Содержание

Введение
1. Тепловая схема ЧТЭЦ-1
1.1. Описание технологического процесса
1.2. Организационная структура ЧТЭЦ-1
1.3. Режимы работы ТЭЦ
Глава 2. Котлотуринный цех
2.1. Компоновка и схемные решения КТЦ
2.2. Характеристика котельного оборудования
2.3. Характеристика турбинного оборудования
2.4. Характеристика бойлерных установок
2.5. Характеристика деаэраторной установки
2.6. характеристика питательных насосов
Глава 3. Газотурбинная установка
3.1. Техническое описание конструкции ГТУ
3.2. Описание системы управления и защиты
Глава 4. Безопасность жизнедеятельности
4.1. Стратегия компании
4.2. Политика в области охраны труда и экологической безопасности
4.3. Система управления охраной труда и экологической безопасностью
Список использованных источников

Введение

Челябинская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1942 году, предназначена для электро- и теплоснабжения прилегающих к ней предприятий и бытового сектора Ленинского района г. Челябинска.

4 марта 1945 года станция набрала проектную мощность 250 МВт. В то время она была по мощности второй на Урале и в числе самых мощных в СССР.

В 1954 году  принято Постановление Правительства  о строительстве на ЧТЭЦ-1 впервые в Советском Союзе  экспериментального блока,  работающего на сверхвысоких параметрах. В 1959 году блок был введен в эксплуатацию. Мощность станции достигла 352 МВт. В это же время ведется механизации и автоматизации производственных процессов, идет широкое внедрение электронных приборов КИПиА, проводится реконструкция системы гидрозолоудаления.

ТЭЦ-1 была одним из первых предприятий, проведших в декабре 1963 года реконструкцию, позволившую сжигать природный газ на энергетических котлах.

В 70-80 годы основной задачей станции ставится обеспечение теплом промышленных предприятий и жилого сектора, проводится реконструкция турбин с переводом турбоагрегатов на режим противодавления, ведется строительство водогрейной котельной, установленная тепловая мощность станции достигла 1253 Гкал/час. В последующем на станции идет интенсивная работа по реконструкции главной электрической схемы  с заменой трансформаторов и высоковольтного оборудования, строительство дымовой трубы 120м, реконструкция химводоочистки с доведением  подпитки в контур тепловых сетей до 700 т/час, ввод мазутного хозяйства, переход с паровозной тяги на тепловозную, строительство оборотной системы водоснабжения.

Но наряду с новым строительством происходит и демонтаж  устаревшего оборудования: выведены из работы турбогенераторы № 3,4,6, котлы сверхвысоких параметров №10 и 11, энергетический котел №8.

В 2013 году на территории станции был построен Новый главный корпус, в котором были размещены две газовые турбины GEMS6001B (PG6581B) номинальной мощностью 44 МВт каждая, а также два котла-утилизатора Пр-76-3,3-415 (ПК-79)

В настоящее время приведенная установленная мощность Челябинской ТЭЦ-1 составляет  1606 МВт, из них:

  • электрическая мощность – 149 МВт
  • тепловая мощность – 1253 Гкал(1457 МВт)

Схема теплоснабжения – закрытая. Режим работы ТЭЦ зимой и летом по тепловому графику.Существующая тепловая схема выполнена с поперечными связями. КПД станции достаточно высок и достигает в зимнем режиме 83%, а в летнем – 77%.

Таблица 1. Укрупненные экономические показатели станции

Все энергетические котлы могут работать на двух видах топлива. Основным видом топлива для энергетических котлов является природный газ. Однако изначально котлы проектировались для сжигания местного челябинского бурого угля, от использования которого отказались в последние годы. Это связано как с повышенными расходами электроэнергии собственных нужд, так и с повышенными выбросами вредных веществ в окружающую среду, при сжигании угля в энергетических котлах.

Годовой расход газа в среднем за последние три года составляет 389 000 тыс.нм3(440 000ту.т.), годовой расход угля – 117 650т(49 412ту.т.). Гарантированный расход топлива (газ и мазут) на пиковую котельную составляет 105 тыс.ту.т.в год (92616тыс.нм3 в год).

На ЧТЭЦ-1 имеется открытый угольный склад емкостью 260 тыс.м3, и ГРП производительностью 312 тыс. нм3/час.

Водоснабжение станции технической водой осуществляется с БНС ТЭЦ-1, расположенной на реке Миасс (общая длина двух водоводов – 19 км).

К двум промводоводам технической воды ø 900 мм кроме ТЭЦ-1 подключены следующие субабоненты: АМЗ, Станкомаш, ЧКПЗ, ЧТПЗ, ЧТЗ. Для ЧТЭЦ-2 от береговой насосной ЧТЭЦ-1 предусмотрен отдельный »Северный» водовод ø1000 мм.

Подготовка воды, восполняющей безвозвратные потери конденсата, осуществляется на химводоочистке 2-х ступенчатым натрий-катионированием с предварительным фильтрованием на механических фильтрах с последующим подкислением и амминированием. Подогрев исходной воды перед ХВО осуществляется в охладителях дренажей и в подогревателях сырой воды до температуры 35 °С.

Подготовка подпитки для закрытой системы теплоснабжения и горячего водоснажения ведется  одноступенчатым натрий-катионированием в зимний период и обработкой сырой воды ИОМСом в летний период. Максимальная производительность ХВО 1000т/час, из них 300 т/час подпитка котлов, 700т/час подпитка теплосети.

Золошлакоудаление мокрое с размещением золошлаковых отходов на 1 и 2 секции  золошлаконакопителя в Фатеевской низине в 6 км от ЧТЭЦ-1.

Таблица 2. Существующее оборудование

Для котлоагрегатов №№ 1,2,3,4,5,6,9 проведена реконструкция конвективной части с установкой 2-х ступеней водяного экономайзера и воздухоподогревателя при включении их в рассечку.

Турбоагрегаты № 1 (бывшая АТ-25-1) и №№ 7,8 (бывшие АТ-25-2) модернизированы в 1968¸1972 годах с увеличением расхода пара и переводом их в режим противодавления. Конденсаторы работают как подогреватели сетевой воды.

Турбоагрегаты №№ 2,5 (бывшие соответственно АТ-25-1 и АК-100-1) модернизированы с переводом в режим противодавления.

Сетевая вода, циркулирующая в теплосети, нагревается в 1-й ступени (конденсаторы ТГ – 1,7,8), во 2-й ступени (основные бойлера 1-й и 2-й бойлерных). Недостаток тепловой нагрузки покрывается пиковыми водогрейными котлами.

Согласно договоров с потребителями отпуск отработанного пара на ЖБИ производится с параметрами Р = 9 кгс/см2, t = 250 °С и составляет 9,9 т/ч. Данный расход обеспечивается отработанным паром с противодавления ТГ-9 или с РОУ-4.

Основными конкурентами ЧТЭЦ-1 являются расположенные в непосредственной близости заводы ЧКПЗ,ЧМЗ, которые построили собственные котельные и отказались от потребления тепловой энергии от ТЭЦ-1 (годовое потребление ЧКПЗ составляло – 144тыс. Гкал, ЧМЗ – 27 тыс. Гкал)

Сетевых ограничений на передачу вырабатываемой предприятием электроэнергии  и ограничений на поставку электроэнергии со стороны системного администратора на ЧТЭЦ-1 нет. По прогнозам изменения этих параметров не предвидится.

Глава 1. Тепловая схема ЧТЭЦ-1

1.1. Описание технологического процесса

Для выработки электро- и теплоэнергии  на ЧТЭЦ-1 используются топливо и  речная вода, обработанная  по специальной технологии.

На всех энергетических котлах установлены комбинированные пылегазовые горелки, позволяющие работать котлу на двух видах топлива. Основным топливом для энергетических котлов является природный газ. Растопочное топливо – мазут.

Водоснабжение станции осуществляется с береговой насосной ТЭЦ-1, расположенной на реке Миасс. Речная вода по двум промводоводамø 900 мм подается на ТЭЦ-1 и используется следующим образом:

  • после обработки на ХВО компенсирует потери пара и конденсата в тепловой схеме станции и подпитку теплосети;
  • как резервная вода на ГЗУ.

К промышленным водоводам №1,2 ТЭЦ-1 подключены следующие абоненты: АМЗ, Станкомаш, ЧКПЗ, ЧТПЗ, ЧТЗ. Снабжение технической водой абонентов оговорено в заключаемых с ними договорах. Для ЧТЭЦ-2 от береговой насосной предусмотрен отдельный »северный» водовод ø1000 мм.

Подогрев исходной воды перед ХВО осуществляется в охладителях дренажей и в подогревателях сырой воды до температуры 40 °С.

Подготовка воды, восполняющей безвозвратные потери конденсата, осуществляется на химводоочистке 2-х ступенчатым натрий-катионированием с предварительным фильтрованием на механических фильтрах с последующим подкислением и амминированием.

Вода в экранной системе (трубах) котла, за счет тепла сжигаемого топлива, частично переходит в пар. Пароводяная смесь поступает в барабан котла, где разделяется на пар и воду. Вода возвращается в экраны, а пар поступает в пароперегреватель, где досушивается и перегревается до соответствующих параметров (Р = 35 кгс/см2; t = 420°С). Пар после пароперегревателя поступает в два главных паропровода.

Таблица 3. Состав и характеристика энергетических котлов

Пар из главных паропроводов поступает на турбоагрегаты №№ 1,2,5,7,8,9 и на редуционно-охладительную установку (РОУ-4).

Паровые турбины являются тепловыми двигателями (т.е. машинами, преобразующими тепловую энергию в механическую). Пар с параметрами (Р = 29 кгс/см2; t = 400°С) подается на турбину, где потенциальная энергия пара при его расширении в соплах преобразуется в кинетическую. Струя пара направляется на изогнутые лопатки, закрепленные по окружности дисков, насажанных на вал турбины. Воздействие струи на лопатки приводит вал во вращение. Вал турбины соединен с валом электрического генератора: при вращении ротора генератора в обмотке ЭДС.

В процессе работы пара в турбине, часть его с давлением около 6,6 кгс/см2 отбирается на ПВД, для подогрева питательной воды котлов. Конденсат, образовавшийся при конденсации пара в ПВД, направляется в деаэраторы  котлов. Все турбины ТЭЦ-1 имеют 1 цилиндр высокого давления (ЦВД). Оставшаяся часть пара после отбора на ПВД, продолжает отдавать энергию  для вращения ротора турбины и срабатывается до параметров (Р = 2,2 кгс/см2 для ТГ-2,5; Р = 1,2 кгс/см2 для ТГ-1,7,8). На ТГ-9  весь пар проходит через турбину, отдавая энергию и срабатывается до давления Р = 9 кгс/см2.

Таблица 4. Состав и характеристика турбоагрегатов

Пар с давлением 1,2 кгс/см2 (от ТГ-1,7,8) направляется в конденсаторы турбогенераторов, используемые в качестве подогревателей сетевой воды I ступени, где отдавая энергию сетевой воде преобразуется в воду с температурой  t = 60-95°С. Конденсатнаправляется в деаэраторы котлов.

