Безопасность бойлерных установок

Возведение новых БУ

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 на бойлерных установках ТЭЦ

БУ турбинного цеха

Аварии и нарушения в работе оборудования ТЭЦ, приводящие к останову бойлерных установок, как основных, так и пиковых.

  1. Нарушение режима работы параметров теплосети от графика, заданного диспетчером:

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.

  1. Снижение давления на всасе сетевых насосов.
  2. Переполнение бойлера конденсатом.
  3. Гидроудары в пиковом бойлере.
  4. Гидроудары на всасе сетевых насосов.
  5. Разрыв магистрального трубопровода сетевой воды.
  6. Аварийный останов теплосети.
  7. Вынужденный останов тепловой сети.
  8. Разрыв теплофикационных трубопроводов с затоплением минусовой отметки машинного зала.

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

Трубные эстакады ТЭЦ

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

Насос сетевой СЭ 1250/2500

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».

Замена маслоохладителей турбины

Масло турбины

Причины замены маслоохладителей турбин на ТЭЦ.

В комплект турбоустановки типа ПТ-65/75-130/13 входят маслоохладители типа МП-165-150-1 в количестве 2-х штук. Корпус маслоохладителей выполнен из углеродистой стали. Трубная система выполнена из стальных нержавеющих труб с алюминиевым оребрением, развальцованных и приваренных к трубным доскам. Водяные камеры стальные, сварные и имеют фланцевое соединение с трубными досками трубной системы.

В период эксплуатации турбин, особенно в жаркий период, установленные заводские маслоохладители не справляются с охлаждением масла при режиме работы: 1 в работе, 1 в резерве. Для поддержания температуры масла в требуемом диапазоне 40-45С проводится еженедельная очистка маслоохладителей. Очистка внутренних и наружных поверхностей трубок, трубных досок и водяных камер маслоохладителей проводится с применением высоконапорной установки и требует дополнительных материальных затрат. Особенно затруднена очистка оребрения в связи с конструктивной особенностью исполнения (закрытые камеры и само оребрение трубок).

Неэффективная работа маслоохладителей типа МП в условиях высоких температур окружающего воздуха также требует повышенного расхода технической воды, а также высокая трудоёмкость при проведении очистки масляной части маслоохладителей требует замены маслоохладителей типа МП-165-150-1 на тип МБ.

Для уменьшения затрат по установке предлагается замена существующих маслоохладителей типа МП-165-150-1 на МБ-125-165. Маслоохладитель МБ-125-165 выполнен с габаритными и присоединительными размерами соответствующими размерам серийных маслоохладителей типа МП-165-150-1. Технические характеристики удовлетворяют необходимым требованиям.

Результаты промышленных испытаний головных маслоохладителей типа МБ-125-165 проведенные на других станциях показали, что их тепло-гидравлические характеристики соответствуют требованиям, предъявляемым к маслоохладителям паровых турбин, и существенно превышают показатели серийных маслоохладителей типа МП-165-150-1.

Производство модернизированных турбинных маслоохладителей освоено на предприятии – ООО «Энерготех-Эжектор» г. Екатиринбург.

Оборудование предиктивной диагностики

Шкаф АСУ гидромуфты

Описание оборудования систем предиктивной диагностики на примере основного технологического оборудования ТЭЦ.

Котельный агрегат ТГМ-84 оснащен САУГ АМАКС – система управления блоками газооборудования горелок котла. Реализация ООО ИК «АМАКС». Система включает в себя мезонинные платы, ПО верхнего уровня EISA производства СКБ ПСиС.

Турбоагрегат ПТ-100/114-130/13,  тепловая часть турбоагрегата оснащена цифровой электрогидравлической ЭГСР (электрогидравлическая системы регулирования), построенной на базе оборудования фирмы OMRON. Также присутствует автоматическая система контроля вибрации и диагностики турбоагрегата ст.№1 АСКВД «Вектор» (производства ООО “ТМК Инновация”, г. Москва) в составе: измерительных преобразователей (производства НПП «ВИБРОБИТ», ООО «ГК ИННОВАЦИЯ»), ПК с интерфейсным преобразователем MOXA СI-134I и ПО верхнего уровня «Вибромониторинг-2000».

Дутьевые вентиляторы ДВ котельных агрегатов оснащены температурным контролем подшипников ДВ и ЭД, включающим модули ICPCON, OPC серверы NAPOPC, OPCLink и ПО верхнего уровня Wonderware Intouch 2012 R2.

Питательные электронасы (далее ПЭН) оснащены температурным контролем металла, воздуха и подшипников. Система включает в себя модули ICPCON, OPC серверы NAPOPC, OPCLink и ПО верхнего уровня Ez Data Logger. Некоторые ПЭН оборудованы гидромуфтами и системами управления насосом Voith Turbo.

