Бойлерные. Водоподготовка для ТЭЦ

Как устроена ТЭЦ? Агрегаты ТЭЦ. Оборудование ТЭЦ. Принципы работы ТЭЦ. ПГУ-450.

Здравствуйте , дорогие дамы и уважаемые господа!

Когда я учился в Московском Энергетическом Институте, мне не хватало практики. В институте имеешь дело в основном с "бумажками", а мне уже скорей хотелось видеть "железки". Часто было трудно понять, как устроен тот или иной агрегат, никогда ранее его не видя. Предлагаемые студентам эскизы не всегда позволяют понять полную картину, и мало кто себе мог представить истинную конструкцию, например, паровой турбины, рассматривая только картинки в книжке.

Данная страница призвана заполнить существующий пробел и предоставить всем интересующимся пусть не слишком подробную, но зато наглядную информацию о том как "изнутри" устроено оборудование Тепло-Электро Централи (ТЭЦ). В статье рассмотрен достаточно новый для России тип энергоблока ПГУ-450, использующий в своей работе смешанный цикл - парогазовый (большинство ТЭЦ используют пока только паровой цикл).

Преимущество данной страницы в том, что фотографии, представленные на ней, выполнены в момент строительства энергоблока, что позволило отснять устройство некоторого технологического оборудования в разобранном виде. На мой взгляд, данная страница окажется наиболее полезна для студентов энергетических специальностей - для понимания сути изучаемых вопросов, а также для преподавателей - для использования отдельных фотографий в качестве методического материала.

Источником энергии для работы данного энергоблока является природный газ. При сгорании газа выделяется тепловая энергия, которая затем используется для работы всего оборудования энергоблока.

Всего в схеме энергоблока работают три энергетические машины: две газовые турбины и одна паровая. Каждая из трех машин рассчитана на номинальную электрическую вырабатываемую мощность 150МВт.

Газовые турбины по принципу действия схожи с двигателями реактивных самолетов.

Для работы газовых турбин необходимы два компонента: газ и воздух. Воздух, с улицы, поступает через воздухозаборники. Воздухозаборники закрыты решетками, чтобы защитить газотурбинную установку от попадания птиц и всякого мусора. В них же смонтирована антиоблединительная система, предотвращающая намерзание льда в зимний период времени.

Воздух поступает на вход компрессора газотурбинной установки (осевого типа). После этого, в сжатом виде, он попадает в камеры сгорания, куда кроме воздуха подводится природный газ. Всего на каждой газотурбинной установке установлено по две камеры сгорания. Они расположены по бокам. На первой фотографии ниже воздуховод еще не смонтирован, а левая камера сгорания закрыта целлофановой пленкой, на второй - вокруг камер сгорания уже смонтирован помост, установлен электрогенератор:

На каждой камере сгорания установлено по 8 газовых горелок:

В камерах сгорания происходит процесс горения газовоздушной смеси и выделение тепловой энергии. Вот как выглядят камеры сгорания "изнутри" - как раз там, где непрерывно горит пламя. Стенки камер выложены огнеупорной футеровкой:

В нижней части камеры сгорания расположено маленькое смотровое окошечко, позволяющее наблюдать происходящие в камере сгорания процессы. Видеоролик ниже демонстрирует процесс горения газовоздушной смеси в камере сгорания газотурбинной установки в момент ее запуска и при работе на 30% номинальной мощности:

Воздушный компрессор и газовая турбина находятся на одном и том же валу, и часть крутящего момента турбины используется для привода компрессора.

Турбина производит больше работы, чем требуется для привода компрессора, и избыток этой работы используется для привода "полезной нагрузки". В качестве такой нагрузки используется электрогенератор электрической мощностью 150МВт - именно в нем вырабатывается электроэнергия. На фотографии ниже "серый сарай" - это как раз и есть электрогенератор. Электрогенератор также находится на одном валу с компрессором и турбиной. Все вместе вращается с частотой 3000 об/мин.