Пар с давлением 2,2 кгс/см2 (от ТГ-2,5) поступает в подогреватели сетевой воды II ступени (бойлера), где отдавая энергию, подогревает сетевую воду до t = 105°С. Дальнейшее повышение температуры сетевой воды (при низких температурах наружного воздуха) производится пиковыми водогрейными котлами. Часть пара с давлением Р = 2,2 кгс/см2, после дросселирования,  поступает в коллектор греющего пара деаэраторов. Остальная часть пара используется для предварительного подогрева воды деаэраторов подпитки теплосети.

Пар с давлением Р = 9 кгс/см2 направляется на ЖБИ-2, мазутное хозяйство ЧТЭЦ-1, и качестве резерва (после предварительного дросселирования) в коллектор греющего пара деаэраторов.

Сетевая вода после бойлеров, при необходимости подъема температуры сетевой воды свыше 105°С, поступает в пиковые водогрейные котлы.

Таблица 5. Состав и характеристика пиковых водогрейных котлов

Для пиковых водогрейных котлов основным видом топлива является природный газ (для ПВК-4,5,6 резервным видом топлива – мазут).

Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии – 390 г/кВт*ч, на выработку тепловой энергии – 130 кг/Гкал. Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды составляют  7% от общей выработки электроэнергии, и 32 кВт*ч/Гкал на отпуск тепловой энергии.

КПД станции по выработке электрической энергии складывается из КПД брутто турбинной установки, КПД брутто котлов, КПД теплового потока и составляет для ТЭЦ-1 по месяцам:

Таблица 6. Распределение КПД станции по месяцам

Более подробная характеристика оборудования ЧТЭЦ-1 (паровых турбин, генераторов, возбудителей, конденсационной установки, пароструйных эжекторов, РОУ, ПНД, ПВД, маслобаков, маслоохладителей, деаэраторов, бойлерных установок, котлов, насосов и прочего вспомогательного оборудования) приведена в приложении «Характеристика оборудования ЧТЭЦ-1».

1.2. Организационная структура ЧТЭЦ-1

На электростанции имеют место административно-хозяйственное, производственно-техническое и оперативно-диспетчерское управление.

Административно-хозяйственным управителем является директор. В непосредственном подчинении его находится один из основных отделов ТЭЦ – планово-экономический отдел ПЭО.

В ведении ПЭО находятся вопросы планирования производства. Основной задачей планирования производства является разработка перспективных и текущих планов эксплуатации ТЭЦ и контроль выполнения плановых показателей.

Бухгалтерия ТЭЦ осуществляет учет денежных и материальных средств станции; расчеты по заработной плате персонала (расчетная часть), текущее финансирование (банковские операции), расчеты по договорам (с поставщиками), составление бухгалтерской отчетности и балансов, и соблюдение финансовой деятельности.

В ведении отдела материально-технического снабжения находится снабжение станции всеми необходимыми эксплуатационными материалами, запасными частями и материалами, инструментами для ремонта.

Отдел кадров занимается вопросами подбора и изучения кадров, оформляет прием и увольнение работников.

Техническим руководителем ТЭЦ является первый заместитель директора – главный инженер. В непосредственном подчинении его находится производственно-технический отдел ПТО.

ПТО ТЭЦ разрабатывает и осуществляет мероприятия по совершенствованию производства, производит эксплуатационно-наладочные испытания оборудования, разрабатывает эксплуатационные нормы и режимные карты оборудования, разрабатывает вместе с ПЭО годовые и месячные технические планы и плановые задания по отдельным агрегатам и ведет учет расхода топлива, воды, электроэнергии; составляет техническую отчетность ТЭЦ. В составе ПТО имеются три основных группы: технического (энергетического) учета (ТУ), наладки и испытаний (НИ), ремонтно-конструкторская (РК). К основному производству относятся цеха: электроцех, котлотурбиный, химцех и др.

Кроме основного производства рассматривают вспомогательное производство. К вспомогательным цехам на ТЭЦ относятся: цех тепловой автоматики и измерений ТАИ, участок теплоснабжения и подземной канализации, в ведении которого находятся обще станционные мастерские, отопительные и вентиляционные установки производственных и служебных зданий, канализация. Все цеха ТЭЦ (основные и вспомогательные) в административно-техническом отношении подчиняются главному инженеру. Руководителем каждого цеха является начальник цеха, подчиненный по всем производственно-техническим вопросам главному инженеру станции, а по административно-хозяйственным директору ТЭЦ.

Энергетическое оборудование цехов обслуживается цеховым эксплуатационным дежурным персоналом, организованным в сменные бригады. Работой каждой смены руководят дежурные начальники смен основных цехов, подчиненные начальнику смены станции (НСС).

НСС осуществляет оперативное руководство всем дежурным эксплуатационным персоналом станции в течение смены. НСС в административно-техническом отношении подчиняется только дежурному диспетчеру энергосистемы и выполняет все его распоряжения по оперативному управлению производственным процессом ТЭЦ.

В оперативном отношении НСС является единоначальником на станции в течение соответствующей смены, и его распоряжения выполняются сменным дежурным персоналом через соответствующих начальников смен основных цехов. Помимо этого дежурный инженер станции немедленно реагирует на все неполадки в цехах и принимает меры к их устранению.

1.3. Режимы работы ТЭЦ

ЧТЭЦ-1 круглогодично работает по теплофикационному графику. На отопительный период 2013-14 гг. с потребителями тепловой энергии (МУП «Челябинские коммунальные тепловые сети») согласуется График температуры сетевой воды.

Далее по характеристикам оборудования, полученным в результате тепловых испытаний, рассчитывается необходимый общий отпуск тепла с горячей водой. Данное количество тепла [Гкал] распределяется по подогревателям I, IIи IIIстепеней для каждого значения температуры сетевой воды. При температуре наружного воздуха ниже -15,5°С включаются в работу пиковые водогрейные котлы – подогреватели IIIступени – чтобы обеспечить дополнительный нагрев сетевой воды, т.к. на паровые турбины уже подаётся максимальный расход пара. При температуре наружного воздуха выше   -15,5°С вся тепловая мощность обеспечивается подогревателями Iи IIстепеней – конденсаторами паровых турбин ст. №7,8 и бойлерными установками БУ-1 и БУ-2. Это обеспечивается регулированием расхода пара на паровые турбины, зная который нетрудно подсчитать суммарную электрическую мощность. На выработку такой мощности и передачу её в сеть составляется ежесуточная заявка в ОАО «МРСК Урала».

Очередность загрузки оборудования определяется из условий номинальных значений удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.Таким образом, при параллельной работе паровых турбин ст. № 5, 7 и 8 вначале должны одновременно нагружаться турбины ст. №7 и ст. №8, а турбина ст. №5 лучше нагружать лишь при достижении максимального расхода пара на обеих турбинах ст. №7 и ст. №8. Турбина ст. №9 вырабатывает электроэнергию для собственных нужд.

Ежегодно на станции уточняется график загрузки теплофикационного оборудования. Он представляет собой зависимости суммарного отпуска тепла и суммарной электрической мощности станции от температуры наружного воздуха.

Данные графики построены при расходе сетевой воды 6640 м3/час, с учётом расхода на собственные нужды 680 м3/час. В работе находятся 5 сетевых насосов 2-ой бойлерной. Турбины №№ 1,2 и энергетические котлы №№1,2,7 выведены в длительную консервацию, турбины №№ 5,7,8 работают в теплофикационном режиме. Установленная тепловая мощность по отпуску тепла с горячей водой 1200 Гкал/час.

На основании испытаний турбоагрегатов,  состава   оборудования, ограничения по тепловой мощности станции составляют 431 Гкал/час по следующим причинам:

  • ограничение тепловой мощности по ТГ№1 и ТГ№2 – 210 Гкал/час;
  • ограничение тепловой мощности турбин по результатам испытаний – 21 Гкал/час;
  • ограничение тепловой мощности по ПВК №1 и ПВК №4 – 200 Гкал/час.

Сниженный расход сетевой воды  исключает возможность параллельной работы ТГ ст.№7 и №8 и ограничивает максимальный отпуск тепла от турбин до 265,6 Гкал/час. Температурный график на станции принят 130/70°С, согласно графику температуры сетевой воды на отопительный сезон 2013-2014г.

Пар на ЖБИ-2 отпускается от противодавления турбины ст.№9 в количестве 4,4 Гкал/час – 6,3 т/ч.Остальной пар распределяется следующим образом:

  • на мазутное хозяйство 3,8 Гкал/час – 5,4 т/ч;
  • на деаэраторы 33 Гкал/час – 48 т/ч.

Мощность ТГ-9 принята на уровне 2,7 МВт по факту отопительного сезона 2012-2013гг.

Выработка тепла по температурному графику при температуре наружного воздуха -34 °С и ниже, и расходе сетевой воды 6640 м3/час составляет 398,4 Гкал/час.

Максимальный расход пара на турбины при данном расходе сетевой воды – 594,7 т/ч. Баланс пара при 4-котельном режиме работы на газе и на угле, с учетом 3 % запаса по расходу на турбину, сводится:

  • на газе:  т/ч;
  • на угле:  т/ч.

При увеличенном расходе температура прямой сетевой воды соответственно снижается.

Глава 2 .Котлотурбинный цех

2.1. Компоновка и схемные решения КТЦ

Приведем перечень приложений и дополнительных материалов, которые иллюстрируют компоновку и схемные решения котлотурбинного цеха Челябинской ТЭЦ-1:

  • Развернутая тепловая схема ЧТЭЦ-1;
  • Схема главных паропроводов;
  • Схемы регенерации турбин ст. №5, 7 и 8.

2.2. Характеристика котельного оборудования

В настоящее время на станции установлено 8 энергетических котлов. Котлы ст. № 1 и 2 выведены из эксплуатации (законсервированы). Котёл ст. №6 находится в ремонте, а ст. №9 выведен в резерв. Соответственно котлы ст. № 3, 4, 5, 7 эксплуатируются согласно графику нагрузки.

Краткая характеристика газового оборудования котлов

От газопровода котла газ подается в коллекторы слева и справа и, далее, к каждой горелке через ПЗК со свечой безопасности между ними. Перед горелками  установлены манометры по давлению газа.

Всего на котел установлено – 8 комбинированных пылегазовых горелок типа ГПГ-05-00 , с частичным предварительным смешиванием газа и воздуха, центральной подачей газа. Газовые насадки расположены внутри существующих горелок в щелях вторичного воздуха.

Основныепоказатели горелки:

  • Номинальный расход газа — 2100нм3/ч;
  • Номинальное давление газа перед горелками -0,065кгс/см2;
  • Номинальный расход воздуха (расчетный) -21000нм3/ч;
  • Номинальная тепловая мощность -69,5 кВт.

