлера.
15.5. Конденсат греющего пара с горизонтального бойлера откачивается конденсатными насосами и подается в рассечку ПНД, а затем на деаэраторы.
Интерактивное приложение «Как работает ТЭЦ»
На картинке слева - электростанция « Мосэнерго» , где вырабатывается электроэнергия и тепло для Москвы и области. В качестве топлива используется самое экологически чистое топливо - природный газ. На ТЭЦ газ поступает по газопроводу в паровой котел. В котле газ сгорает и нагревает воду.
Чтобы газ лучше горел, в котлах установлены тягодутьевые механизмы. В котел подается воздух, который служит окислителем в процессе сгорания газа. Для снижения уровня шума механизмы снабжены шумоглушителями. Образовавшиеся при горении топлива дымовые газы отводятся в дымовую трубу и рассеиваются в атмосфере.
Раскаленный газ устремляется по газоходу и нагревает воду, проходящую по специальным трубкам котла. При нагревании вода превращается в перегретый пар, который поступает в паровую турбину. Пар поступает внутрь турбины и начинает вращать лопатки турбины, которые связаны с ротором генератора. Энергия пара превращается в механическую энергию. В генераторе механическая энергия переходит в электрическую, ротор продолжает вращаться, создавая в обмотках статора переменный электрический ток.
Через повышающий трансформатор и понижающую трансформаторную подстанцию электроэнергия по линиям электропередач поступает потребителям. Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор, где превращается в воду и возвращается в котел. На ТЭЦ вода движется по кругу. Градирни предназначены для охлаждения воды. На ТЭЦ используются вентиляторные и башенные градирни. Вода в градирнях охлаждается атмосферным воздухом. В результате выделяется пар, который мы и видим над градирней в виде облаков. Вода в градирнях под напором поднимается вверх и водопадом падает вниз в аванкамеру, откуда поступает обратно на ТЭЦ. Для снижения капельного уноса градирни оснащены водоуловителями.
Водоснабжение осуществляется от Москвы-реки. В здании химводоочистки вода очищается от механических примесей и поступает на группы фильтров. На одних она подготавливается до уровня очищенной воды для подпитки теплосети, на других - до уровня обессоленной воды и идет на подпитку энергоблоков.
Цикл, используемый для горячего водоснабжения и теплофикации, также замкнутый. Часть пара из паровой турбины направляется в водонагреватели. Далее горячая вода направляется в тепловые пункты, где происходит теплообмен с водой, поступающей из домов.
Высококлассные специалисты « Мосэнерго» круглосуточно поддерживают процесс производства, обеспечивая огромный мегаполис электроэнергией и теплом.
Как работает парогазовый энергоблок
Материалы статьи содержат чертеж принципиальной схемы тепловой электростанции с паровыми котлами и турбинами,схема включает ренеративную систему, система сетевой воды и технического водоснабжения.
Условные обозначения
- БА ГВС (баки-аккумуляторы ГВС) – для сглаживания неравномерности расхода подпиточной воды.
- БГВС (ПГВС) (бойлер, подогреватель горячего водоснабжения) – для подогрева подпиточной (осветлённой) воды.
- БЗК (бак запаса конденсата) – для запаса обессоленной воды и сглаживания неравномерности в потреблении обессоленной воды.
- БНТ (бак нижних точек) – бак для организованного сбора протечек обессоленной воды в турбинном отделении КТЦ.
- БУ (бойлерная установка) – группа ОБ.
- Водо-водяные теплообменники – для подогрева осветлённой воды.
- Г – генератор
- Дренажный бак – для сбора дренажей оборудования ТЭЦ.
- Дренажный насос – для перекачки воды из дренажных баков в схему ТЭЦ.
- ЗПН (зимний подпиточный насос) – для подачи подпиточной воды в обратные магистрали теплосети.
- К – котёл
- КН (конденсатный насос) – для откачки конденсата из теплообменных аппаратов.
- Конденсатор – для конденсации обработанного в турбине пара.
- ЛПН (летний подпиточный насос) - для подачи подпиточной воды при работе по однотрубной схеме теплосети (летний период).
- НБЗК (насос БЗК) – для перекачки обессоленной воды в схему ТЭЦ.