При прохождения газовой турбины продукты сгорания отдают ей часть своей тепловой энергии, однако далеко не вся энергия продуктов сгорания используется для вращения газовой турбины. Значительная часть этой энергии не может быть использована газовой турбиной, поэтому продукты сгорания на выходе газовой турбины (выхлопные газы) несут с собой еще очень много тепла (температура газов на выходе газовой турбины составляет порядка 500 ° С). В самолетных двигателях это тепло расточительно выбрасывается в окружающую среду, но на рассматриваемом энергоблоке оно используется далее - в паросиловом цикле. Для этого, выхлопные газы с выхода газовой турбины "вдуваются" снизу в т. н. "котлы-утилизаторы" - по одному на каждую газовую турбину. Две газовых турбины - два котла-утилизатора.

Каждый такой котел представляет собой сооружение высотой в несколько этажей.

В этих котлах тепловая энергия выхлопных газов газовой турбины используется для нагревания воды и превращения ее в пар. В последствии этот пар используется при работе в паровой турбине, но об этом чуть позже.

Для нагревания и испарения вода проходит внутри трубок диаметром примерно 30мм, расположенных горизонтально, а выхлопные газы от газовой турбины "омывают" эти трубки снаружи. Так происходит передача тепла от газов к воде (пару):

Отдав большую часть тепловой энергии пару и воде, выхлопные газы оказываются вверху котла-утилизатора и выводятся с помощью дымохода через крышу цеха:

С внешней стороны здания дымоходы от двух котлов-утилизаторов сходятся в одну вертикальную дымовую трубу:

Следующие фотографии позволяют оценить размеры дымоходов. На первой фотографии представлен один из "уголков", которыми дымоходы котлов-утилизаторов подсоединяются к вертикальному стволу дымовой трубы, на остальных фотографиях - процесс монтажа дымовой трубы.

Но вернемся к конструкции котлов-утилизаторов. Трубки, по которым проходит вода внутри котлов, разделены на множество секций - трубных пучков, которые образуют несколько участков:

1. Экономайзерный участок (который на данном энергоблоке имеет особое название - Газовый Подогреватель Конденсата - ГПК);

2. Испарительный участок;

3. Пароперегревательный участок.

Экономайзерный участок служит для подогрева воды от температуры порядка 40 ° С до температуры, близкой к температуре кипения. После этого вода поступает в деаэратор - стальную емкость, где параметры воды поддерживаются такими, что из нее начинают интенсивно выделятся растворенные в ней газы. Газы собираются вверху емкости и удаляются в атмосферу. Удаление газов, особенно кислорода, необходимо для предотвращения быстрой коррозии технологического оборудования, с которым контактирует наша вода.

Пройдя деаэратор, вода приобретает название "питательная вода" и поступает на вход питательных насосов. Вот как выглядели питательные насосы, когда их только что привезли на станцию (всего их 3шт.):

Питательные насосы имеют электропривод (асинхронные двигатели питаются от напряжения 6кВ и имеют мощность 1.3МВт). Между самим насосом и электромотором находится гидромуфта - агрегат , позволяющий плавно изменять частоту вращения вала насоса в широких пределах.

Принцип действия гидромуфты схож с принципом действия гидромуфты в автоматических коробках передач автомобилей.

Внутри находятся два колеса с лопатками, одно "сидит" на валу электромотора, второе - на валу насоса. Пространство между колесами может быть заполнено маслом на разный уровень. Первое колесо, вращаемое двигателем, создает поток масла, "ударяющийся" в лопатки второго колеса, и вовлекающий его во вращение. Чем больше масла будет залито между колесами, тем лучшее "сцепление" будут иметь валы между собой, и тем большая механическая мощность будет передана через гидромуфту к питательному насосу.

Уровень масла между колесами изменяется с помощью т. н. "черпаковой трубы", откачивающей масло из пространства между колес. Регулирование положения черпаковой трубы осуществляется с помощью специального исполнительного механизма.

Сам по себе питательный насос центробежный, многоступенчатый. Заметьте, этот насос развивает полное давление пара паровой турбины и даже превышает его (на величину гидравлических сопротивлений оставшейся части котла-утилизатора, гидравлических сопротивлений трубопроводов и арматуры).

Конструкцию рабочих колес нового питательного насоса увидеть не удалось (т. к. он уже был собран), но на территории станции удалось обнаружить части старого питательного насоса схожей конструкции. Насос состоит из чередующихся вращающихся центробежных колес и неподвижных направляющих дисков.