Для подвода горячего воздуха к горелкам используются существующие короба подвода воздуха с установкой на них ручных регулирующих воздушных заслонок.

После разъёма для установки заглушки на отводе газопровода к котлу, установлен штуцер подвода воздуха для продувки газопровода. Вытеснение газа проводится через продувочные свечи. Воздух для продувки берется от  коллектора сжатого воздуха. Окончание продувки определяется химанализом. При работе на газе на линии сжатого воздуха обязательно должна быть установлена заглушка (или пробка).

Каждая горелка котла снабжается запальным устройством типа ЗСУ-45 ПИ(запально-сигнализирующее устройство, пневматическое, диаметр отвода – 45 мм).

Запальник включает следующие функции:

  • Розжиг собственного факела и факела основной горелки;
  • Контроль сигнализации, наличие (отсутствие) пламени запальника.

Для защиты запальников ЗЗУ от воздействия теплового излучения топки к ним подведен холодный воздух от напорного короба дутьевых вентиляторов.

Управление всей газовой и регулирующей арматурой ,запальниками,управление арматурой газовых горелок осуществляется со специального щита розжига котла и с компьютера АРМ старшего машиниста котельного отделения.

Общие требования по эксплуатации паровых котлов

При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

  • надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;
  • возможность достижения номинальной паропроизводительности котлов, параметров и качества пара и воды;
  • экономичный режим работы;
  • регулировочный диапазон нагрузок;
  • изменение паропроизводительности котлов в пределах регулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики;
  • минимально допустимые нагрузки;
  • допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане. Сниженные указатели уровня воды должны периодически сверяться с водоуказательными приборами в процессе растопки.

В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.

Если до пуска котла на нем производились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не допускается.

Включение котла в главный паропровод должно производиться после дренирования и прогрева паропровода.Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.

Барабанный котел растапливать нельзя при обнаружении следующих дефектов:

А) при отсутствии и неисправности манометров давления пара в барабане котла, паромеров, приборов для замера температуры перегретого пара по стоякам и паропроводам;

Б) при неисправности водоуказательных колонок, питательной арматуры, предохранительных клапанов на сухопарнике и паросборной камере;

В) при обнаружении свищей в трубной системе котла;

Г) не держится уровень воды в барабане котла;

Д) при наличии разрушенной обмуровки, оголяющих каркас котла и вызывающих большие присосы;

Е) при наличии отложений сажи на поверхности нагрева и газоходах котла;

Ж) при загромождении лестниц и площадок котлов посторонними предметами и наличие неразобранных лесов как в топке и газоходах котла, так и снаружи котла.

Вблизи растапливаемого котла и в проходах между растапливаемыми и соседними котлами должны быть прекращены все ремонтные работы, а персонал, не имеющий отношение к растопке, должен быть удален.

НС ХЦ проверяет прозрачность воды чистого отсека (прозрачность должна быть не менее 10 см).

Надзор за остановленным котлом должен быть организован до полного понижения в нем избыточного давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова.

За котлоагрегатами, находящимися в резерве или ремонте, должен быть организован периодический контроль путем проведения осмотра котлоагрегатов не реже 1 раза в смену с записью в оперативный журнал.

Техническое описание системы контроля и управления работой котлов

Система контроля и управления (СКУ) предназначена для управления работой исполнительных механизмов котлов, защиты котла, автоматического регулирования основных параметров технологического процесса, постоянного отображения текущей информации о ходе технологического процесса и возникающих ситуациях, которые могут привести к нарушению необходимых режимов работы, регистрации параметров технологического процесса и формирования отчетных данных.

Система состоит из трех взаимосвязанных подсистем:

  • подсистемы управления газовым оборудованием и технологических защит котла, построенной на резервированных контроллерах КР500 и SCADA (человеко-машинный интерфейс) «Каскад»;
  • подсистемы автоматического регулирования основных параметров котла, управления запорной и регулирующей арматурой, отображения текущей информации о ходе технологического процесса и возникающих ситуациях, регистрации параметров технологического процесса иформирования отчетных данных, построенной на контроллерах CJ2M серии «Omron» и SCADA СХ Supervisor;
  • подсистемы управления трактом пылеприготовления и сжигания пыли, построенной на «традиционной» аппаратуре.

Подсистема управления газовым оборудованием и технологических защит котла предназначена для выполнения функций:

  • технологических защит с отключением котла, снижением нагрузки до 50% от номинальной при возникновении соответствующих условий.
  • Снижение нагрузки до 50% при работе на газе производится воздействием на регулирующий общекотловой газовый клапан через подсистему автоматического регулирования. Информация о срабатывании технологических защит передается в подсистему автоматического регулирования котла по интерфейсу Modbus через порт ПСЗ контроллера КР500;
  • технологических измерений и сигнализации котла с выдачей информации на щит КИПкотла и в подсистему автоматического регулирования котла по интерфейсу Modbus через портПСЗ. Передачи информации о некоторых параметрах котла (уровень в барабане, давление пара вбарабане, расход питательной воды на котел, суммарный расход пара после котла) через аналоговые выходы модулей УСО в подсистему автоматического регулирования;
  • управления розжигом котла (управление газовыми задвижками и ПЗК, запорнорегулирующими клапанами на горелках, регулирующим растопочным клапаном на газопроводекотла, запальными устройствами) как со щитов управления горелками (общим и местных), так ис АРМ КТЦ. Передачи дискретных сигналов о состоянии запорной газовой арматуры в подсистему автоматического регулирования по интерфейсу Modbus через порт ПСЗ контроллера КР500;
  • архивирования измерительной информации о параметрах котла и о состоянии запорныхустройств с электроприводом на газопроводах котла, ключей управления на котле, информациио срабатывании технологических защит на котле и.т.п. в памяти контроллеров и дисковой памяти АРМ КТЦ.
  • отображения параметров работы котлов на мнемосхемах и графиках, анализаработы котлов при помощи SCADA «Каскад», установленной на АРМ КТЦ.
  • отображения параметров работы котлов на мнемосхемах и графиках, анализаработы котлов при помощи SCADA «Каскад», установленных на АРМ ПТО, АРМ ЦТАИ идругих компьютерах, получающих информацию от серверов ЦТАИ и АРМ КТЦ через локальную сеть ЧТЭЦ-1.

Подсистема построена в трех уровнях:

  • полевой уровень – датчики параметров, ключи и кнопки управления на щитах управления горелками, пульте управления котлом, концевые выключатели на запорных устройствах и шиберах, сухие контакты из схем электроцеха и приборов контроля факелов, бесконтактные реверсивные пускатели БУЭРЗ, электроприводы исполнительных механизмов;
  • уровень контроллеров – контроллеры КР500 основной и резервный, в состав каждого из которых входят блок контроллера БК-500 (ведет обработку информации в цифровой форме, выполняет программу всех алгоритмов управления, объединяет алгоритмы, «зашитые» в памяти контроллера в систему заданной конфигурации), модули УСО (устройства связи с объектами), объединенные в полевую сеть по интерфейсу RS485, модули питания типа МП-Д, блоки питания дискретных входных цепей, блоки питания выходных цепей (аналоговых и дискретных), блоки согласования электрических цепей уровня 220В и электрических цепей уровня 24В;
  • верхний уровень – АРМ КТЦ, АРМ ПТО, АРМ ЦТАИ.

Подсистема автоматического регулирования

Назначение подсистемы:

  • Получение информации о состоянии котла с датчиков полевого уровня и подсистемыуправления газовым оборудованием и технологических защит котла;
  • Получение команд от оператора, через АРМ или с местного пульта управления;
  • Обработка полученной информации в контроллере по заложенной в нем программе;
  • Выдача команд на исполнительные механизмы;
  • Отображение процессов происходящих с котлом на видеограммах (мнемосхемах, графиках);
  • Ведение архива полученной информации в памяти контроллера и диске АРМ.

Средний уровень подсистемы построен на оборудовании производства корпорации «Омрон», включающий в себя контроллер, модули ввода-вывода, блоки питания, сетевое оборудование.

В комплект оборудования входят также газоанализаторы уходящих газов типа ИКТС-11.1,российского производства. На каждом котле установлено по два газоанализатора.

Шкафы сбора информации котла связаны с шкафом управления котла по полевой сетиDeviceNet. Шкафы управления котлами связаны между собой и с АРМ сетью Ethernet.

Функции подсистемы автоматического регулирования:

Объектами управления Системы являются следующие исполнительные механизмы(далее – ИМ):

  • Регулирующая арматура:
  • регулирующий клапан основной (далее – РКО);
  • регулятор питания котла (далее – РПК);
  • направляющий аппарат дымососа, сторона А (Б) (далее – РР-А (РР-Б));
  • направляющий аппарат вентилятора, сторона А (Б) (далее – РВ-А (РВ-Б));
  • регулирующий клапан непрерывной продувки слева (справа) (далее – РНП-Л, (РНП-П));
  • регулирующий клапан температуры (впрыск) (далее – РТ);
  • шибер пылесистемы №4, сторона А (Б) (далее – Ш-4А (Ш-4Б)).
  • Запорная арматура:
  • задвижка ПК5-3;
  • задвижка ПК5-4;
  • задвижка ВК5-3;
  • задвижки аварийного сброса (левый, правый).
  • Силовое тягодутьевое оборудование:
  • дутьевой вентилятор, сторона А (Б) (далее – В-А (В-Б));
  • дымосос, сторона А (Б) (далее – Д-А (Д-Б));
  • эксгаустер, сторона А (Б) (далее – Э-А (Э-Б)).

Система выполняет следующие функции:

  • обеспечение дистанционно-ручного управления ИМ;
  • измерение, отображение и регистрация технологических параметров;
  • обеспечение технологических блокировок – см. Приложение «Таблица технологическихблокировок»;
  • автоматическое регулирование следующих технологических параметров:
  • давление пара в главном паропроводе (или в барабане котла);
  • давление пара в барабане котла;
  • уровень воды в барабане котла;
  • соотношение расход газа – давление вторичного воздуха;
  • разрежение в топке;
  • температура пара в паропроводе котла.
  • Предупредительная и аварийная сигнализация:
  • включение светозвуковой сигнализации на автоматизированном рабочем месте (далее – АРМ), включение световой сигнализации на панели оператора при наличии аварийного и(или) предупредительного состояния технологического оборудования Системы;
  • формирование и отображение на панели оператора и АРМ оператора аварийных ипредупредительных сообщений;
  • формирование и отображение на панели оператора и АРМ оператора архивов аварий,предупреждений, событий.

Характеристика основных регуляторов системы.

  • Регулятор питания котла.

Технологический процесс барабанного котла требует постоянного соблюдения баланса генерируемого пара и подаваемой в котел питательной воды.Показателем соответствия расхода питательной воды нагрузке котла является уровень вбарабане котла.

