Паспорт трансформатора ТРДН-25000/110-66.
Трехфазный трехобмоточный трансформатор, масляный с дутьевым охлаждением, для наружной установки.
Производитель – Московский трансформаторный завод имени В. В. Куйбышева.
Масса полная трансформатора – 66 570 кг.
Трансформатор участвует в схеме питания собственных нужд ТЭЦ.
Подогреватели сетевой воды ПСГ-1300-3-8-1 паровой турбины Т-50-130 эксплуатируются в тепловой схеме станции с 1967 г. Подогреватели предназначены для нагрева сетевой воды системы теплоснабжения города или других потребителей теплосети ТЭЦ.
Ниже, по тексту указаны неисправности бойлерно-теплофикационных установок ПСГ, без устранения которых, эксплуатация теплосети ТЭЦ невозможна и неэффективна. Неисправности ПСГ значительно снижают эффективность работы турбоагрегата, увеличивают затраты на топливо.
Подогреватели из-за износа водяных камер и трубной части требуют замены (большое количество отглушённых трубок, коррозия крышек подогревателей).
По результатам технического диагностирования подогревателей сетевой воды выявлен сильный неравномерный коррозионно-эрозионный износ основного металла корпуса и элементов подогревателей. Фактические скорости коррозионно-эрозионного износа и минимальные фактические толщины стенок элементов корпуса показывают, что подогреватели через некоторое время достигнут предельного состояния и не смогут быть допущены к дальнейшей эксплуатации без проведения дорогостоящего капитального ремонта. Ввиду этого возникает острая необходимость первоочередного перевооружения теплофикационной турбины новой бойлерной, иначе турбина будет работать исключительно в конденсационном режиме, что катастрофически отрицательно повлияет на экономичность работы турбины и станции в целом.
Укрупненная дорожная карта замены ПСГ ТА:
— демонтаж подогревателей ПСГ-1300-3-8 установленных на турбоагрегате;
— демонтаж участков трубопроводов подвода пара к подогревателям с линзовыми компенсаторами;
— монтаж новых подогревателей ПСГ-1300-3-8;
— монтаж участков трубопроводов подвода пара к подогревателям с линзовыми компенсаторами.
Правила техники безопасности и пожарной безопасности при эксплуатации бойлерных установок ТЭЦ.
При обслуживании бойлерно-теплофикационных установок необходимо применять все правила, относящиеся к безопасному обслуживанию и ремонту теплофикационных аппаратов. Ремонт элементов бойлерно-теплофикационных установок во время работы не допускается.
Обслуживающий персонал обязан строго выполнять инструкции и своевременно проверять действия аппаратуры, контрольно-измерительных приборов и предохранительных устройств. Бойлер должен быть отключен в случаях:
1) при повышении давления в сосуде выше разрешенного, несмотря на соблюдение всех требований, указанных в инструкции;
2) неисправности предохранительных клапанов;
3) при обнаружении в основных элементах бойлера трещин, выпучин, значительного утонения стенок, течи в болтовых соединениях, разрыва прокладок;
4) при неисправности указателей уровня;
5) при неисправности защит и блокировок.
Ремонт аппаратов бойлерно-теплофикационных установок производится только по наряду.
Переключения в схеме бойлерно-теплофикационной установки производятся машинистом-обходчиком или дежурным слесарем под руководством старшего машиниста участка или начальника смены.
Прогрев и дренирование теплообменных аппаратов производится с применением всех мер правил безопасности, исключающих попадание горячей воды и пара на обслуживающий персонал.
Загоревшуюся изоляцию, пропитанную маслом, можно тушить пенным огнетушителем, песком или мокрым брезентом.
Загоревшуюся изоляцию электродвигателя разрешается тушить углекислотным огнетушителем, а после снятия напряжения с электродвигателя и водой.
Переносное освещение, применяемое при работе внутри теплообменного аппарата, должно иметь напряжение не более 12В.
Вывод в ремонт оборудования бойлерно-теплофикационной установки производится по заявке. Подготовка рабочего места производится согласно наряда. Подготовку рабочего места производит старший машинист или машинист-обходчик.
Подъём людей на кровлю аккумулирующего бака производится только по трапам и бригадой в составе не менее 2 человек с оформлением наряда-допуска или распоряжения.
Аварии и нарушения в работе оборудования ТЭЦ, приводящие к останову бойлерных установок, как основных, так и пиковых.
А). Вынужденное прекращение циркуляции воды в магистральных трубопроводах отопительной сети в отопительный период длительностью более 5 часов.
Б). Недоотпуск тепловой энергии потребителям в размере 100 Гкал и более.
В) Разрыв теплофикационного магистрального трубопровода диаметром 500 мм и более.
Г) Недоотпуск тепловой энергии от 50 до 100 Гкал независимо от длительности энергоснабжения или прекращения циркуляции воды в магистральных трубопроводах теплосети в отопительный сезон длительностью от 2 до 5 часов считается отказом в работе 2 степени.
Д). Прекращение циркуляции воды в магистральных трубопроводах теплосети в отопительный сезон длительностью от 30 минут до 2 часов считается отказом в работе 1 степени.