Неподвижный направляющий диск:

Рабочие колеса:

С выхода питательных насосов питательная вода подается в т. н. "барабаны-сепараторы" - горизонтальные стальные емкости, предназначенные для разделения воды и пара:

На каждом котле-утилизаторе установлены по два барабана-сепаратора (всего 4 на энергоблоке). В совокупности с трубками испарительных секций внутри котлов-утилизаторов, они образуют контуры циркуляции пароводяной смеси. Работает это следующим образом.

Вода с температурой, близкой к температуре кипения, поступает внутрь трубок испарительных секций, протекая по которым догревается до температуры кипения и затем частично превращается в пар. На выходе испарительного участка мы имеем пароводяную смесь, которая поступает в барабаны-сепараторы. Внутри барабанов-сепараторов смонтированы специальные устройства

Которые помогают отделить пар от воды. Пар затем подается на пароперегревательный участок, где его температура еще более увеличивается, а отделенная в барабане-сепараторе (отсепарированная) вода смешивается с питательной водой и снова поступает в испарительный участок котла-утилизатора.

После пароперегревательного участка пар из одного котла-утилизатора смешивается с таким же паром второго котла-утилизатора и поступает на турбину. Его температура столь высока, что трубопроводы, по которым он проходит, если снять с них теплоизоляцию, - светятся в темноте темно-красным свечением. И теперь этот пар подается на паровую турбину, чтобы отдать в ней часть своей тепловой энергии и совершить полезную работу.

Паровая турбина имеет 2 цилиндра - цилиндр высокого давления и цилиндр низкого давления. Цилиндр низкого давления - двухпоточный. В нем пар разделяется на 2 потока, работающих параллельно. В цилиндрах находятся роторы турбины. Каждый ротор, в свою очередь, состоит из ступеней - дисков с лопатками. "Ударяясь" в лопатки, пар заставляет роторы вращаться. Фотография ниже отражает общую конструкцию паровой турбины: ближе к нам - ротор высокого давления, дальше от нас - двухпоточный ротор низкого давления

Вот так выглядел ротор низкого давления, когда его только распаковали из заводской упаковки. Заметьте, он имеет только 4 ступени (а не 8):

А вот ротор высокого давления при ближайшем рассмотрении. Он имеет 20 ступеней. Обратите также внимание на массивный стальной корпус турбины, состоящий из двух половинок - нижней и верхней (на фото только нижняя), и шпильки, с помощью которых эти половинки соединяется друг с другом. Чтобы при пуске корпус быстрее, но, в то же время, более равномерно прогревался, используется система парового обогрева "фланцев и шпилек" - видите специальный канал вокруг шпилек? Именно через него проходит специальный поток пара для прогрева корпуса турбины при ее пуске.

Чтобы пар "ударялся" в лопатки роторов и заставлял их вращаться, этот пар сначала нужно направить и ускорить в нужном направлении. Для этого используются т. н. сопловые решетки - неподвижные секции с неподвижными лопатками, размещенные между вращающимися дисками роторов. Сопловые решетки НЕ вращаются - они НЕподвижны, и служат только для направления и ускорения пара в нужном направлении. На фотографии ниже пар проходит "из за этих лопаток на нас" и "раскручивается" вокруг оси турбины против часовой стрелки. Далее, "ударяясь" во вращающиеся лопатки дисков ротора, которые находятся сразу за сопловой решеткой, пар передает свое "вращение" ротору турбины.

На фотографии ниже можно видеть части сопловых решеток, подготовленные для монтажа

А на этих фотографиях - нижнюю часть корпуса турбины с уже установленными в нее половинками сопловых решеток:

После этого в корпус "вкладывается" ротор, монтируются верхние половинки сопловых решеток, затем верхняя часть корпуса, далее различные трубопроводы, теплоизоляция и кожух:

Пройдя через турбину, пар поступает в конденсаторы. У данной турбины два конденсатора - по числу потоков в цилиндре низкого давления. Посмотрите на фотографию ниже. На ней хорошо видна нижняя часть корпуса паровой турбины. Обратите внимание на прямоугольные части корпуса цилиндра низкого давления, закрытые сверху деревянными щитами. Это - выхлопы паровой турбины и входы в конденсаторы.