  • Как снижение, так и повышение уровня в барабане котла за определенные пределы угрожают серьезными нарушениями технологического процесса и повреждениями основного оборудования.
  • Понижение уровня в барабане котла опасно возможностью нарушения циркуляции и пережога экранных труб топочных поверхностей нагрева котла.
  • Повышение уровня в барабане котла опасно возможностью заброса воды в пароперегревательную часть котла и турбину.
  • Регулятор работает от импульсов по уровню в барабане котла, расходу пара за котлом ирасходу питательной воды.

1. Задание – уровень воды в барабане котла. Заданное значение технологическогопараметра устанавливает ­­– машинист котла.

2. Обратная связь – уровень воды в барабане котла.

3. Корректирующие сигналы:

— расход воды;

— расход пара.

4. Объект управления – регулирующий питательный клапан.

Регулятор тепловой нагрузки (при топливе – газ)

1. Задание – давление пара в Главном паропроводе (главный регулятор), либо расходпара из котла (базовый режим). Выбор режима регулирования (главныйрегулятор или базовый режим) осуществляет машинист-оператор. Заданное значениетехнологического параметра устанавливает оператор.

2. Обратная связь – для главного регулятора – давление пара в общем паропроводе; длябазового режима – давление пара в барабане котла.

3. Корректирующие сигналы:

— расход газа;

— расход пара.

4. Объект управления – РКО

Регулятор соотношения газ-воздух

1. Задание – давление вторичного воздуха (Рв = f(Dr)) или содержание кислорода вотходящих газах (О2 = f(Dr)) – определяется выбранной в работу режимной картой.Выбор режимной карты осуществляет машинист-оператор. В случае выбора в качествезадания давления вторичного воздуха, Система автоматически рассчитываетнеобходимое значение давления вторичного воздуха в зависимости от текущего расходагаза на котел. В случае выбора в качестве задания содержания кислорода, Системаавтоматически рассчитывает необходимое значение содержания кислорода в уходящихгазах в зависимости от текущего расхода газа на котел. Зависимости давления вторичного воздуха от расхода газа и содержания кислорода от расхода газа должныбыть установлены в настроечных экранах при проведении режимных испытаний котла.

2. Обратная связь – для зависимости Рв = f(Dr) – давление вторичного воздуха с учетомперепада давлений на воздухоподогревателе; для зависимости О2= f(Dr) – содержаниекислорода в уходящих газах слева или справа (выбор в работу левого или правогодатчика осуществляет машинист-оператор).

3. Корректирующие сигналы:

  • содержание кислорода в уходящих газах слева или справа (выбор в работу левого илиправого датчика осуществляет машинист-оператор) – только для зависимости Рв = f(Dr);
  • содержание СО в уходящих газах слева или справа (выбор в работу левого или правогодатчика осуществляет машинист-оператор).

4. Объект управления – РВ-А и РВ-Б. Переключение в автоматический режим работы дляРВ – независимое. В случае одновременной работы РВ в автоматическом режиме,первый из включенных в автоматический режим назначается ведущим, второй РВпереходит в следящий режим по сигналу датчика положения за ведущим. Регуляторформирует управляющие воздействия на ведущий РВ.

Регулятор разрежения

  1. Задание – разрежение в топке. Заданное значение технологического параметраустанавливает машинист-оператор.
  2. Обратная связь – разрежение в топке слева или справа (выбор в работу левого илиправого датчика осуществляет машинист-оператор).
  3. Корректирующие сигналы – нет.
  4. Объект управления – РР-А и РР-Б. Переключение в автоматический режим работы дляРР – независимое. В случае одновременной работы РР в автоматическом режиме,первый из включенных в автоматический режим назначается ведущим, второй РРпереходит в следящий режим по сигналу датчика положения за ведущим. Регуляторформирует управляющие воздействия на ведущий PP.

Регулятор температуры пара в паропроводе котла

  1. Задание – температура пара в паропроводе котла. Заданное значение технологическогопараметра устанавливает машинист-оператор.
  2. Обратная связь – температура пара в паропроводе №1 или №2 (выбор в работу датчикаосуществляет машинист-оператор).
  3. Корректирующие сигналы – нет.
  4. Объект управления – клапан впрыска.

Подробнее о технологических защитах котлоагрегатов описано в приложении «Таблица технологических защит котлоагрегатов ЧТЭЦ-1».

Схемы питания и циркуляции котлоагрегатов ст. №3,4,5; режимная карта котлоагрегата ст. №3 также приведены в приложении.

2.3. Характеристика турбинного оборудования

В настоящее время на станции установлено 6 паровых турбин. Турбины ст. № 1 и 2 выведены из эксплуатации вместе с их вспомогательным оборудованием. Остальные турбины эксплуатируются согласно графику нагрузки.

Как уже было отмечено выше, паровые турбины ст. № 7 и 8 были реконструированы: были убраны все лопатки и диски из ЦНД, а конденсаторы стали подогревателями сетевой воды 1-ой ступени. Подробные характеристики паровых турбин и их вспомогательного оборудования приведены в приложении «Характеристика оборудования ЧТЭЦ-1».

Краткая характеристика турбин типа Р-25-29/1,2 (ст. №7,8)

Турбина типа Р-25-29/1,2 изготовлены на Уральском турбо моторном заводе:

Мощность максимальная                     — 25 МВт;

Давление свежего пара                         — 29 ата;

Температура пара                                 — 400 °С;

Число оборотов                                     — 3000 об/мин;

Расход пара максимальный                 — 220 т/час;

Первый отбор максимальный             — 40 т/час после 15 ст. ЦВД р – 6 ати;

Расход пара на теплофикацию             — 195 т/час.

Турбина двухцилиндровая, активная с перегрузкой двумя клапанами в 4 и 7 ступени ЦВД. Число ступеней ЦВД – 21. Начало открытия первого перегрузочного клапана при подъеме дроссельного на 58 мм, что должно соответствовать расходу пара через ЦВД – 130 т/час.Начало открытия второго перегрузочного клапана при  открытии дроссельного до 75 мм, что соответствует расходу пара через ЦВД –   170 т/час. Полное открытие дроссельного клапана – 90 мм.

Связь ротора ЦВД с ротором генератора осуществлена при помощи промвала.

После 21 ступени ЦВД пар на ТГ-7, 8 с максимальным давлением 0,6 ати в количестве 195 т/час поступает в конденсатор, как первую ступень подогрева сетевой воды.

Общий отпуск тепла для нужд теплофикации, не учитывая тепло, отданное для регенеративного подогрева воды, составляет 105 Гкал/час от каждой турбины.

Парораспределение дроссельное (установлен один дроссельный клапан и два перегрузочных).

Турбогенератор имеет два опорно-упорных подшипника и шесть опорных подшипников (в том числе четыре подшипника электрического генератора).

Корпус ЦВД опирается на стойки переднего и среднего подшипников и имеет частичную разгрузку с помощью двух амортизаторов, расположенных по обе стороны выхлопной части цилиндра, симметрично оси турбогенератора.

Задний подшипник ЦНД и передний подшипник электрического генератора монтируется в корпусе ЦНД, передавая нагрузки от ротора низкого давления и ротора генератора через корпус ЦНД на фундамент рамы ЦНД, заделанные в массив фундамента. ЦНД опирается на три фундаментные рамы, из которых одна задняя и две боковые, расположенные симметрично оси турбогенератора.

Неподвижное крепление турбины осуществляется на задней раме ЦНД. В результате теплового расширения при работе вся турбина, направляемая специальными шпонками, имеет возможность свободного перемещения в сторону ЦВД.

На линии противодавления установлено по два предохранительных клапана, которые должны быть настроены на Р – 1,0 ати.

Конденсаторы ТГ-7, 8 используются в качестве первой ступени подогрева сетевой воды с расходом пара в «хвост» 195 т/час. Второй ступенью подогрева служат основные бойлера БУ-2, которые включаются по пару от ТГ-5.

Для обеспечения надежной работы последней ступени ЦВД, при пропуске через ЦВД 220 т/час, давление за цилиндром не должно быть ниже 0,1 ати, при этом электрическая мощность составит 25 МВт.

Пределы изменения противодавления в конденсаторе 0,0-0,6 ати и соответствующие им температуры обратной сетевой воды на входе68-80°С и на выходе 89-100°С, при расходе сетевой воды 5000 т/час ограничиваются, с одной стороны минимальным давлением пара за ЦВД0,1 ати при максимальном расходе пара 220 т/час, с другой стороны, максимальным давлением 0,6 ати, прочностью ЦВД и темтемпературой сетевой воды за конденсатором, которая не должна быть выше 100°С для обеспечения надежной работы сетевых насосов.

На режимах с температурой обратной сетевой воды ниже 68°С, для поддержания давления за ЦВД не ниже 0,1 ати и сохранения максимального расхода пара через турбину, часть сетевой воды необходимо байпасировать мимо конденсатора. Если это невозможно, необходимо снизить расход пара.

Для возможности нормальной работы при температуре обратной сетевой воды выше 80°С и поддержания при этом давления в конденсаторе не более 0,6 ати и температуры на выходе из конденсатора не более 100°С, следует увеличить расход сетевой воды через конденсатор более 5000 т/час или снизить расход пара через турбину.

При работе в режиме противодавления температура пара в конце турбины может достигать 130-140°С, такую же, примерно, температуру будет иметь и выхлопной патрубок. Для предотвращения роста чугуна смонтирован впрыск для охлаждения выхлопного патрубка.

Система регулирования на турбине гидродинамического типа с всережимным регулятором скорости, предназначенным для поддержания постоянного числа оборотов турбогенератора с неравномерностью около 5%.

Регулятор скорости имеет две основные части: центробежный и импульсный насосы. Регулятор скорости поршневого типа, воспринимающий напорное давление масла импульсного насоса.

Импульсный насос конструктивно выполнен в виде диска, посаженного вместе с колесом силового насоса непосредственно на вал турбины.

Регулятор скорости имеет приспособление, позволяющее при холостом ходе турбины изменять число оборотов в пределах от 97 до 107% от номинального и предназначен для изменения числа оборотов на холостом ходу во время синхронизации генератора, а также для регулирования числа оборотов при самостоятельной работе турбогенератора и для изменения нагрузки при параллельной работе в сети.

Указанным приспособлением можно управлять, как непосредственно от руки, так и дистанционно со щита управления с помощью поставленного на турбине электромотора.

Для защиты турбины от недопустимого возрастания числа оборотов на турбине установлен автомат безопасности.

Турбина снабжена электрическим реле осевого сдвига, вызывающим срабатывание автомата безопасности при осевом сдвиге ротора на +0,5 мм, прежде, чем он переместится на величину, угрожающую соприкосновением вращающихся частей турбины о неподвижные.

Масляная система турбины работает на масле марки ТКП-22, которое поступает как в систему регулирования, так и в систему смазки. Подача масла в систему производится двумя центробежными насосами:

-силовым – при давлении около 6 кг/см2,

-импульсным – при давлении около 7 кг/см2.

Импульсный насос подает масло к поршню регулятора скорости и в сопло главного инжектора.

Силовой насос подает масло к сервомоторам регулирования и в сопло инжектора смазки.

