Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее .

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу - вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, ) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на 110-750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок - система 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500-2500 мВт.

Такие сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35-220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

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

1. Общие положения

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.

На сегодняшний день водоподготовка в энергетике остается важным вопросом отрасли. Водя является главным источником на ТЭС, включая ТЭЦ, к которому предъявлены повышенные требования. Наша страна расположена в холодной климатической зоне, зимой случаются сильные морозы. Поэтому ТЭС являются неотъемлемой частью комфортной жизни людей. ТЭЦ, паровые и газовые котельные страдают от жесткой воды, выводящей из строя дорогостоящее оборудование. Для более четкого понимания, разберемся с принципами работы ТЭЦ.

Принцип работы ТЭЦ

ТЭЦ (теплоэлектромагистраль) считается разновидностью ТЭС. Она генерирует электрическую энергию и является источником тепловой в системе теплоснабжения. С ТЭЦ в дома людей и на предприятия промышленности поступает горячая вода и пар.

Принцип ее работы схож с конденсационной электростанцией. Существует только одно важное отличие: часть тепла можно посылать на другие потребности. Количество отобранного пара регулируется на предприятии. Тепловая турбина определяет способ сбора энергии. В подогревателях собирают отделенный пар. Затем энергия передается воде, которая движется по системе. Она передает энергию в пиковые водонагревательные котельные и теплопункты.

Водоподготовка может иметь два графика нагрузки:

• тепловая;
• электрическая.

Если основной является тепловая нагрузка, тогда электрическая ей подчиняется. Если установлена электрическая нагрузка, то тепловая может даже отсутствовать. Возможен вариант совмещенной нагрузки, что дает возможность использовать остаточное тепло для отопления. Такие ТЭЦ обладают КПД 80%.

При возведении ТЭЦ учитывается отсутствие передачи тепла на большие расстоянии. Поэтому она располагается на территории города.

Проблемы ТЭЦ

Главный недостаток производства энергии на ТЭС – образование твердого осадка, выпадающего при нагреве воды. Что бы очистить систему, потребуется остановка и разборка всего оборудования. Накипь убирают на всех поворотах и в узких отверстиях. Кроме накипи, слаженной работе будут препятствовать коррозия, бактерии и прочее.

Накипь

Основной недостаток накипи – снижение теплопроводности. Даже ее незначительный слой приводит к большому расходу топлива. Постоянно удалять накипь не возможно. Допускается только ежемесячная чистка, которая несет убытки от простоя и портит поверхность оборудования. Количество потребляемого топлива будет увеличиваться, а оборудование будет быстрее выходить из строя.

Как определить, когда производить очистку? Оборудование сообщит само: сработают системы защиты от перегрева. Если не убрать накипь, в дальнейшем теплообменники и котлы не будут работать, образуются свищи или произойдет взрыв. Все дорогостоящее оборудование выйдет из строя без возможности восстановить его.

Коррозия

Главная причина коррозии – кислород. Циркуляционная вода должна иметь его на минимальном уровне – 0,02 мг/л. Если кислорода достаточно, то вероятность образовании на поверхности коррозии будет увеличиваться с ростом количества солей, особенно сульфатов и хлоридов.

Большие ТЭЦ имеют деаэраторные установки. На небольших установках используют корректировочные химические продукты. Значение pH воды должен лежать в диапазоне 9,5-10,0. С ростом pH происходит снижение растворимости магнетита. Особенно важно, если в системе присутствуют латунные или медные детали.

Пластик – источник локального выброса кислорода . Современные системы стараются избегать гибких пластиковых труб или создают специальные барьеры для кислорода.

Бактерии

Бактерии влияют на качество используемой воды и образуют некоторые виды коррозии (бактерии на металле и бактерии, снижающие сульфаты). Признаки роста бактерий:

• специфический запах циркуляционной воды;
• отклонение содержания химических веществ при дозировании;
• коррозия медных и латунных компонентов, а так же батарей.

Бактерии поступают с грязью из почвы или при ремонте. Системы и нижняя часть батареи обладают благоприятными условиями для их роста. Дезинфекция проводится при полном отключении системы.

Водоподготовка для ТЭЦ

Справиться с перечисленными проблемами поможет водоподготовка в энергетике. На ТЭС устанавливают множество фильтров. Основная задача – найти оптимальное сочетание разных фильтров. Вода на выходе должна быть смягченной и обессоленной.