Когда корпус паровой турбины оказывается полностью собран, на выходах цилиндра низкого давления образуется пространство, давление в котором при работе паровой турбины примерно в 20 раз ниже атмосферного, поэтому корпус цилиндра низкого давления проектируется не на сопротивление давлению изнутри, а на сопротивление давлению снаружи - т. е. атмосферному давлению воздуха. Сами конденсаторы находятся под цилиндром низкого давления. На фото ниже - это прямоугольные емкости с двумя люками на каждой.

Конденсатор устроен схоже с котлом-утилизатором. Внутри него находится множество трубок диаметром примерно 30мм. Если мы откроем один из двух люков каждого конденсатора и заглянем внутрь, мы увидим "трубные доски":

Сквозь эти трубки протекает охлаждающая вода, которая называется технической водой. Пар с выхлопа паровой турбины оказывается в пространстве между трубками снаружи них (за трубной доской на фото выше), и, отдавая остаточное тепло технической воде через стенки трубок, конденсируется на их поверхности. Конденсат пара стекает вниз, накапливается в конденсатосборниках (в нижней части кондесаторов), после чего попадает на вход конденсатных насосов. Каждый конденсатный насос (а всего их 5) приводится во вращение трехфазным асинхронным электродвигателем, рассчитанным на напряжение 6кВ.

С выхода конденсатных насосов вода (конденсат) снова поступает на вход экономайзерных участков котлов-утилизаторов и, тем самым, паросиловой цикл замыкается. Вся система является почти герметичной и вода, являющаяся рабочим телом, многократно превращается в пар в котлах-утилизаторах, в виде пара совершает работу в турбине, чтобы снова превратиться в воду в конденсаторах турбины и т. д.

Эта вода (в виде воды или пара) постоянно контактирует с внутренними деталям технологического оборудования, и чтобы не вызывать их быструю коррозию и износ - специальным образом химически подготавливается.

Но вернемся к конденсаторам паровой турбины.

Техническая вода, нагретая в трубках конденсаторов паровой турбины, по подземным трубопроводам технического водоснабжения выводится из цеха и подается в градирни - чтобы в них отдать тепло, отнятое у пара из турбины, окружающей атмосфере. На фотографиях ниже приведена конструкция градирни, возведенной для нашего энергоблока. Принцип ее работы основан на разбрызгивании внутри градирни теплой технической воды с помощью душирующих устройств (от слова "душ"). Капли воды падают вниз и отдают свое тепло воздуху, находящемуся внутри градирни. Нагретый воздух поднимается вверх, а на его место снизу градирни приходит холодный воздух с улицы.

Вот как выглядит градирня у своего основания. Именно через "щель" снизу градирни приходит холодный воздух для охлаждения технической воды

Снизу градирни находится водосборный бассейн, куда падают и где собираются капли технической воды, выпущенные из душирующих устройств и отдавшие свое тепло воздуху. Над бассейном расположена система раздающих труб, по которым теплая техническая вода подводится к душирующим устройствам

Пространство над и под душирующими устройствами заполняется специальной набивкой из пластмассовых жалюзи. Нижние жалюзи предназначены для более равномерного распределения "дождя" по площади градирни, а верхние жалюзи - для улавливания мелких капелек воды и предотвращения излишнего уноса технической воды вместе с воздухом через верх градирни. Однако, на момент отснятия представленных фотографий, пластмассовые жалюзи еще не были установлены.

Бо "льшая же по высоте часть градирни ничем не заполнена и предназначена только для создания тяги (нагретый воздух поднимается вверх). Если мы встанем над раздающими трубопроводами, мы увидим, что выше ничего нет и остальная часть градирни - пустая

Следующий видеоролик передает впечатления от нахождения внутри градирни

На тот момент, когда были отсняты фотографии этой странички, градирня, построенная для нового энергоблока - еще не функционировала. Однако, на территории данной ТЭЦ были другие градирни, которые работали, что позволило запечатлеть похожую градирню в работе. Стальные жалюзи внизу градирни предназначены для регулирования потока холодного воздуха и предотвращения переохлаждения технической воды в зимний период времени

Охлажденная и собранная в бассейне градирни техническая вода снова подается на вход трубок конденсатора паровой турбины, чтобы отнять у пара новую порцию тепла и т. д. Кроме того, техническая вода используется для охлаждения прочего технологического оборудования, например, электрогенераторов.