Главный инжектор засасывает масло из масляного бака и подает его на всас насосов при давлении около 0,4 кг/см2.

Инжектор смазки забирает масло из линии после главного инжектора и подает его на смазку при давлении 0,5 кг/см2 – за маслоохладителями на уровне подшипников.

Каждая турбина оборудована пусковым и аварийным масло-насосами. Пусковой маслонасос включается при пуске и останове турбогенератора. Аварийный ЭМН включается при аварийных режимах на турбогенераторе.

Маслоохладители в количестве четырех штук допускают возможность отключения одного из них, как по воде, так и по маслу для чистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 25°С.

Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы температурой не выше 30°С. Давление воды в маслоохладителях не должно превышать 1 кг/см2 и в любом случае не должно быть больше давления масла.

Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 25 м3/час.

Конструкция масляного бака позволяет производить быструю и безопасную смену фильтров. Емкость баков при минимально допустимом уровне масла равна 5,5 м3. Максимальное количество масла в баке 7,5 м3. Указатель уровня масла оборудован контактами для подачи звукового и светового сигналов при минимальном уровне масла в баке.

Маслопроводы снабжаются всей арматурой, необходимой для нормального обслуживания турбогенератора. На сливах масла из подшипников имеется достаточное количество смотровых окон.

Для защиты турбины от заброса воды из ЦВД установлена защита ПВД, которая срабатывает при повышении уровня до 1300 мм и отключает ПВД по пару и воде.

Схемы регулирования турбин ст. №5,7,8 приведены в приложениях.

Характеристика вспомогательного оборудования ТГ-7,8

Таблица 7. Бойлера

Таблица 8. Насосы

Подогреватель высокого давления типа ПВЭ-160-1:

  • рабочее давление питательной воды                         — 75 ати;
  • рабочее давление греющего пара                         — 7,5 ати;
  • поверхность нагрева                         — 160 м2;
  • вес полностью собранного ПВД                         — 4965 кг.

Маслоохладители типа МП-21

  • поверхность охлаждения                         — 27 м2;
  • рабочее давление масла                                     — 3,3 кг/см2;
  • рабочее давление воды                         — 3,3 кг/см2;
  • максимальная температура масла на выходе             — 55°С;
  • максимальная температура воды на входе             — 20°С;
  • вес маслоохладителя                         — 779 кг.

Конденсаторы типа 25-КЦС:

  • поверхность охлаждения             — 2000 м2;
  • размер трубок:
    • диаметр             — 24/22 мм;
    • длина             — 6050 мм;
  • количество трубок                         — 4420 штук;
  • вес одной трубки                         — 3,8 кг;
  • общий вес трубок                         — 16 796 кг;
  • вес собранного конденсатора             — 34 018 кг;
  • вес циркуляционной воды,

вмещающейся в конденсаторе                                       — 17 000 кг;

  • вес при заполнении водой водяного и

парового пространства                                                   — 87 000 кг;

  • наиболее тяжелая часть со снятыми

крышками и без трубок весит                                       — 13 800 кг;

  • пробное гидравлическое давление

водопространства                                                           — 3 кг/см2.

Эжектор типа ЭП-2-400 с воздухомером типа Д-В-3:

  • минимальное давление пара перед соплами — 16 ати;
  • расход пара около — 400 кг/час;
  • количество отсасываемого сухого воздуха

при Р=25 мм рт.ст.                                                          -60 кг/ч;

  • размер трубок:
    • диаметр                                     — 19/17 мм;
    • наибольшая длина             — 2400 мм;
    • наименьшая длина                                     — 1435 мм;
  • общее количество трубок — 135 штук;
  • вес всех трубок                         — 136 кг;
  • вес эжектора, заполненного водой             — 1435 кг;
  • вес собранного эжектора — 1094 кг.

В приложении приведены развернутая тепловая схема для турбогенератора ст. №7 и бойлерной установки, результаты тепловых испытаний турбогенераторов ст. №5,7,9, схема циркуляционного водоснабжения (необходимого в частности для подачи воды на маслоохладители), а также схема сетевых трубопроводов.

2.4. Характеристика бойлерных установок

Бойлерные установки ЧТЭЦ-1 предназначены для подогрева сетевой воды и подачи ее в теплосеть города для отопления и горячего водоснабжения.

В турбинном отделении КТЦ ЧТЭЦ-1 установлены две бойлерные установки:

  • бойлерная установка №1 ТГ-1,2;
  • бойлерная установка №2 ТГ-7,8.

Турбогенераторы ст. №1, 2 выведены из эксплуатации, поэтому БУ-1 также находится в консервации.

Бойлерная установка ТГ-7,8 состоит из двух групп основных бойлеров: группы бойлеров ТГ-7,8 и группы бойлеров ТГ-8, каждая из которых включает в себя по три основных бойлера, включенных параллельно по воде и по пару.

По группам основные бойлера распределены следующим образом:

Таблица 9. Группы бойлеров

Сетевая вода через бойлерную установку ТГ-7,8 прокачивается сетевыми насосами №№5,6,7,8,11,12,13,14,15,16,17.

На основные бойлера ТГ-7,8 подается отработанный пар от ТГ-5 с параметрами:

  • давление — 1,2 кгс/см2;
  • температура — 130 °С;
  • расход — 330 т/час.

Дренаж основных бойлеров откачивается дренажными насосами, которых установлено по два в каждой группе, в деаэраторы.

Паро-воздушная смесь из бойлеров отводится в ПНД ТГ-5, воздух из которого удаляется специальным эжектором в атмосферу.

Таблица 10. Техническая характеристика бойлеров БУ-2

Таблица 11. Техническая характеристика сетевых насосов

Нормальная схема работы бойлерной установки ТГ-7,8

Схема бойлерной установки №2 ТГ-7,8 представлена на чертеже №Т-1-226 (см. приложения).

Из коллектора обратная сетевая вода по четырем трубопроводам ø800 мм через грязевики подается на конденсаторы ТГ-7 и ТГ-8.

Конденсаторы ТГ-7 и ТГ-8 используются как бойлера и служат первой ступенью подогрева сетевой воды, где греющей средой является отработанный пар турбин №7 и №8.

Пропускная способность каждого конденсатора по воде составляет 5000 м3/час. В конденсаторах сетевая вода нагревается на 20°С до температуры 80-90°С.

Тепловая мощность каждой турбины составляет 105 Гкал/час.

После конденсаторов сетевая вода подается на всас сетевых насосов №№5,6,7,8,11,12,13,14,15,16,17, которые подают сетевую воду с давлением 11-12 кгс/см2 на основные бойлера бойлерной установки ТГ-7,8.

Все основные бойлера в количестве 6 штук включены по воде параллельно.Суммарная пропускная способность основных бойлеров по воде составляет 10800 м3/час.

Основные бойлера являются второй ступенью подогрева сетевой воды. В основных бойлерах вода нагревается на 20 °С до температуры100-110 °С отработанным паром от ТГ-5.

Тепловая мощность ТГ-5, передаваемая сетевой воде, составляет180 Гкал/час.

Вода после основных бойлеров подается в коллектор прямой сетевой воды или на пиковые котлы.

В пиковых котлах сетевая вода может нагреваться до 150 °С. После пиковых котлов сетевая вода подается непосредственно в тепломагистрали ЧКПЗ и завод «Колющенко».

С бойлерной установки ТГ-7,8 сетевая вода через прямой коллектор подается в теплосеть города по следующим тепломагистралям:

  • т/м ЧКПЗ ø1000мм;
  • т/м з-д «Колющенко» ø 800мм;
  • т/м ЧТПЗ ø 700мм.

Подпитка бойлерной установки ТГ-7,8 осуществляется химочищенной водой от деаэраторов №11 и №12. Кроме того, имеется автоматическая и ручная аварийная подпитка сырой водой от циркводоводов.

Схема бойлерных установок позволяет:

  • производить подогрев сетевой воды в бойлерах, минуя конденсаторы турбин №№1,2,7,8;
  • отключать по пару и воде отдельно каждый бойлер, группу бойлеров или в целом бойлерную установку;
  • разделять по сетевой воде бойлерные установки ТГ-1,2 и ТГ-7,8 путем закрытия делительных задвижек на прямом и обратном коллекторах сетевой воды;
  • производить подачу сетевой воды в прямой коллектор, минуя бойлерную установку ТГ-1,2.

2.5. Характеристика деаэраторной установки

Деаэраторы предназначены:

  • для удаления газов (кислорода и углекислоты) из питательной воды для подпитки котлов и подпитки теплосети;
  • для запаса воды;
  • для подогрева воды до 104°С.

Деаэраторная установка состоит из 12 деаэраторов, разделенных по схеме работы на три группы:

  • деаэраторы №1,11 и 12 служат для подпитки теплосети;
  • деаэраторы №2,3,4,5,6 предназначены обеспечивать питательной водой барабанные котлы №1-7;
  • деаэраторы №8,9 обеспечивают питательной водой прямоточный котел среднего давления № 9;
  • деаэратор №7 может работать как на барабанные, так и на прямоточные котлы.

Все деаэраторы атмосферного типа. Процесс происходит при определенном избыточном давлении, при котором выделяющиеся вследствие нагрева воды газы выходят в атмосферу или отсасываются водяными эжекторами в дренажные баки.

Деаэраторы состоят из аккумуляторного бака емкостью 75 тонн (полезный объем 60 тонн) и установленной на нем деаэрационной колонки, внутри которой расположены четыре яруса дырчатых тарелок и распределитель пара.

Процесс деаэрации воды происходит следующим образом:

  • подлежащая деаэрации воды подводится, в зависимости от ее температуры, на разные тарелки колонки, через которые стекает вниз, разбиваясь на мелкие струйки;
  • навстречу стекающей воде направлен поток пара, подводимый к нижней части колонки и проходящий через распределитель, равномерно распределяющий пар по всему объему колонки;
  • встречаясь с потоком пара, капли воды вскипают при 104°С, благодаря чему из воды выделяются растворенные в ней газы;
  • деаэрированная вода и конденсат греющего пара стекают в аккумуляторный бак, а газы и остатки пара удаляются через патрубок в крыше колонки.

Производительность колонки ДЭР-3,4,5,7,9,11        — 200 м3/час.

Производительность колонки ДЭР-6,8,12,11            -300  м3/час.

Производительность ДЭР-1,2

(2 колонки по 200 м3/час)                                             — 400 м3/час.

Нормальное давление в колонке                                 — 0,2 ати.

Нормальная температура в баке                                  — 104°С.

Емкость бака                                                                 — 75 м3.

Греющий пар на деаэраторы может подаваться от ТГ-2,5,9, РОУ-4.

Каждый деаэратор для ведения нормального режима работы оборудован измерительными приборами:

  • термометром для наблюдения за температурой воды в аккумуляторном баке;
  • манометром для измерения давления пара;
  • манометром для измерения давления химочищенной воды в коллекторе;
  • манометром для измерения давления пара в коллекторе греющего пара;
  • водомерными стеклами для определения уровня воды в баке с градуированной шкалой для определения количества воды в тоннах;
  • автоматикой регулирования давления в коллекторе греющего пара;
  • сигнализацией высокого и низкого уровня в ДЭР.