Ионообменная установка

Самый распространенный фильтр. Она представляет собой высокий цилиндрический бак с дополнительным регенерационным баком для фильтра. Круглосуточная работа ТЭЦ нуждается ионообменной установки с несколькими ступенями и фильтрами. Каждый из них имеет свой бак для восстановления. Вся система имеет общий контроллер (блок управления). Он следит за параметрами работы каждого фильтра: количество воды, скорость очистки, время очистки. Контроллер не пропускает воду через фильтры с полными картриджи, а посылает ее на другие. Грязные картриджи вынимаются и отправляются в бак для восстановления.

Картридж первоначально наполнен смолой со слабым натрием. При прохождении жесткой воды происходят химические реакции: сильные соли заменяются слабым натрием. Со временем в картридже скапливаются соли жесткости – следует провести его регенерацию.

В восстановительном баке растворены соли высокой степени. Выходит сильно насыщенный раствор соли (более 8-10%), который удаляет из картриджа соли жесткости. Сильносоленые отходы дополнительно очищаются, а потом утилизируются по специальному разрешению.

Плюсом установки является высокая скорость очистки. К минусам относятся дорогостоящее обслуживание установки, высокая стоимость соленых таблеток и затраты на утилизацию.

Электромагнитный умягчитель воды

Так же распространен на ТЭЦ. Основными элементами системы являются:

• сильные постоянные магниты из редкоземельных металлов;
• плата;
• электрический процессор.

Перечисленные элементы создают сильное электромагнитное поле. С противоположных сторон прибор имеет намотанную проводку, по которой идут волны. Каждый провод наматывают более 7 раз на трубу. Во время эксплуатации следят, чтобы вода не контактировала с проводкой. Концы проводов изолируют.

Вода проходит по трубе и облучается электромагнитными волнами. Соли жесткости трансформируются в острые иголки, которым неудобно «прилипать» к поверхности оборудования из-за маленькой площади контакта. Дополнительно иголки качественно и тонко очищают поверхность от старого налета.

Основные преимущества:

• самообслуживание;
• не надо ухаживать;
• срок эксплуатации более 25 лет;
• отсутствие дополнительных затрат.

Электромагнитный умягчитель работает со всеми поверхностями. Основа установки – монтаж на чистый участок трубопровода.

Обратный осмос

На производстве подпиточной воды система обратного осмоса незаменима. Она единственная может очистить воду на 100%. В ней используется система различных мембран, обеспечивающие необходимые характеристики воды. Минусом становится отсутствие возможности самостоятельного использования. Установку обратного осмоса обязательно нужно дополнять умягчителями воды, что влияет на стоимость системы.

Только полная система водоподготовки и водоочистки гарантирует стопроцентный результат и компенсирует высокую стоимость оборудования.

Способ обработки воды оказывает сильное влияние на работу теплоснабжения. От него зависят экономические показатели эксплуатации и защитная функция системы. При строительстве или плановом ремонте ТЭЦ нужно уделять особое значение водообработке.

Председатель Руководитель организации

_______________ _______________________

_________2002 г. ______________ 2002г.

Инструкция

по охране труда для

персонала, обслуживающего

бойлерную установку.

Общие требования безопасности.

Требования безопасности перед началом работы.

К работе в должности машиниста тепловых бойлерных установок допускаются рабочие в возрасте не моложе 18 лет, прошедшие медицинскую комиссию и инструктаж по технике безопасности.

До назначения на самостоятельную работу машинист должен закончить обучение и пройти проверку знаний в комиссии по правилам электробезопасности с присвоением ему второй квалификационной группы.

Машинист допускается к самостоятельной работе письменным распоряжением начальника участка.

1.4. Периодическую проверку знаний машинист проходит в комиссии предприятия один раз в 12 месяцев.

Внеочередная проверка знаний проводится :

при введении в действие новых инструкций;

после аварии и несчастного случая в бойлерных установках;

при установлении фактов неудовлетворительного знания машинистом инструкций и правил техники безопасности.

1.5. Права и обязанности.

В период своего дежурства оператор имеет право требовать от руководства участка:

обеспечения бойлерной КИП, инструментом, приспособлениями, инвентарем, оперативными журналами и другими средствами, необходимыми для нормальной и безопасной работы;

требовать от руководства участка своевременного устранения дефектов оборудования, возникающих в процессе работы;

производить путем и останов оборудования (бойлеров, насосов) в зависимости от обстановки, для обеспечения нормального снабжения потребителей горячей водой;

ставить в известность руководство предприятия о всех нарушениях нормальной работы установки в любое время суток;

требование от руководства обеспечением спец. Одеждой и защитными средствами согласно существующих норм.