Следующий видеоролик показывает, как в градирне охлаждается техническая вода.

Поскольку техническая вода непосредственно контактирует с окружающим воздухом, в нее попадает пыль, песок, трава и прочая грязь. Поэтому на входе этой воды в цех, на входном трубопроводе технической воды, установлен самоочищающийся фильтр. Этот фильтр состоит из нескольких секций, укрепленных на вращающемся колесе. Через одну из секций, время от времени, организуется обратный поток воды для ее промывки. Затем колесо с секциями поворачивается, и начинается промывка следующей секции и т. д.

Вот так выглядит этот самоочищающийся фильтр изнутри трубопровода технической воды:

А так снаружи (приводной электромотор еще не смонтирован):

Здесь следует сделать отступление и сказать, что монтаж всего технологического оборудования в турбинном цехе осуществляется с помощью двух мостовых кранов. Каждый кран имеет по три отдельных лебедки, предназначенных для работы с грузами разных масс.

Теперь я бы хотел немного рассказать об электрической части данного энергоблока.

Электроэнергия вырабатывается с помощью трех электрогенераторов, приводимых во вращение двумя газовыми и одной паровой турбиной. Часть оборудования для монтажа энергоблока была привезена автотранспортом, а часть железнодорожным. Прямо в турбинный цех проложена железная дорога, по которой при строительстве энергоблока подвозили крупногабаритное оборудование.

На фотографии ниже запечатлен процесс доставки статора одного из электрогенераторов. Напомню, что каждый электрогенератор имеет номинальную электрическую мощность 150МВт. Заметьте, что железнодорожная платформа, на которой привезли статор электрогенератора, имеет 16 осей (32 колеса).

Железная дорога имеет в месте въезда в цех небольшое закругление, и учитывая, что колеса каждой колесной пары жестко закреплены на своих осях, при движении на закругленном участке железной дороги одно из колес каждой колесной пары вынуждено проскальзывать (т. к. на закруглении рельсы имеют разную длину). Приведенный ниже видеоролик показывает, как это происходило при движении платформы со статором электрогенератора. Обратите внимание на то, как подпрыгивает песок на шпалах в моменты проскальзывания колес по рельсам.

Ввиду большой массы, монтаж статоров электрогенераторов осуществлялся с применением обоих мостовых кранов:

На фотографии ниже приведен внутренний вид статора одного из электрогенераторов:

А вот так осуществлялся монтаж роторов электрогенераторов:

Выходное напряжение генераторов составляет порядка 20кВ. Выходной ток - тысячи ампер. Эта электроэнергия выводится из турбинного цеха и поступает на повышающие трансформаторы, находящиеся снаружи здания. Для передачи электроэнергии от электрогенераторов к повышающим трансформаторам используются вот такие электропроводы (ток течет по центральной алюминиевой трубе):

Для измерения тока в этих "проводах" используются вот такие трансформаторы тока (на третьей фотографии выше такой же трансформатор тока стоит вертикально):

На фотографии ниже представлен один из повышающих трансформаторов. Выходное напряжение - 220кВ. С их выходов электроэнергия подается в электросеть.

Кроме электрической энергии, ТЭЦ вырабатывает также тепловую энергию, используемую для отопления и горячего водоснабжения близлежащих районов. Для этого, в паровой турбине выполнены отборы пара, т. е. часть пара выводится из турбины не дойдя до конденсатора. Этот, еще достаточно горячий пар, поступает в сетевые подогреватели. Сетевой подогреватель - это теплообменник. По конструкции он очень похож на конденсатор паровой турбины. Отличие состоит в том, что в трубках течет не техническая вода, а сетевая вода. Сетевых подогревателей на энергоблоке два. Давайте снова рассмотрим фотографию с конденсаторами провой турбины. Прямоугольные емкости - конденсаторы, а "круглые" - этот как раз и есть сетевые подогреватели. Напоминаю, что все это расположено под паровой турбиной.