Для снижения аварийности на технологическом оборудовании и в частности на бойлерных установках, необходимо четко соблюдать все правила эксплуатации, обслуживания и ремонта теплообменного оборудования.
Схема теплосети ТЭЦ состоит из:
— бойлерной установки турбины №1;
— бойлерной установки турбины № 2;
— бойлерной установки турбины № 3;
— бойлерной установки турбины №4;
— трубопроводов на эстакаде: ПС Ø800; ОС Ø800; ПС Ø900; ОС Ø900; ПС Ø1200; ОС Ø1200.
Схема тепловых сетей предусматривает возможность раздельного теплоснабжения населенного пункта и промышленной зоны, равно как и параллельного теплоснабжения.
При раздельном теплоснабжении бойлерные установки турбин № 3 и 4 работают в схеме тепловых сетей Ø1200мм города, а бойлерные установки №1, 2 и пиковая бойлерная установка в схеме тепловых сетей промышленной зоны (предприятия машиностроения и химического комплекса). Перемычка между напорными трубопроводами города и промзоны должна быть закрыта.
Подпитка теплосети осуществляется умягченной деаэрированной водой. Умягченная вода, поступающая с химводоочистки, поступает в деаэратор через регуляторы уровня. Греющая вода поступает на головки деаэратора подпитки теплосетей через регуляторы температуры. Деаэратор подпитки теплосети должен работать в базовом режиме.
Для обеспечения пиковых нагрузок подпитки теплосети на ТЭЦ установлено 2 аккумуляторных бака емкостью 5000 мЗ каждый. Подача воды на подпитку теплосети из аккумуляторных баков осуществляется тремя насосами аккумуляторных баков через регулятор давления в обратную линию теплосети Ø1200 мм города.
Для обеспечения расхода воды из аккумуляторных баков предусмотрена перемычка с регулятором РД между напором насосов и линией на заполнение аккумуляторных баков, при этом задвижка перед регулятором аккумуляторных баков должна быть закрыта.
Заполнение аккумуляторных баков осуществляется сетевой водой в период спада нагрузок через регулятор давления РД.
В аварийных случаях подпитка теплосети осуществляется:
— водопроводной водой с коллектора водопроводной воды;
— сырой водой с напорной линии через конденсатор и через эжекторы;
— технической водой с напорной через конденсатор и через эжекторы.
Насос сетевой СЭ 1250/2500. Общее описание и описание защит.
Насос СЭ относится к оборудованию бойлерной установки ТЭЦ.
Насос центробежный, горизонтальный, спирального типа, одноступенчатый с рабочим колесом двухстороннего входа.
Ротор насоса разгружен от осевых усилий за счет применения на насосе двухстороннего входа.
Опорами насоса являются подшипники скольжения. Возможные осевые усилия воспринимаются радиально-упорным подшипником, расположенным на торцевой стороне.
Смазка подшипников насоса кольцевая. В корпусах подшипников установлены холодильники для водяного охлаждения подшипников.
Концевые уплотнения ротора сальникового типа. Подводимая охлаждающая вода к сальнику разделяется на 2 потока. Один поток омывает снаружи камеру сальника и поступает в сливной трубопровод. Другой поток поступает к набивке.
Муфта сцепления насоса с электродвигателем зубчатая.
Для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя предназначена маслостанция. Маслостанция состоит из: маслобака, двух рабочих маслонасосов смазки, двух фильтров, маслоохладителя. Масло в маслобаки заливается турбинное, уровень масла контролируется визуально по водоуказательному стеклу. Температура масла, подаваемого на подшипники электродвигателя и насоса должна быть 40-45°С и регулируется вентилями по охлаждающей воде на входе в маслоохладитель.
Для охлаждения обмоток электродвигателя на охладитель электродвигателя подается охлаждающая вода. При температуре корпуса статора электродвигателя 75°С, насос должен быть остановлен.
Давление масла в конце масляной линии не должно быть ниже 0,7 кгс/см2.
При температуре масла на сливе с подшипников электродвигателя 75°С, насос должен быть аварийно остановлен.
При температуре корпуса подшипника насоса 75°С насос должен быть остановлен.
При работе насоса давление на всасе должно быть не ниже 2,8 кгс/см2.
Перед вводом насоса в резерв должна быть опробована защита по понижению давления в системе смазки в испытательном положении.
Основной производитель насосов СЭ в Российской Федерации — АО «ГМС Ливгидромаш».