- НБНТ (насос баков нижних точек) – для перекачки воды из БНТ в схему ТЭЦ.
- НОВ ГВС – для перекачки воды после мехфильтров ХЦ в схему ТО КТЦ).
- НППВ (насос перекачки питательной воды) – для возврата конденсата с I очереди в деаэраторы II оч.
- НСВ ГВС (насос сырой воды ГВС) – для подачи циркуляционной воды в схему подготовки подпиточной во-ды.
- ОБ (основной бойлер) – для подогрева сетевой воды на I очереди.
- ПВД (подогреватель высокого давления) – для подогрева питательной воды паром нерегулируемых отборов турбины.
- ПВК (пиковый водогрейный котёл) для подогрева сетевой воды
- Перекачивающий насос – для перекачки обессоленной воды из деаэраторов 1,2 ата I очереди в деаэраторы 6 ата.
- ПНД (подогреватель низкого давления) – для подогрева основного конденсата паром нерегулируемых отборов турбины.
- ПОВ (подогреватель обессоленной воды) – для подогрева обессоленной воды.
- Подпорный насос – для подачи сетевой воды через СПГ на всас СН II очереди.
- ПСВ (подогреватель сырой воды) – для подогрева сырой воды подаваемой на обессоливающую установку ХЦ.
- ПЭН (питательный электронасос) – предназначен для обеспечения котлов питательной водой.
- РД (регулятор давления) – для поддержания заданного значения давления.
- РОУ (редукционная охладительная установка) – для снижения параметров пара по давлению и температуре.
- Сливной насос – для перекачки конденсата греющего пара из ПНД в линию основного конденсата турбины.
- СН (сетевой насос) – для подачи сетевой воды в город.
- СПГ (сетевой подогреватель горизонтальный) – для подогрева сетевой воды на II очереди.
- ТГ – турбогенератор
- Эжектор – для удаления неконденсирующихся газов из теплообменных аппаратов.
Котлоагрегаты
На ТЭЦ установлено 6 котлов, отличающиеся конструктивно, по производительности, температуре и давлению пара.
Все котлы барабанные с естественной циркуляцией, П-образной компоновки (К-1,2 двухбарабанные), работают на 2-х видах топлива: газ - мазут. Количество горелок: К-1,2 – 4 газовых горелки + 4 мазутных форсунки; К-3 – 2 газовых горелки + 2 мазутных форсунки; К-4,5,6 – 8 газовых горелок + 8 мазутных форсунок. На котлах 1 очереди имеется стеклянный регенеративный воздухоподогреватель. Для поддержания горения на котлах установлено по 2 дутьевых вентилятора (ДВ), дымовые газы удаляются дымососами (Д). Для уменьшения в отработанных газах содержания NO Х, а также режима горения при работе на мазуте, на котлах установлены дымососы рециркуляции дымовых газов (ВГД, ДРГ).
Схема подготовки подпиточной воды ГВС
В целях увеличения тепловой мощности ТЭЦ и для использования тепла конденсаторов ТГ – 1,2 работающих по тепловому графику (с закрытыми диафрагмами, включёнными бойлерами) на подогрев воды, идущей на всас НСВ ГВС № 1,2,3.4 2 оч, используется следующая схема.
Циркуляционная вода поступает в конденсаторы ТГ – 1,2 подключенных последовательно, где происходит её нагрев до 10-15°С.далее из сливных водоводов левой и правой половин конденсатора ТГ – 2 вода через две задвижки Ду 500 мм (№ 708/III, 711/III) направляется в трубопровод Ду 700 мм (смонтированный вдоль машзала –на I оч. по ряду «Д», на II оч. по ряду «А») и через задвижку Ду 600 мм (№ 1342) попадает на всас НСВ ГВС – 1,2,3,4 и далее через встроенные пучки конденсаторов ТГ – 3,4, где происходит её дальнейший нагрев (максимально до 40°С) на механические фильтры ХЦ.
(Visited 29 457 times, 15 visits today)
5.7. Организационная структура управления ТЭЦ и основные функции персонала
На электростанции имеют место административно-хозяйственное, производственно-техническое и оперативно-диспетчерское управление.
Административно-хозяйственным управителем является директор. В непосредственном подчинении его находится один из основных отделов ТЭЦ - планово-экономический отдел ПЭО.