Оператор бойлерной в период своего дежурства обязан:

бесперебойно обеспечивать потребителей горячей водой с температурой 50-55 о С при минимальном расходе перегретой воды;

путем систематического осмотра оборудования и анализе параметров воды на потребителя обеспечить безаварийную его работу;

при обнаружении дефектов в работе оборудования, не допуская вывода его из строя, включить в работу резервное оборудование и остановить оборудование, имеющее дефекты, при отсутствии резерва дефектов оборудование остановить и через начальника участка организовать его ремонт;

вести контроль за температурой воды, идущей с бойлеров;

вести оперативный (сменный) журнал, в котором с указанием времени, записывать выполнение операций по пуску и останову оборудования, по переключением в схемах, характеру аварийных ситуаций,основные параметры работы бойлерной в течение чмены, в оперативный журнал необходимо записывать также содержание устных распоряжений руководства предприятия.

1.7. Прием и сдача смены:

оператор обязан являться на смену заблаговременно и должен путем осмотра ознакомиться с состоянием оборудования и по К.И.П., и по записям в оперативном журнале с режимом работы бойлерной;

оператор обязан проверит наличие и исправность К.И.П., инструмента, инвентаря, схем, инструкций, средств пожаротушения;

оператор должен получить от сдающего смену информацию о работе установок и распоряжение вышестоящих руководителей;

сдающий смену оператор обязан перед сдачей смены подготовить бойлерную к работе без нарушений режима и правил безопасности, обеспечить чистоту и порядок на рабочем месте;

прием и сдача смены во время аварийного режима не допускается;

за все нарушения и упущения не выявленные при приеме смены ответственность несет машинист, небрежно принявший смену;

прием и сдача смены оформляется росписью обоих операторов в сменном журнале.

3. Обязанности во время работы.

Рабочим местом оператора бойлерной установки является все помещение, в котором расположено оборудование и коммуникации, необходимые для получения горячей воды, а также прилегающая территория, если на ней расположены баки – аккумуляторы и запорно – регулирующая арматура.

Регулирование температуры горячей воды на потребителя в бойлерной, не имеющих автоматических регуляторов, производится вручную оператором, путем изменения степени открытия задвижек на входе воды в бойлер.

При повышении температуры горячей воды свыше 60 о С задвижки прикрыть, при понижении ниже 50 о С открыть.

При снижении давления горячей воды на потребителя до 3,кг/см 2 пустить в работу подпитывающий насос.

При малых расходах горячей воды потребителями он обеспечивается, используя только давление в водопроводе, не допуская ненужного расхода электроэнергии на подпитку.

При полном прекращении разбора горячей воды (ночью) задвижки на вводе перегретой воды в бойлере полностью закрыть. В летнее время для обеспечения циркуляции перегретой воды в системе, задвижки перед и после бойлеров необходимо оставлять открытыми.

4. Требования безопасности в аварийных ситуациях.

При разрыве трубопровода перегретой воды в пределах бойлерной, появление свищей, нарушение плотности соединений, сопровождающие сильной течью горячей воды, оператор обязан срочно отключить поврежденный участок теплосети и поставить в известность руководство, а оператор должен по возможности принять меры, чтобы вода не попадала на электрооборудование.

При появлении дыма или огня из электродвигателя, электродвигатель немедленно отключить, приступить к ликвидации загорания, применяя углекислотный огнетушитель или песок.

После снятия напряжения с электродвигателя электромонтером, допускается ликвидация загорания водой.

В случае возникновения загорания в помещении бойлерной пинять меры к его ликвидации первичными средствами пожаротушения, вызвать пожарную охрану, поставить в известность руководство.

При ожогах необходимо освободить пораженное место от одежды, обуви. Перевязать обоженную поверхность стерильным бинтом и обратиться в лечебное учреждение. Поставить в известность мастера.

При тяжелых механических травмах пострадавшего положить в безопасное место, придать ему удобное и спокойное положение и вызвать скорую медицинскую помощь (поставить в известность руководителя работ).

При поражении электрическим током в первую очередь освободить пострадавшего от действия электрического тока (отключить оборудование от сети, отделить пострадавшего от токоведущих частей изолирующими приспособлениями (доски, сухая одежда, резиновые перчатки, резиновые коврики). Если пострадавший потерял сознание, но дышит,его необходимо уложить в удобную позу, растегнуть ворот, дать свежий воздух. Если дыхание отсутствует, пульс не прощупывается, пострадавшему нужно немедленно начать делать искусственное дыхание, желательно по методу «рот в рот» до прибытия врача.