Оснащение КИПиА мазутного хозяйства ТЭЦ в соответствии с актуальными требованиями Ростехнадзора:
— установка уровнемеров радарного типа в резервуарах хранения типа РВС с дистанционной передачей данных с выходным сигналом 4-20мА;
— установка извещателей пожарных тепловых на резервуарах хранения типа РВС;
— установка датчиков температуры мазута в резервуарах хранения типа РВС в трех точках по высоте;
— установка уровнемеров радарного типа в приемных емкостях мазута с дистанционной передачей данных с выходным сигналом 4-20 мА;
— установка датчиков контроля температуры пара на паропроводах, подаваемых на мазутное хозяйство из Главного корпуса ТЭЦ;
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в резервуарном парке (количество резервуаров 2 шт.);
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в помещении мазутонасосной;
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций на участке приемно-сливных устройств (ПСУ);
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций на железнодорожной и автоналивных эстакадах;
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в складском помещении для хранения нефтепродуктов в таре (маслоаппаратная);
— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в районе узла запорно-регулирующей арматуры парка, расположенного за пределами мазутной станции;
— установка газоанализаторов в помещении аппаратной (мазутонасосная) с функцией сигнализации, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и передачей управляющих сигналов в схему автоматического управления вентиляцией помещения;
— управление задвижками, расположенными у Главного корпуса ТЭЦ, дистанционно из ГЩУ и по месту (пост управления);
— установка свето-звуковой сигнализации в парке РВС, на участке ПСУ, на железнодорожных и автоналивных эстакадах, в складском помещении для хранения нефтепродуктов в таре (маслоаппаратная), в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования, в помещении мазутонасосной;
— установка шкафа управления в помещении диспетчерской/операторной – здании мазутонасосной.
3D сканирование промышленных объектов или сканирование технологических объектов ТЭЦ.
Объект сканирования – подогреватель сетевой воды ПСГ-1300-3-8-1 паровой турбины Т-50-130.
Место сканирования – главный корпус ТЭЦ. В осях по колоннам главного корпуса – 20-25 (≈ 30 метров). Высотные отметки 0.000 — +12.000
Оборудование – сканер лазерный Leica RTC360, производства LEICA.
Специалист – ведущий маркшейдер НПО.
Процесс сканирования:
— количество станций: 41;
— количество связей: 147;
— время сканирования – 3 часа.
Результат сканирования:
— облако точек сшитое с помощью ПО Cyclone REGISTER 360 (точность 6 мм, размер 35 Гб);
— комплект файлов подготовленных для работы в ReCap Pro;
— отчет о сканировании, выполненный в Cyclone REGISTER 360.
Объект ТЭЦ, ГРП в соответствии с требованиями № 123-ФЗ от 22.07.2008, СП 2.13130.2012 имеет:
Степень огнестойкости – II.
Класс конструктивной пожарной опасности СО.
Класс функциональной пожарной опасности принят Ф5.1.
По взрывопожарной и пожарной опасности относится к категории А.
В помещении ГРП и помещении КИП для пожаротушения предусматриваются первичные средства пожаротушения – огнетушители ОП-5.
Пожарная сигнализация в здании ГРП и помещении КИП – автоматическая.
В помещении ГРП, помещении КИП не предусматривается автоматическое пожаротушение водой.
Не предусматривается специальной системы управления эвакуацией людей при пожаре, так как в помещении ГРП отсутствуют постоянные рабочие места.
Помещение ГРП, помещение ГРП, помещение КИП имеют площадь менее 50 м2 каждое, поэтому противодымная защита не требуется (согласно п. 7.3 СП 7.13130.2013).
Для тушения пожаров и проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ, а также для пожарно-профилактического обслуживания объекта:
ТЭЦ, ГРП – привлекаются силы и средства пожарной охраны ТЭЦ и городской пожарной части.
Эффективность ГРП или конкретнее энергетическая эффективность ГРП для ТЭЦ.
Режим работы ГРП – непрерывный.
ГРП имеет две линии.
Основным показателем, характеризующим коэффициент полезного использования энергетических ресурсов при эксплуатации ГРП, является величина максимальной производительности по газу, которая составляет на одну нитку – 25000 нм3/ч (при избыточном давлении 0,2 МПа), а минимальный – 700 нм3/ч соответственно.
Данный показатель можно улучшить, обновив оборудование на новое и современное.
Замена оборудования и приборов автоматизации ГРП на более современное позволит стабилизировать давление газа на выходе из ГРП, стабилизировать работу автоматических регуляторов, установленных на котлоагрегатах, вести заданный режим работы котлоагрегатов при низком потреблении газа, а также для повышения надежности работы станции в период вывода в ремонт резервной ГРП.
Регулирующие клапана, установленные на обеих нитках редуцирования ГРП, морально и физически устарели и требуют замены. Текущее состояние клапанов приводит к большому пропуску газа при закрытом положении, что не позволяет поддерживать заданное давление газа за ГРП в период работы станции при низких нагрузках.
Вследствие этого в газопроводе после ГРП происходят постоянные колебания давления газа, что в свою очередь приводит к некорректной работе автоматических регуляторов давления газа, установленных на котлоагрегатах, и невозможности соблюдать заданный режим работы котла.
Замена регулирующих клапанов ГРП позволит вести заданный режим работы котлоагрегатов при низком потреблении газа, а также повысить надёжность работы станции в период вывода в ремонт резервной ГРП.
Замена фильтров перед регулирующими клапанами на 1-й и 2-й нитке приведёт к улучшению очистки газа от механических частиц, что позволит снизить износ всей газовой арматуры котлоагрегатов.