Подогретая в трубках сетевых подогревателей сетевая вода подается по подземным трубопроводам сетевой воды в тепловую сеть. Обогрев здания районов, расположенных вокруг ТЭЦ, и отдав им свое тепло, сетевая вода снова возвращается на станцию, чтобы снова быть подогретой в сетевых подогревателях и т. д.

Работа всего энергоблока контролируется АСУ ТП "Овация" американской корпорации "Эмерсон"

А вот как выглядит кабельный полуэтаж, находящийся под помещением АСУ ТП. По этим кабелям в АСУ ТП поступают сигналы от множества датчиков, а также уходят сигналы на исполнительные механизмы.

Спасибо за то, что посетили эту страницу !

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.  

Общая характеристика предприятия

Наименование предприятия:

Уфимская ТЭЦ-4 - филиал общества с ограниченной ответственностью «Башкирская генерирующая компания».

Основной вид деятельности предприятия:

Выработка электрической и тепловой энергии.

Структура предприятия:

Управление;

Котельный цех;

Турбинный цех;

Электрический цех;

Химический цех;

Цех тепловой автоматики и измерений;

Цех технического обслуживания;

Ремонтно-строительный цех;

Химико-аналитическая лаборатория;

Цех рабочего питания.

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль, предназначена для комбинированного производства электрической и тепловой энергии за счет использования химической энергии сжигаемого органического топлива. Особенностью работы электрических станций является то, что общее количество электрической энергии, вырабатываемой ими в каждый момент времени, почти полностью соответствует потребляемой энергии.

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина. Паровой котел представляет собой системы поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива, которое подается в топку вместе с необходимым для горения воздухом. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода подогревается до температуры насыщения, испаряется, а выделившийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается.

При сжигании топлива образуются продукты сгорания - теплоноситель, который в поверхностях нагрева отдает теплоту воде и пару, называемый рабочим телом. После поверхностей нагрева продукты сгорания при относительно низкой температуре удаляются из котла через дымовую трубу в атмосферу. На ТЭЦ-4 установлены 3 дымовые трубы, 1 труба высотой 180 м, 2 трубы по 120 м.

Полученный в котле перегретый пар поступает в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую. Отработавший пар из турбины направляют в конденсатор - устройство, в котором пар охлаждается водой из природного (река Белая) или искусственного (градирня) источника и конденсируется.

Конденсатным насосом конденсат перекачивают через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор. При доведении конденсата до кипения происходит освобождение его от кислорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели высокого давления (ПВД) подается в паровой котел. Подогрев конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД производится паром, отбираемым из турбины, - регенеративный подогрев. Регенеративный подогрев воды также повышает к.п.д. паротурбинной установки, уменьшая потери теплоты в конденсаторе.

Таким образом, паровой котел питается конденсатом производимого им пара. Часть конденсата теряется в системе электростанции и составляет потери. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отводится на технологические нужды промышленных предприятий и для подогрева сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение. На ТЭЦ-4 потери пара и конденсата составляют около 3% от общего расхода пара, и для их восполнения требуется добавка воды, предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке.

Добавочная вода и турбинный конденсат содержат некоторые примеси, главным образом растворенные в воде соли, окислы металлов и газы. Эти примеси вместе с питательной водой поступают в котел. В процессе парообразования в воде повышается концентрация примесей, и в определенных условиях возможно их выпадение на рабочих поверхностях котла в виде слоя отложений, ухудшающего передачу через них теплоты. В процессе парообразования, кроме того, примеси воды частично переходят в пар, однако чистота пара должна быть очень высокой во избежание отложения примесей в проточной части турбины. По обеим причинам нельзя допускать большого загрязнения питательной воды; допустимое загрязнение питательной воды и вырабатываемого пара регламентируется специальными нормами.

В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового котла, входят: топливо приготовительные устройства; питательные насосы, подающие в котел питательную воду; дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения; дымососы, служащие для отвода продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют котельную установку. Современная мощная котельная установка представляет собой сложное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают автоматической защитой от аварий.

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.

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.