Деаэраторы оборудованы предохранительными клапанами, которые срабатывают при давлении 0,45 ати в деаэраторе.

У каждого деаэратора предусмотрен трубопровод, обеспечивающий перелив воды, когда уровень ее достигнет переливного патрубка. Этот трубопровод имеет петлю (сифон) для гидравлического затвора, предотвращающего попадание пара из деаэратора в дренажные баки при нормальном режиме работы.

На ДЭР-2,3,4,5,6,7 подается:

  • основной конденсат турбин;
  • химочищенная вода;
  • дренаж ПВД;
  • дренаж бойлеров;
  • конденсат дренажных баков.

На ДЭР-8,9 подается:

  • основной конденсат турбин;
  • дренаж бойлеров;
  • дренаж ПВД.

Добавок химочищенной воды зависит от потерь конденсата на станции и составляет от 8 до 50% от количества пара (50% при летнем двух котловом режиме).

Все потери конденсата компенсируются добавлением химочищенной воды, которая подается с химводоочистки по трубопроводу ø250 мм.

Запас питательной воды, обеспечивающий нормальную эксплуатацию станции, должен быть не менее 450 тонн, в том числе:

2.6. Характеристика питательных насосов

Краткая характеристика всех питательных насосов приведена в следующей таблице:

Таблица 12. Краткая характеристика питательных насосов

Питательные насосы среднего давления барабанных котлов (с 1 по 8) работают параллельно, как по всасу, так и по выдаче, от деаэраторов №№2,3,4,5,6 и, при необходимости, каждый из них может быть нормально включен, остановлен и выведен в ремонт.

ПЭН-1,4, ПЭН-6 должны стоять на АВР, при наличии резерва и должны включаться при понижении давления питательной воды до 40-41 ати по ЭКМ.

Питательные насосы с 9 по 13 работают параллельно от деаэраторов №№7,8,9 на прямоточные котлы среднего давления.

Один из насосов ПЭН-10,11,12,13 должен стоять на АВР и включаться при понижении давления до 50 ати по ЭКМ.

Схема включения питательных насосов, расположения арматуры и обвязка показаны на схеме питательной воды высокого давления, приведенной в приложении.

Глава 3. Газотурбинная установка

3.1. Техническое описание конструкции ГТУ

Технические характеристики и описание ГТ MS6001B (PG6581B)

Ниже приведены номинальные технические характеристики ГТУ в станционных условиях при Ратм=0,10016МПа, Н=101,5м, температуре наружного воздуха +15°С, относительной влажности 71% и сопротивлении входного участка 833 кПа, при работе на природном газе:

— Электрическая мощность                  — 40,9 МВт;

— Скорость вращения                            — 5163 об/мин;

— Температура газов на выходе

из газовой турбины                               — 546°С;

— Удельный расход тепла                     — 10992 кДж/кВтч;

— Расход выхлопных газов                   — 140,6 кг/с;

— Расход топлива на ГТУ                      — 2,549 кг/с (при Qнр=48991 кДж/кг);

— Коэффициент полезного действия    — 32,8%.

Газовая турбина имеет маркировку G 6581:

—  G – для привода генератора переменного тока;

—  6 – серия модели  (6000);

—  58 – 58000 лошадиных сил;

—  1 – одновальная.

ГТУ представляет собой механический силовой двигатель для привода генератора, выдающий мощность в энергосистему.

В состав ГТУ входят:

— осевой воздушный 17-ти ступенчатый компрессор;

— десятикамерная система сгорания;

— трёхступенчатая газовая турбина.

Компрессор и турбина установлены на одном валу, который соединён:

  • с передней стороны со вспомогательным редуктором и пусковым оборудованием;
  • с задней стороны с электрогенератором, через нагрузочный редуктор.

Во время работы ГТУ, атмосферный воздух, отфильтрованный в комплексном воздухоочистительном устройстве (КВОУ), сжимается в воздушном компрессоре. Сжатый воздух поступает в кольцевое пространство, окружающее десять камер сгорания (КС), между корпусом КС и их обшивкой, затем  попадает в зону горения сквозь дозирующие отверстия в обшивке каждой камеры.

Топливные горелки подают газ в каждую из десяти камер сгорания, в которых топливо смешивается с воздухом и возгорается.

Горячие газы из камер сгорания расширяясь поступают в десять отдельных переходных отсеков, прикреплённых к нагнетательной стороне внутренней обшивки камер сгорания,  и далее поступают в трёхступенчатую газовую турбину. Каждая ступень турбины состоит из ряда закреплённых в корпусе сопловых лопаток и далее, по ходу потока газов, рабочих лопаток насаженных на ротор ГТ. В сопловых лопатках повышается кинетическая энергия потока газов, сопровождающееся понижением давления в ступени, в рабочих лопатках – преобразование кинетической энергии потока газов в энергию вращения лопасти турбины.

После срабатывания энергии потока газов в трёх ступенях турбины, выхлопные газы направляются в диффузор, состоящего из нескольких поворотных сегментов, в котором  меняют своё осевое направление движения потока на радиальное. Затем газы направляются в котёл-утилизатор и далее в атмосферу через дымовую трубу котла.

Вращение рабочих лопаток трёхступенчатой турбины, приводит к вращению ротора генератора и выдаче мощности ГТУ в энергосистему.

Краткое описание систем газовой турбины

Система смазочного масла

Система смазочного масла предназначена для обеспечения всей установки газовой турбины маслом с необходимыми давлением и температурой:

  • для подачи масла к подшипникам турбины, генератора и понижающего редуктора;
  • для подачи масла в пусковую систему;
  • для подачи масла в систему гидравлического масла;
  • для подачи масла в систему валоповоротного устройства.

Система смазочного масла состоит из следующих основных элементов:

  • маслобак;
  • главный маслонасос;
  • резервный маслонасос;
  • аварийный маслонасос;
  • предохранительный клапан на напоре главного маслонасоса;
  • регулятор давления в коллекторе смазки подшипников;
  • маслоохладители;
  • масляныефильтры;
  • система управления и защит.

Маслосистема представляет замкнутый контур с принудительной подачей масла. Масло из маслобака подается главным маслонасосом (с приводом от вспомогательного редуктора) или резервным (аварийным) маслонасосом в коллектор смазки подшипников турбины, генератора и понижающего редуктора. Всасы маслонасосов расположены в маслобаке, а напоры включены в общий коллектор. Все масло, подающееся из маслобака в коллектор смазки, проходит через один из двух фильтров для очистки масла и один из двух маслоохладителей для охлаждения масла. На сливных маслопроводах из подшипников турбины, генератора и полумуфты между вспомогательным редуктором и компрессором предусмотрены смотровые стекла.

Система гидравлического масла

Система гидравлического масла  является источником масла высокого давления. Она предназначена для управления:

  • клапанами на трубопроводах подачи газообразного топлива;
  • входным направляющим аппаратом воздушного компрессора газовой турбины.

Система гидравлического масла состоит из:

  • рабочий насос;
  • резервный насос;
  • система фильтров;
  • переключающий клапан;
  • аккумулятор;
  • гидравлический коллектор;
  • входной направляющий аппарат.

Масло в систему гидравлического масла подается  из напорного коллектора системы смазки с давлением 1,72бар по двум трубопроводам на всас рабочего или резервного маслонасосов. После насосов масло высокого давления поступает в гидравлический коллектор. В состав гидравлического коллектора входят: предохранительные клапаны – для защиты насосов от повреждения; клапаны отвода воздуха – для удаления воздуха при включении насосов; обратные клапаны – для предотвращения слива масла из системы после отключения ГТ. Из гидравлического коллектора масло направляется через один из фильтров в качестве управляющей жидкости для управления элементами топливной системы и входным направляющим аппаратом.

Пусковая система

Пусковая система обеспечивает:

  • начальный толчок ротора ГТ при пуске из состояния покоя;
  • постепенное увеличение скорости вращения до скорости зажигания;
  • дальнейшее ускорение ротора ГТ до самоудерживающей скорости;
  • проворачивание ротора ГТ после останова при охлаждении.

Пусковая система включает в себя:

  • асинхронный пусковой электродвигатель;
  • преобразователь крутящего момента ПМК;
  • пусковая кулачковая муфта.

Начальный толчок ротора при трогании с места, для преодоления трения в подшипниках осуществляется с помощью храпового механизма, встроенного в ПМК.

Во время пуска ротор ГТ вращается через вспомогательный редуктор с помощью пускового электродвигателя, преобразователя крутящего момента (ПМК), реверсивной гидравлической передачи и пусковой муфты.

При охлаждении турбины вращение ротора происходит с помощью храпового механизма на 1/8 оборота каждые три минуты.

Узел преобразователя крутящего момента состоит из:

  • преобразователя крутящего момента;
  • гидравлического храпового механизма (устройство поворота ротора).

Преобразователь крутящего момента является одноступенчатым, двухдисковым и представляет собой гидравлическую муфту.

Система охлаждающего и уплотняющего воздуха

Система охлаждающего и уплотняющего воздуха предназначена для:

  • охлаждения различных частей газовой турбины: рабочие и направляющие лопатки первой и второй ступени, корпус и опорные стойки турбины, наружные поверхности жаровых труб, переходные патрубки, корпуса камер сгорания;
  • уплотнения подшипников газовой турбины путем создания избыточного давления в масляных уплотнениях.

Воздух отбирается в систему после пятой, одиннадцатой, тринадцатой и последней ступени компрессора. Воздух для охлаждения обшивки турбины берётся от воздуходувок, расположенных во вспомогательном отсеке имеющих независимый от ГТ электропривод.

Система охлаждающей воды

Система охлаждающей воды предназначена для поддержания в требуемом температурном диапазоне:

  • смазочного масла;
  • датчиков контроля пламени;
  • опорных лап турбины;
  • охлаждающего воздуха генератора ГТ.

В качестве охлаждающей воды используется химобессоленная вода (при необходимости с добавками: ингибитор коррозии, антисептик).

Охлаждаемые элементы является частью замкнутого контура водяного охлаждения. Система охлаждающей воды включает:

  • бак запаса охлаждающей (химобессоленной) воды, из которого она поступает на всас насоса охлаждающей воды;
  • насос охлаждающей воды с приводом от вала вспомогательного редуктора;
  • водоводяные теплообменники, один из которых находится в работе, другой – в резерве. Оба находятся вне кожуха ГТ и являются внешней вспомогательной системой ГТУ. По внутреннему контуру циркулирует химобессоленная вода с необходимыми добавками, по внешнему – техническая вода от насосов системы охлаждения главного корпуса;
  • два маслоохладителя;
  • охладители датчиков первичного и вторичного пламени;
  • воздухоохладители генератора;
  • регулирующий клапан расхода.