В ведении ПЭО находятся вопросы планирования производства. Основной задачей планирования производства является разработка перспективных и текущих планов эксплуатации ТЭЦ и контроль за выполнением плановых показателей.
Бухгалтерия ТЭЦ 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 деятельности.
В ведении отдела материально-технического снабжения находится снабжение станции всеми необходимыми эксплуатационными материалами, запасными частями и материалами, инструментами для ремонта.
Отдел кадров занимается вопросами подбора и изучения кадров, оформляет прием и увольнение работников.
Техническим руководителем ТЭЦ является первый заместитель директора – главный инженер. В непосредственном подчинении его находится производственно-технический отдел ПТО.
ПТО ТЭЦ 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 ТЭЦ. В составе ПТО имеются три основных группы: технического (энергетического) учета (ТУ), наладки и испытаний (НИ), ремонтно-конструкторская (РК). К основному производству относятся цеха: электроцех, турбинный и котельный и др.
Кроме основного производства рассматривают вспомогательное производство. К вспомогательным цехам на ТЭЦ относятся: цех тепловой автоматики и измерений ТАИ, участок теплоснабжения и подземной канализации, в ведении которого находятся обще станционные мастерские, отопительные и вентиляционные установки производственных и служебных зданий, канализация. Ремонтно-строительный цех, который осуществляет эксплуатационный надзор за производственными и служебными зданиями и их ремонтом, ведет работы по содержанию в надлежащем виде дорог и всей территории ТЭЦ. Все цеха ТЭЦ (основные и вспомогательные) в административно-техническом отношении подчиняются главному инженеру. Руководителем каждого цеха является начальник цеха, подчиненный по всем производственно-техническим вопросам главному инженеру станции, а по административно-хозяйственным директору ТЭЦ.
Энергетическое оборудование цехов обслуживается цеховым эксплуатационным дежурным персоналом, организованным в сменные бригады. Работой каждой смены руководят дежурные начальники смен основных цехов, подчиненные начальнику смены станции (НСС).
НСС осуществляет оперативное руководство всем дежурным эксплуатационным персоналом станции в течение смены. НСС в административно-техническом отношении подчиняется только дежурному диспетчеру энергосистемы и выполняет все его распоряжения по оперативному управлению производственным процессом ТЭЦ.
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 инженер станции немедленно реагирует на все неполадки в цехах и принимает меры к их устранению.
5.8. Составление бизнес-плана
5.8.1. Цели разработки проекта
В данном разделе проекта содержатся сведения о технической и экономической осуществимости проекта новой электростанции.
ТЭЦ расположена в Восточной Сибири. Электростанция предназначена для электро и теплоснабжения промышленного района. Общая электрическая нагрузка потребителей в районе размещения составляет примерно 50 МВт. ТЭЦ полностью обеспечивает местную нагрузку, а избыток мощности передает в систему. Станция связана с системой по линии электропередачи напряжением 110 кВ.
Промышленный район до строительства ТЭЦ получал электроэнергию от соседних энергосистем. Для того чтобы исключить зависимость от соседних энергосистем, создается Акционерное общество открытого типа, которое будет осуществлять строительство и эксплуатацию ТЭЦ и продавать электроэнергию с шин электростанции в энергосистему. Последнее представляет собой АО, осуществляющее распределение электроэнергии и доведение ее до потребителей.
Целью создания АО ТЭЦ является получение высокой прибыли на акционерную долю капитала и обеспечение надежного и экономичного энергоснабжения потребителей.
По напряжению: Uуст= UР - по току: Imax < Iуст 2,8868< 4,125 - по роду установки: внутренней. Выбираем реактор типа РБДГ-10-4000-0,18 9 ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ 9.1 Выбор сборных шин и ошиновки на стороне 220 кВ. - Провести выбор сечения сборных шин по допустимому току при максимальной нагрузки на шинах. - Выбираем провод АС 240/32 ...
Условию послеаварийного режима, если ток меньше или равен А. А. Условие выполняется, усиления линии не требуется 4. Выбор принципиальной схемы подстанции Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанций, так как он определяет состав элементов и связей между ними. Главная схема электрических соединений подстанций зависит от следующих факторов...