Ответственность.

За нарушение данной инструкции оператор бойлерной несет дисциплинарную и материальную ответственность в соответствии с правилами внутреннего распорядка предприятия, если его действия и последствия нарушения влекут за собой более строгой ответственности вплоть до уголовной.

Инструкцию

составил ______________

Инженер по

Охране труда ______________

Наименование организации

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОХРАНЕ ТРУДА ДЛЯ

ПЕРСОНАЛА, ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО БОЙЛЕРНУЮ УСТАНОВКУ.

В конце 40-ых годов в связи с предстоящим развитием ММК и жилых районов города, для обеспечения их возрастающей потребности в тепловой и электрической энергии было принято решение о строительстве на ММК мощной ТЭЦ. В 1951 году было начато её строительств, 25 февраля 1954 года принят в эксплуатацию первый энергетический паровой котёл паропроизводительностью 170 т/час и турбогенератор мощностью 50 МВт.

Свой окончательный облик ТЭЦ обрела в 1970 году: введены в работу 8 котлов общей мощностью 60 т/час и 6 турбогенераторов мощностью по 50 МВт каждый. Для покрытия возрастающей потребности города и комбината в тепловой энергии введена в работу пиковая водогрейная котельная, состоящая из двух пиковых водогрейных котлов.

Таким образом, к началу 1971 года установленная электрическая мощность ТЭЦ составила 300 МВт, а тепловая по отпуску тепла с горячей водой – 760 Гкал/час.

В настоящее время в общем объеме производимых в ОАО ММК собственных энергоресурсов доля ТЭЦ составляет по электрической энергии – 50-60%.

На ТЭЦ вырабатываются следующие виды энергии:

Электроэнергия (300 МВт), отпускаемая по 3 – м направлениям:

1) По ЛЭП 10.5 кB- производится электроснабжение кислородно-компрессорного производства, задача - получение кислорода для технологических нужд доменного и мартеновского производства.

2) По ЛЭП 35 кBосуществляется электроснабжение промышленных предприятий левого берега.

3) По ЛЭП 110 кBимеется связь с центральной электростанцией и энергосистемой Челябэнерго.

Тепловая энергия. (590Гкал/ч):

1) Тепловая энергия с острым паром отпускается ККП (ККЦ-1) для привода турбокомпрессоров.

2) Тепловая энергия с паром паропреобразовательной установки отпускается комбинату для технологических нужд листопрокатных цехов.

3) Тепловая энергия с горячей водой для нужд теплофикации и горячего водоснабжения комбината и города.

От ТЭЦ осуществляется теплоснабжение комбината и левобережной части города, а также части правого берега, район от улицы Гагарина до улицы Советской Армии. Северная часть правого берега снабжается теплом от ЦЭС, южная от пиковой водогрейной котельной.

ТЭЦ отпускает:

а) промышленную воду с насосных станций № 16, 16а для технологических нужд ККП.

в) Химически очищенную воду с химводоочистки ТЭЦ для нужд комбината.

1. Структура тэц

На ТЭЦ шесть участков: топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический, участок тепловой автоматики и измерений, водо-химический участок и производственно- технический отдел.

Топливно-транспортный участок нужен для приёма, складирования и подачи в котельный участок твёрдого топлива. На ТЭЦ используют два вида топлива:

Природный газ;

Твердое топливо - промпродукт отходов углеобогащения коксохимического производства.

Природный газ подается к котлоагрегату ТЭЦ от газорегуляторного пункта (ГРП) по двум газопроводам. Твёрдое топливо - промпродукт на ТЭЦ в саморазгружающихся вагонах. Вагоны разгружаются летом на разгрузочной эстакаде, а в зимнее время в разгрузочном сарае, где имеется подвод горячего воздуха для оттаивания мерзлого угля. На участке имеется открытый склад угля с краном - перегружателем. Топливо подаётся с открытого склада с помощью крана - перегружателя по двум ленточным конвейерам.

Котельный участок предназначен для выработки острого пара, используемого для привода паровых турбин. В котельном участке установлено восемь энергетических котлов: 4 котла типа ТП-170-1 (Р раб =110 ат.Т п/п =510 0 С); 5 и 6 котлы типа ТП-10 (Р раб =100 ат. Т п/п =510 0 С); 7 и 8 котлы типа ТП-80 и ТП-85 (Р раб =130 ат. Т п/п =510 0 С).

Все котлоагрегата барабанного типа, П - образной компоновки, с естественной циркуляцией.