Топливная система

Система топливного газа представляет собой систему с открытым контуром, обеспечивающим подачу газа в камеры сгорания и предназначена для выполнения следующих задач:

  • для розжига, прогрева и разгона агрегата до номинальной частоты вращения;
  • для взятия агрегатом нагрузки до заданной нагрузки;
  • для разгрузки, останова и отключения агрегата.

Очищенный и осушенный топливный газ,  после внешнего модуля очистки газа с давлением  (26,5 — 28 бар) поступает во внутренний модуль ГТУ, попадая на входной фильтр (представляющий собой мелкоячеистую металлическую сетку).

Реле перепада давления следит за степенью загрязнённости фильтра и в случае достижении перепада  (0,5±0,07 бар) посылает соответствующий сигнал в систему управления ГТУ «МАРК-6».

Во внутреннем модуле расположены: стопорно-регулирующий клапан, регулирующие клапаны подачи первичного и вторичного газа, а также свеча безопасности между стопорно-регулирующим и регулирующими клапанами.

Камеры сгорания ГТУ – низкоэмиссионные сухого типа (DLN), состоят из наклонных камер сгорания, размещаемых вдоль внешней стороны нагнетательного кожуха компрессора.

Система камер сгорания включает также:

  • топливные сопла,
  • систему воспламенения со свечами зажигания,
  • датчики пламени и трубки перекрёстного зажигания.

Воздух высокого давления с нагнетания компрессора проходит вперед вдоль внешней стороны обшивки камеры сгорания, будучи ведомым гильзой направляется в зону переходных патрубков, а затем в кольцевые камеры, окружающие каждую из 10 линий камер сгорания. Воздух входит в обшивку камеры сгорания через маленькие отверстия и щели, служащие для охлаждения жаровой трубы, а также через прочие отверстия, которые служат для контроля процесса горения. Топливо подается в каждую камеру сгорания через сопло, спроектированное для рассеивания и смешивания топлива внутри камеры сгорания с необходимым количеством воздуха.

В камерах сгорания происходит процесс сгорания смеси топливного газа и воздуха. В нормальном режиме работы природный газ предварительно смешивается с воздухом перед входом в зону горения. Роль предварительного смешивания состоит в получении однородной смеси топлива и воздуха в соотношении около 0,7.

В режиме горения без предварительного смешивания, с диффузионным пламенем, топливо впрыскивается в турбулентную массу горящего топлива и воздуха, в которой при этом образуется множество зон с различной степенью перемешивания топлива и воздуха  и, соответственно с  отличающимися условиями сгорания. Зоны с высоким коэффициентом горения, где имеется повышенное содержание воздуха, образуют высокие температуры горения, в результате которых получается большое количество окислов азота. При предварительном смешивании все зоны горения являются однородными, и горение происходит при более низкой температуре; соответственно, содержание окислов азота также ниже.

Мерные отверстия обеспечивают попадание в камеру нужного количества воздуха, который также обеспечивает охлаждение газов до нужной температуры. Вдоль всей длины обшивы камеры сгорания имеются кольцевые щели, задача которых состоит в получении пленки воздуха для охлаждения стенок КС. На внутренние стенки обшивы КС наносится термобарьерное покрытие.

Переходные патрубки направляют горячие газы от КС к соплам турбины. Переходные патрубки состоят из внутренней трубы, заключенной в перфорированную внешнюю трубу, которая образует отражающую охлаждающую рубашку. Внутренняя поверхность переходного патрубка также покрыта термобарьерным покрытием.

Процесс зажигания газа полностью контролируется системой регулирования ГТУ «МАРК-6», оператор блока в этом участия не принимает. Решение о зажигании, или об отказе в зажигании принимает «МАРК-6».

Горение начинается при высоковольтном разряде, обеспечиваемом двумя электродными свечами зажигания. Для начала горения искра в одной или обеих свечах зажигания обеспечивает воспламенение в камере сгорания.

Свечи зажигания установлены на камерах № 1 и 10. Воспламенение в остальных камерах сгорания происходит при помощи труб перекрёстного зажигания, которые объединяют зоны горения остальных камер сгорания.

Режимы горения топлива в камерах сгорания

Режим «PRIMARRY» – «ПЕРВИЧНЫЙ  РЕЖИМ».

Температура в камере сгорания  ≈  815°С.

Нагрузка:  до 20 – 35 %  электрической нагрузки  (8 – 15 МВт).

Подача газа – только из сопел горелок  первичного газа.

В процессе пуска система управления ГТУ «МАРК-6», в соответствии с алгоритмом, производит следующие действия: пусковой двигатель вращает ротор ГТУ, компрессор воздухом продувает тракт ГТУ  в течении 16,5 мин.

По окончании продувки, по линии подачи первичного газа (через регулирующий клапан первичного газа) идёт подача газа и свеча зажигает его.

При этом подача газа первоначально осуществляется в режиме «Розжиг».Если датчики «не обнаруживают» горение, то процесс пуска останавливается.

В течении 1 минуты подача газа идёт в режиме прогрева «Прогрев»,после чего продолжается в режиме «Primarry» (Первичном режиме), с расчетной температурой  в камере сгорания  около  815°С.

Далее происходит автоматический (по команде МАРК-6) переход, в режим «Lean-Lean» – режим работы на обеднённой смеси.

Режим «LEAN-LEAN» – «ОБЕДНЁННАЯ СМЕСЬ»

Температура в камерах сгорания  ≈  815-1065 °С.

Переходный, кратковременный режим.

Нагрузка в режиме обеднённой смеси следующая:

1) (20-45)%  – (8–18 МВт), при «IBH-ON», т.е. при включенной системе нагрева воздуха на входе;

2)(35-70)% – (14–28 МВт), при «IBH-OFF», т.е. при выключенной системе нагрева воздуха на входе.

Подача газа на сгорание производится из сопел первичного и вторичного газа (т.е. в работе участвуют оба регулирующих клапана).Причём, сгорание первичного и вторичного газа идёт раздельно, каждого – в своей зоне.

Режим «INTOPREMIXTRANSFER» – ПЕРЕХОДНЫЙ, Т.Н. «ВТОРИЧНЫЙ РЕЖИМ»

Температура в камерах сгорания  >  1900°С

Нагрузка в переходном режиме горения следующая:

1) (45-100)%  – нагрузки (18–41МВт), при  «IBH-ON» (с нагревом воздуха на входе);

2) (35-70)% – нагрузки (14–28 МВт), при «IBH-OFF» (без нагрева воздуха на входе);

Подача газа на сгорание производится только из сопел вторичного газа (через регулирующий клапан вторичного газа).  Поступление газа из сопел первичного газа временно прекращается. Цель этого – прекратить горение в «первичной зоне», чтобы затем в следующем режиме «предварительного смешивания» подать топливный газ через первичную зону, где он не будет успевать воспламениться, а будет «пролетать», «проскакивать» во вторичную зону, где, смешиваясь с первичным газом, будет загораться.

Режим «PREMIXED OPERATION» – РЕЖИМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СМЕШИВАНИЯ

температура в камерах сгорания  >  1900°С

1) (45-100)%  – нагрузки (18–41МВт), при  IBH-ON (с нагревом воздуха на входе);

2) (35-70)% – нагрузки (14–28 МВ), при IBH-OFF  (без нагрева воздуха на входе);

Сгорание происходит только во вторичной зоне, куда поступает газ и из первичных и из вторичных форсунок.

3.2. Описание системы управления и защиты

Система устройств управления ГТУ предназначена для получения оперативной информации о работе оборудования ГТУ с целью:

  • вывода её на экраны компьютеров БЩУ и МЩУ;
  • предоставления данных для работы системы управления ГТУ «МАРК-6».

Средства управления и датчики защиты турбины и компрессора сгруппированы в единую систему, в состав которой входят:

1) датчики скорости вращения турбины. Магнитные датчики измеряют количество импульсов, которые формируются зубчатым колесом, установленным с передней стороны вала компрессора. При этом частота импульсов в Гц равна скорости вращения в об/мин, поскольку колесо имеет 60 зубцов;

2) запальные трансформаторы, свечи зажигания и датчики контроля пламени. Запальные трансформаторы  и свечи зажигания, имеются на камерах сгорания №1 и №10. Датчики контроля пламени подразделяются на датчики первичной зоны сгорания и  датчики вторичной зоны сгорания;

3) датчики вибрации измеряют вибрацию, формируемую вращающимся валом. Сейсмические контактные датчики, измеряющие виброскорость опор, и бесконтактные магнитные датчики, измеряющие виброперемещение ротора;

4) датчик температуры компрессора. Термопары, установленные на входе (2шт.) и на нагнетании (2шт.) компрессора производят замер температуры  воздуха;

5) датчик температуры межколёсного пространства(проточной части) газовой турбины. Контроль процесса охлаждения остановленной газовой турбины выполняют  термопары в полости колеса. Две термопары располагаются в одной полости колеса и измеряют сходные температуры. Различие между величинами замеров температур между двумя термопарами, обнаруженное системой управления ГТУ «МАРК-6», указывает либо на то, что процесс охлаждения идёт неправильно (ошибка в охлаждении), либо на ошибку в измерении. И то и другое следует немедленно проанализировать и принять меры по исправлению ситуации. Неправильный режим охлаждения может иметь непоправимые последствия для ГТУ;

6) датчик температуры на выхлопе газовой турбины. Термопары TT-XD измеряют температуру на выхлопе газовой турбины. Разброс (перекос) по температурам на выхлопе, обнаруженный системой  управления ГТУ «МАРК-6», указывает либо на отклонения от нормы в процессе  сгорания топливного газа, либо на ошибку в измерении. И то и другое следует немедленно проанализировать и принять меры по  исправлению ситуации. Последствия отклонений от нормального процесса сгорания, а также перекосов по температурам на выхлопе ГТ могут быть непоправимы;

7) датчик температуры  масла и металла подшипников турбины.

Газовая турбина имеет несколько подсистем управления и защиты, встроенных в МАРК-6, предназначенных для надежной и безопасной эксплуатации  ГТ.

Пуск турбины включает последовательность командных  сигналов на оборудование, пусковой электродвигатель и систему управления топливом. Большинство логических цепей управления связано не только с устройствами управления, но и с цепями защиты, а также  с формированием  разрешающих условий перед пуском.

Датчики скорости, используемые в схеме управления, формируют сигналы при прохождении отдельных этапов повышения скорости:

  • уставка нулевой скорости;
  • уставка реле минимальной скорости;
  • уставка скорости начала разгона;
  • уставка реле высокой скорости;
  • уставка минимальное регулирование скорости.

Уставка нулевой скорости выдает сигнал, что пусковое устройство турбины запущено для разгона турбины. Во время останова эта уставка выдает сигнал, что скорость турбины примерно равна нулю. При этом начинаются операции последовательности охлаждения. Эта уставка не регулируется.

Уставка минимальной скорости зажигания показывает, что турбина достигла минимальной скорости зажигания и также он выдает сигнал инициирующий начало продувки воздухом систем горения, зажигание и последовательность разгона. Кроме того, эта уставка выдает некоторые разрешающие сигналы для повторного пуска турбины после останова.