Описание функций систем предиктивной диагностики:

  • Измерение количества, оперативное отображение и регистрация значений параметров.
  • Обеспечение непрерывного мониторинга параметров.
  • Периодический и/или по запросу автоматический сбор измеренных данных с дискретностью определенной в проектной документации.
  • Хранение измеренных параметров в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа.
  • Передача информации пользователям.
  • Формирование и ведение технической, оперативной и отчетной документации.
  • Конфигурирование и настройка параметров.
  • Поддержка сервера для организации доступа к информации в реальном времени.
  • Диагностика программно-аппаратных средств системы.
  • Передача подтвержденных отклонений и дефектов SAP предприятия.
  • Оперативный, ретроспективный и предиктивный анализ возникновения и развития дефектов.

На фото представлена панель управления гидромуфтой Voith питательного насоса ПЭН.

Система вибромониторинга на ТЭЦ

Шкаф АСУ предектив

Система вибромониторинга или предиктивная (предсказательная) диагностика производственного оборудования на предприятии позволяет предугадать наступление аварийной ситуации на основе анализа и мониторинга его текущего состояния и предсказания сбоев.

На ТЭС и ТЭЦ системами стационарной диагностики должны быть оснащено следующее основное, критически важное оборудование: котельные агрегаты, турбоагрегаты, тягодутьевые механизмы котельных агрегатов и питательные электронасосов (далее ПЭН). Выше перечисленное оборудование это наиболее ответственные механизмы, участвующие в технологическом процессе, так же на предприятии должна быть внедрена мобильная диагностика динамического вспомогательного оборудования турбинных агрегатов и прочего вспомогательного оборудования с функционалом предиктивной диагностики и передачи данных в электронную систему управления эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом.

Основаниями для реализации проектов внедрения систем предиктивного вибромониторинга, являются требования Минэнерго РФ о развитии систем мониторинга и диагностирования энергетического оборудования.

Основными задачами системы предиктивной диагностики, являются сбор данных о параметрах работы оборудования, аварийных сигналах, расчет ключевых показателей эффективности (KPI), поиск аномалий в отношении заданных диапазонов управления, обеспечение прозрачности данных, контроль эффективности и информирование о необходимости проверки оборудования, выдача причин и прогнозов возникновения дефектов и рекомендаций по их устранению, передача подтвержденных отклонений и дефектов в SAP предприятием.

Этапы создания системы предиктивной диагностики на предприятии:

  1. Заключение договора на разработку проектно-сметной документации.
  2. Разработка проектно-сметной документации.
  3. Согласование проектно-сметной документации.
  4. Тендер на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
  5. Заключение договора на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
  6. Изготовление и поставка оборудования и программного обеспечения.
  7. Выполнение пусконаладочных работ.

7.1 Сбор сигналов для предиктивной диагностики.

7.2 Пусконаладочные работы верхнего уровня.

  1. Ввод объекта в эксплуатацию.

На фото шкаф промежуточных промклеммников системы предсказательной диагностики.

Эффективность РОУ

Опросник на РОУ

Энергетическая эффективность редукционно-охладительной установки (РОУ). В настоящее время на некоторых ТЭЦ существует возможность производить растопку котлоагрегатов через РОУ на коллектор 14 ата. Однако, в связи со сложившимся отпуском тепла в паре потребителям, низкими расходами пара на СН (особенно в летнее время), расходы пара на коллектор 14 ата малы для полной утилизации растопочного пара, который приходится во время растопки направлять в атмосферу, и при этом разгружать производственный отбор на работающей турбине. Поэтому решение использовать растопочный пар на параметры 21 ата, переведя его дополнительно на коллектор 21 ата при соответствующем давлении, приведет к экономии как тепловой энергии, так и конденсата, и позволит не снижать экономичность работающих турбоустановок.

Средний расход пара 21 ата потребителю составляет 60 т/час;

Среднее количество растопок за год — 26;

Экономия пара (конденсата) за одну растопку — 130 т;

Стоимость ХОВ — 87,95 руб./т.

Годовой экономический эффект от экономии конденсата:

Ихов=130*87,95*26=297,27 тыс. руб./год;

Экономия тепловой энергии при использовании растопочного пара составит — 104,9 Гкал за одну растопку.

При этом годовая экономия условного топлива составит:

Враст= 104,9* 152,134*26*103=413,93 тут/год;

Где:

bт=152,134 кг/Гкал — норматив удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии.

Дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии за счет дозагрузки промышленного отбора турбоагрегатов в период растопки:

Эотб=130*(818-724)*0,8*26/860=295,55*103 кВт•ч/год;

Где:

1оп=818 ккал/кг — энтальпия свежего пара при Р=115 кгс/см2 и Т=525 °С;

1отб=724 ккал/кг — энтальпия пара производственного отбора турбины ПТ-65-130;

К=860 ккал/кВтч — физический эквивалент-постоянная применяемая при расчете выработки электроэнергии (Горшков А.С. «Технико-экономические показатели тепловых электростанций»-3-е            изд., перераб. И доп. М.:Энергоатомиздат, 1984.-240 с., ил.);

П=0,8 — усредненный КПД проточной части турбины.