Топка котла имеет призматическую форму, экранирована трубами 60 мм и оборудована несколькими турбулентными или плоскофакельными горелками.

К горелкам подается топливо - угольная пыль или природный газ и горячий воздух. Топливо сгорает при температуре 1600 - 1690 °С. Тепло с помощью излучения и теплопередачи передается котловой воде, нагревая её до температуры кипения (314 °С), вода поступает в барабан котла и там происходит сепарация - отделение пара от воды. Пар направляется в пароперегреватель для нагрева до температуры (510-540 °С), а вода возвращается в экранную систему для дальнейшего испарения. Для полного испарения 1 кг воды делает 5 оборотов.

Дымовые газы на выходе из топки имеют температуру 1200°С. Эти газы сначала поступают в пароперегреватель, далее в водяной экономайзер и затем в воздухонагреватель. На выходе из котлоагрегата дымовые газы имеют температуру 100 – 120 °С. Затем дымовые газы очищаются от золы твёрдого топлива в электрофильтрах и через дымовые трубы высотой 120 м выбрасываются в атмосферу.

Электрический участок предназначен для выработки электрической энергии и распределение её между потребителями.

С ротором паровой турбины, жестко, с помощью муфты соединён ротор электрического генератора. Ротор вращается со скоростью 3000 об/мин. Электрические генераторы ТЭЦ вырабатывают 3-х фазный ток напряжением 10.5 кB. Для отпуска потребителям напряжение повышают до 35 кBили 110 кB, а для потребления на собственные нужды оно снижается в трансформаторах до ЗкВ.

Участок тепловой автоматики и измерений предназначен для автоматического регулирования основных технологических процессов, протекающих в котлоагрегатах и турбогенераторах, а так же изменения параметров этих технологических процессов.

Котлы и турбины оборудованы регуляторами, которые автоматически поддерживают заказанную нагрузку и параметры, защитами, действующими на снижение нагрузки и полный остановки агрегатов при аварийной ситуации, оборудованы так же звуковой и световой сигнализацией, помогающими машинистам котлов и турбин управлять агрегатами.

Функции системы автоматики и управления

Текущий контроль параметров;

Защита оборудования от повреждения;

Аварийная сигнализация;

Аварийное переключение в технологической схеме;

Автоматическое регулирование.

Для того чтобы оперативный персонал мог вовремя вмешаться в управление установкой контрольно-измерительные приборы, устройства сигнализации, средства дистанционного управления механизмами, арматурой и системы автоматического регулирования размещаются на щитах и пунктах контроля и управления.

Для котлов высокого давления ТЭЦ требуется вода очень высокого качества. На химводоочистке вода из пруда реки Урал проходит очистку от механических примесей в двух камерных механических фильтрах (засыпка антрацит). Затем вода проходит химическое умягчение в Na- катионитовых фильтрах. КатионыCa 2+ ,Mg 2+ заменяются катионамиNa + и образуется соединение Na 2 SO 4 , которое не образует при нагреве отложений, а выпадает в виде шлама и удаляется при продувках.

Деаэрированная вода поступает в испарители, где нагревается отборным паром турбин, превращается в пар. Пар конденсируется в охладителях выпара. Этот конденсат и идёт на восполнение потерь конденсата в цикле электростанции и для питания котлоагрегатов.

Для обеспечения заданной тепловой и электрической мощности установлено следующее энергетическое оборудование:

Четыре паровые котла ТП 170 - 1, ст..№1 - 4;

Два паровых котла ТП - 10, ст.№5,6;

Паровой котёл ТП - 81, ст.№8;

Пиковый водонагревательный котёл ПТВМ - 100, ст..№1;

Пиковый водонагревательный котёл ПТВМ - 180, ст.№2;

Три турбогенератора Т - 50 - 90, ст.№ -3;

Турбогенератор ПТ - 50 - 90/13, ст.№4;

Два турбогенератора Т - 50 – 13, ст.Х25,6;

Рисунок 1.Схема порового котла

1 топочная камера (топка); 2 - горизон­тальный газоход. 3 - конвективная шахта; 4- топочные экраны; 5 - потолочные экра­ны; 6 - опускные трубы; 7 - барабан; 5 - радиационно-конвективный паропере­греватель, 9 - конвективный пароперегре­ватель, 10 - водяной экономайзер, 11 - воздухоподогреватель; 12 - золоуловитель, 13 - дымосос, 14 - дутьевой вентилятор: 15 - нижние коллекторы экранов; 16 - шлаковый комод: 17 - холодная воронка 18 - горелки.