Уставка скорости начала разгона, амплитудного действия, выдает сигнал, что турбина достигла определенной скорости и определяет фазу разгона в последовательности пуска турбины.

Уставка высокой скорости, показывает (определяет), что турбина на эксплуатационной скорости и фаза разгона закончена. Кроме того, эта уставка показывает, что турбина уменьшила обороты ниже точки, при которой допускается длительная работа турбины и выдает сигнал в систему защиты на отключение турбины.

Алгоритм управления топливными клапанами, заложенный в МАРК-6 (информация является конфиденциальной), устанавливает график опорного сигнала подачи топлива FSR (степень открытия топливного клапана), для целей зажигания, прогрева и разгона ГТ, обеспечивая при этом умеренное повышение температуры горения. Значение сигнала для зажигания FSR устанавливается таким, чтобы обеспечить надёжное зажигание во всех камерах сгорания.

После зажигания, МАРК-6 устанавливает время прогрева (60 сек) – для предотвращения термического удара и прогрева турбины до начала фазы ускорения. В фазе ускорения система МАРК-6 рассчитывает предельные значения степени открытия топливных клапанов для равномерного прогрева и разгона турбины до номинальных оборотов.

Цикл пуска построен таким образом, чтобы сдерживать чрезмерно высокие температуры выходных газов во время ускорения. Это достигается медленным экспоненциальным повышением  FSR. Время пуска  определяется из условия минимальных напряжений в металле газовой турбины при повышении температуры выходных газов в середине цикла ускорения. Ограничение минимального значения FSR не допускает снижения скорости  FSR ниже величины, при которой возможно погасание пламени во время переходного процесса.

Глава 4. Безопасность жизнедеятельности

4.1. Стратегия компании

Миссия

Цель Fortum заключается в производстве энергии, улучшающей жизнь нынешних и будущих поколений. Мы создаём решения для устойчивого развития общества и приносим акционерам значительную добавленную стоимость.

Стратегия

  • Развитие на основе успешного опыта работы в Северной Европе.
  • Обеспечение стабильного роста и доходности в России.
  • Создание платформы для будущего роста.
  • Компетенции в области производства энергии без выбросов СО2 на атомных и гидроэлектростанциях, эффективной комбинированной выработке тепла и электрической энергии, а также – работы на энергетических рынках.

Ценности

Ответственность – мы понимаем нужды потребителей и других, заинтересованных в нашей деятельности сторон. Мы несём ответственность за наши действия и стремимся достичь наилучших результатов.

Творческий подход – мы проявляем личную инициативу и побуждаем коллег к поиску новых решений. Мы постоянно совершенствуемся и готовы к переменам.

Уважение – мы уважаем и поддерживаем друг друга. Мы делимся знаниями, сотрудничаем и открыто обсуждаем вопросы.

Честность – мы действуем честно и соблюдаем этические принципы. Мы выполняем свои обещания – на нас можно положиться.

4.2. Политика в области охраны труда и экологической безопасности

Руководство ОАО «Фортум» считает своими первостепенными задачами сохранение жизни и здоровья работников, охрану и снижение негативного влияния на окружающую среду, рациональное использование природных ресурсов.

Работа в области охраны труда, экологической, профессиональной безопасности и здоровья на объектах ОАО «Фортум» организована и проводится в соответствии с федеральным законодательством, со стратегией устойчивого развития Fortum, и является одним из приоритетных направлений деятельности.

Принимая на себя обязательства по выполнению целей в области охраны труда, экологической, профессиональной безопасности и здоровья, руководство ОАО «Фортум» придерживается следующих принципов:

  • мы постоянно совершенствуем систему управления охраной труда и систему управления экологической безопасностью, которые являются неотъемлемыми составляющими всех видов деятельности ОАО «Фортум»;
  • мы стремимся к снижению воздействия вредных и опасных факторов, влияющих на окружающую среду, профессиональную безопасность и здоровье сотрудников;
  • мы постоянно повышаем уровень состояния экологической, профессиональной безопасности и здоровья в ОАО «Фортум», снижаем риски на рабочих местах, проводим оценку соответствия действующих Положений ОАО «Фортум» законодательству РФ и политикам устойчивого развития Fortum;
  • мы стремимся к эффективному и бережному использованию природных ресурсов;
  • мы стремимся к сокращению выбросов парниковых газов;
  • мы стремимся к использованию материалов, полученных в результате переработки отходов;
  • мы обеспечиваем вовлеченность персонала ОАО «Фортум» в решение вопросов, связанных с экологической, профессиональной безопасностью и здоровьем, сокращением производственных рисков;
  • мы планируем и проводим мероприятия, направленные на улучшение условий труда работников и подрядчиков ОАО «Фортум», повышение культуры безопасности, а также проведение лечебно-профилактических и социально-экономических мероприятий;
  • мы стремимся к производству экологически безопасной продукции и услуг, которые помогают нашим потребителям, в свою очередь, улучшать собственные показатели состояния окружающей среды.

Руководство ОАО «Фортум» поддерживает и поощряет работников за достижения в области внедрения новых природоохранных мероприятий и технологий, улучшения условий труда и обеспечение высокой культуры безопасности производства.

Руководство ОАО «Фортум» несет ответственность за реализацию настоящей политики, установление и достижение целей в области экологической, профессиональной безопасности и здоровья.

4.3. Система управления охраной труда (суот) и экологической безопасностью (суэб)

В рамках проекта сертификации системы управления ЭБ и стандарту ИСО 14001 и СУОТ по стандарту OHSAS 18001 в ОАО «Фортум» утверждена «Политика в областиохраны труда и экологической безопасности» в ней перечислены ценности компании в сферах безопасного производства и здоровья сотрудников и снижения негативного воздействия на окружающую среду.

На всех подразделениях ОАО «Фортум» действуют следующие положения и инструкции:

  • Положение о производственном контроле за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах ОАО «Фортум». Оно определяет периодичность проверок каждого подразделения:
    • Комплексная – 1 раз в год;
    • Оперативная – ежедневно;
    • Целевые – по распоряжениям руководителя или по результатам расследования аварий.
  • Инструкция о мерах безопасности при работе с асбестом и асбестосодержащими материалами на объектах:
    • Согласно данной инструкции во всех подразделениях запрещено использование асбеста. На тех объектах, где используется асбест в качестве теплоизоляции, она должна быть заменена на безасбестовую при ближайшем останове оборудования для проведения ремонта.
  • Положение о работе с опасными отходами.
  • Положение о порядке обеспечения и применения спецодежды.
  • Положение о Дне Охраны Труда:
    • Цель – выявление несоответствий требованиям действующих правили, определение причин несоответствий и принятие мер по их устранению и исключению повторения.
    • Задачи – предупреждение производственного травматизма, улучшение ОТ и производственной санитарии.
  • Система контроля безопасности и ОТ.

Для комплексного контроля безопасности производства и выполнения правил ОТ принята модель многоступенчатогоконтроля:

  • 1 ступень – контроль рабочих мест выполняет мастер участка, начальник смены станции и начальник смены цеха, дежурный ИТР. Данный вид контроля проводится ежедневно. По окончании контроля производится соответствующая запись в журнале контроля 1-ой ступени.
  • 2 ступень – контроль проводит начальник цеха, начальник участка, старшиймастер. Данный вид контроля проводится еженедельно. По окончании контроля производится соответствующая запись в журнале контроля 2-ой ступени.
  • 3 ступень – контроль проводит директорфилиала, главный инженер, начальники отделов ОТиПК. Данный вид контроля проводится ежемесячно и представляет собой День ОТ.
  • 4 ступень – контрольпроводит высшее руководство компании: генеральный директор, технический директор. Данный вид контроля проводится при посещении ими филиалов.
  • 5 ступень – контрольпроводят надзорные органы: Роструд, Роспотребнадзор, прокуратура, профсоюз. Проверки могут быть плановыми и внеплановыми.
  • Положение о процедуре контроля за соблюдением требований ОТ, промышленной, экологической и пожарной безопасности подрядчиком. Описывает порядок контроля за соблюдением требований законодательства РФ и корпоративных процедур в областях ОТ, промышленной, экологической и пожарной безопасности.
  • Инструкция по идентификации опасности и оценке рисков и значимости экологических аспектов.
  • Инструкция по идентификации законодательных, нормативных и иных требований.
  • Инструкция по разработке целей и задач в области ОТ, в том числе экологических целей и задач, показателей и программ ЭБ.
  • Инструкция по обучению принципам управления ОТ и нормативно правовым требованиям по ОТ.
  • Инструкция по внутренним и внешним коммуникациям.
  • Документация и управление документацией СУОТ и СУЭБ.
  • Обеспечение подготовленности к авариям и инцидентам.
  • Инструкция производственного контроля показателей в рамках СУОТ и по мониторингу и измерениям.
  • Инструкция по оценке соответствия требованиям ОТ. Инструкция по проведению производственного экологического контроля.
  • Инструкция по проверке корректирующих и предупреждающихдействий.
  • Инструкция по управлению записями СУЭБ и СУОТ.
  • Инструкция по организации и проведение внутреннихаудитов СУЭБ и СУОТ.
  • Положение о мерах безопасности и при работе с асбестом и асбестосодержащими материалами на объектах ОАО «Фортум».
  • Руководство по СУОТ и СУЭБ.
  • Инструкция по организации и производству работ повышенной опасности.

За вклад в производственную безопасность Фортум сотрудниками компании предусмотрена награда, которая выдаётся ежегодно команде сотрудников или отделу. Награждение производится в центральном офисе компании в Финляндии.

Список использованных источников

1. Инструкция по эксплуатации барабанных котлов средних параметров ЧТЭЦ-1. 2013 г.
2. Инструкция по эксплуатации турбин типа Р-25-29/1,2 ст. № 7, 8. 2010 г.
3. Инструкция по эксплуатации турбины типа Р-4-29/9 ст. № 9. 2010 г.
4. Инструкция по эксплуатации турбины типа Р-46-29/2,2 ст. № 5. 2010 г.
5. Инструкция по эксплуатации бойлерных установок Челябинской ТЭЦ-1. 2010 г.
6. Инструкция по эксплуатации деаэраторной установкиЧелябинской ТЭЦ-1. 2010 г.
7. Инструкция по эксплуатации питательных насосовЧелябинской ТЭЦ-1. 2010 г.
8. Временная инструкция по эксплуатации газотурбинной установки MS6001B (PG6581B). 2013 г.
9. Результаты проведения тепловых испытаний турбогенераторов ст. № 5, 7, 8, 9. 2010 г.

Средняя оценка 0 / 5. Количество оценок: 0

Поставьте оценку первым.

Сожалеем, что вы поставили низкую оценку!

Позвольте нам стать лучше!

Расскажите, как нам стать лучше?

3294

Закажите такую же работу

Не отобразилась форма расчета стоимости? Переходи по ссылке