Повышение экономичности турбин при замещении конденсационной мощности теплофикационной составит:

Вцикл=295,55*(405,831 -267,324)* 103=40,94 тут/год;

Где:

bк=405,831 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в конденсационном режиме;

bт=267,324 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в теплофикационном режиме.

Суммарная годовая экономия топлива в результате реализации проекта

Вгод= Враст + Вцикл= 413,93+40,94=455,87 тут/год.

Перевести тут в стандартные виды топлива >>>

Сверху, на картинке, представлен опросный лист (ОЛ) на РОУ.

Автоматизация РОУ

АТХ РОУ

Автоматизацией редукционно-охладительной установки РОУ 140/2,1 ата предусматривается:

— автоматическое регулирование температуры и давления пара после паро­охладителя;

— регистрация температуры и давления острого пара перед пароохладите­лем;

— регистрация температуры, давления и расхода пара после пароохладите­ля;

— световая сигнализация на диспетчерском пульте при критических значениях температуры и давления пара после пароохладителя;

— дистанционное управление задвижками с электроприводом после РОУ, на резервных паровых перемычках, на трубопроводах по­дачи воды в пароохладитель.

— местный контроль давления на паропроводах до регулятора давления, по­сле регулятора давления, после РОУ, на водопроводах перед форсунка­ми впрыска воды в пароохладитель. Показывающие манометры установлены на стендах контрольно-измерительных приборов около редукционно-­охладительной установки РОУ.

Передача измерений от преобразователей давления на диспетчерский пульт производится посредством унифицированного токового сигнала 4-20 мА, от термоэлектриче­ских преобразователей аналоговым сигналом с номинальной статической харак­теристикой ТХА по ГОСТ Р50431-92.

Управление регулирующими клапанами выполняется с помощью дискрет­ных выходов (транзисторных ключей 24 В, 0,2 А) встроенных в регулятор РП5-М1 и пускателей бесконтактных реверсивных ПБР-ЗИ. Для переключения с автоматического управления на ручное, используется блок ручного управления БРУ-42.

Контроль и регистрация расхода пара производится методом переменного перепада давления с помощью бескамерной диафрагмы и преобразователя диф­ференциального давления.

В проекте отсутствуют измерения, отнесенные к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Степень защиты полевого оборудования системы от воздействий окру­жающей среды не ниже IP40 по ГОСТ 14254-96.

Установка вторичных приборов предусматривается в существующие пане­ли и пульты диспетчерской на свободные места или места, предусмотренные для ре­зервного оборудования.

Прокладка кабелей автоматизации выполнена в оцинкованных коробах по металлоконструкциям, трубах защитных оцинкованных и металлорукавах.

Все внешние кабельные проводки выполнены медными кабелями, не рас­пространяющими горение, с низким дымо, газовыделением (индекс «нг-LS»).

Система автоматизации построена на базе следующих приборов:

— Преобразователь избыточного и дифференциального давления Элемер АИР-30;

— Термопреобразователь ТП-2088;

— Манометр показывающий МП4-У;

— Регулятор микропроцессорный РП5-М1;

— Блок ручного управления БРУ-42;

— Задатчик ручной РЗД-22;

— Регистратор технологический РМТ 49DM.

Схема автоматизации РОУ, представленная выше, выполнена на основе технологической схемы РОУ.

Скачать схему автоматизации РОУ в формате pdf >>>

Технологическая схема РОУ

РОУ технология

РОУ (редукционно-охладительная установка) – это техническое устройство, состоящие из комплекта трубопроводной арматуры, регулирующего (дросселирующего) устройства, трубных вставок, пароохладителя, системы впрыска охлаждающей воды в пароохладитель, дренажной системы, системы импульсно — предохранительных клапанов, системы контрольно-измерительных приборов, системы автоматического и дистанционного управления процессом снижения (редуцирования) давления пара, регулирования расхода пара и снижения температуры пара до заданных параметров.

На схеме представлен РОУ производства ЗАО «Энергомаш (Чехов) — ЧЗЭМ».

Параметры пара от РОУ к потребителю: давление 21ата (2 МПа), температура 250 °С.

Пароохладитель разработан на работу в двух режимах: при подаче острого пара расходом 50 т/ч и 100 т/ч с двумя сетками и линиями впрыска.

Охлаждающая вода впрыскивается через форсунки по своей линии подачи, включающей ручную отсекающую арматуру, дистанционно управляемую арматуру и регулятор, обратные клапаны перед форсунками, показывающие местные манометры. Регуляторы управляются вручную и автоматически из диспетчерской по заданной температуре пара после РОУ.

Редукционно-охладительная установка РОУ предусматривает оснащение:

— предохранительным устройством, которое является противоаварийным устройством;

— средствами измерения давления;

— средствами измерения температуры рабочей среды;

— запорной и регулирующей арматурой;

— устройствами для контроля тепловых перемещений.

Скачать технологическую схему РОУ в формате pdf >>>