ТБ эксплуатации турбоагрегатов

Министерство Образования и Науки Кыргызской Республики

Кыргызский Государственный Технический Университет

Им. И.Раззакова

Факультет:                        Энергетический

Кафедра:                      Теплотехника и БЖД          

 

Отчет по практике

 

 

Выполнил: Семёнов Андрей Сергеевич

 

 

Содержание

1.История ТЭЦ города Бишкек

2.Контрольные вопросы

3.Заключение

 

ИСТОРИЯ ТЭЦ г.БИШКЕК

Основные работы по строительству электростанции для энергоснабжения камвольно-суконного комбината началось в 1958 году, первый турбоагрегат электростанции мощностью 25 МВт был введён в эксплуатацию в сентябре 1961 года. В 1960 году принимается решение о строительстве второй очереди станции с увеличением её первоначально установленной мощности до 200 тыс. кВт, а в 1962 году — третьей, предусматривающей удвоение электрической мощности.

В 2000 году состоялся пуск турбоагрегата № 11.

Установленная электрическая мощность станции составляет 666 МВт, тепловая — 1443,9 Гкал/час. На ТЭЦ установлено 11 турбоагрегатов единичной мощностью от 60 до 150 МВт.

Бишкекская ТЭЦ является основным потребителем угля в Киргизии. Электростанция спроектирована на сжигание рядового угля Карагандинского месторождения, промпродукт его мокрого обогащения и отсевы Ташкумырского угля. С 1969 года начато использование природного газа, поступающего на станцию по газопроводу Бухара-Ташкент-Шымкент-Бишкек-Алматы. В качестве растопочного топлива применяется мазут.

16 июля 2013 года между ОАО «Электрические станции» и китайской компанией «ТВЕА» было заключено контрактное соглашение на реализацию проекта «Модернизация ТЭЦ г. Бишкек», на сумму 386 млн долларов США.

По условиям контрактного соглашения с компанией «ТВЕА» предусматривается демонтаж котлоагрегатов № 1-8 и турбоагрегатов № 1-4, с установкой 2 угольных котлоагрегатов сверхвысокого давления, производительностью пара по 550 т/ч и 2 турбоагрегатов с теплофикационным отбором по 150 МВт. С учетом имеющейся располагаемой мощностью в 300 МВт, и приростом мощности в 300 МВт, станция будет располагать мощностью в 600 МВт в 2017 году.

Предполагается установка современного, высокотехнологичного и высокоэкологичного оборудования, с закладыванием при проектировании решений с выбором технологии и оборудования соответствующим мировым стандартам, а именно котлоагрегатов с параметрами острого пара 13,8 МПа и температурой в 560 °С, а также турбоагрегатов с начальными параметрами острого пара в 12,8 МПа и температурой в 555 °С.

После завершения реконструкции в 2017 году котлы станции смогут работать на кыргызском угле, а сам объект будет вырабатывать 812 мегаватт электроэнергии. Это в два раза больше, чем на данный момент.

 

 

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

Характеристика предприятия.

ТЭЦ г. Бишкек

Сооружение ТЭЦ г. Бишкек начато в 1958 году. Проектом первой очереди предусматривалась установка 2 турбоагрегатов общей электрической мощностью 60 тыс. кВт и теплофикационным отборами пара и 3-х энергетических котлов производительностью по 160 тонн пара в час. Первый турбоагрегат введен в работу 14 сентября 1961 года.

В 1960 году принимается решение о строительстве второй очереди станции с увеличением ее первоначально установленной мощности до 200 тыс. кВт (4 котлоагрегатов и 2 турбоагрегатов), а в 1962 году третьей очереди (6 котлоагрегатов и 2 турбоагрегатов), предусматривающей удвоение электрической мощности. Широкое строительство электрических сетей в Чуйской долине, Прииссыкулье и в центральном Тянь-Шане давало ежегодный прирост электрических нагрузок в системе севера Кыргызстана на 15-17%. В этих условиях было принято решение о сооружении четвертой очереди ТЭЦ (5 котлоагрегатов и 4 турбоагрегатов). Последний котел четвертой очереди (ст. №20) был введен в эксплуатацию в 1977 году, последняя турбина (ст. №10) – в 1976 году.

Дальнейший рост тепловых нагрузок потребовал проектирования и сооружения пятой очереди ТЭЦ с 1982 года. В составе этой очереди четыре энергетических котла Е-220-9,8-540 КТ и быстродействующие редукционно-охладительные установки, что обеспечивает работу пиковых бойлерных установок. Кроме того, для снижения приземной концентрации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу города в проект включено сооружение новой дымовой трубы высотой 300 м и газоходов для переключения на нее всех энергетических котлов. Котлы пятой очереди введены в эксплуатацию в 1984-1989 гг., сооружение дымовой трубы закончено в 1990 году. На эту трубу подключено 13 котлов. Ведется строительство газоходов и переключение остальных котлов на новую дымовую трубу.

В 2000 году введен в эксплуатацию турбоагрегат ст.№11 установленной электрической мощностью 90МВт.

Проекты I-V очередей ТЭЦ разработаны Украинским отделением ВНИПИ энергопром. Главным инженером проекта ТЭЦ был назначен Каганович Морис Яковлевич.

Строительство осуществлено Управлением строительства «Кыргызэнергострой» с привлечением субподрядных специализированных организаций. Монтаж технологического оборудования и строительных металлоконструкций выполняло Кыргызское монтажное управление треста «Средазэнергомонтаж». По комсомольским путевкам на Фрунзенский монтажный участок САЭМ стало прибывать пополнение из числа демобилизованных воинов Советской Армии. Так, в октябре — ноябре 1960 года прибыли моряки Черноморского и Балтийского военно-морского флота — 80 человек, а в 1961 году моряки Северного военно-морского флота — 50 человек.

Монтаж котельного оборудования производился укрупненными блоками, что значительно сокращало время монтажа. Монтаж электрооборудования и всего контрольно-измерительного хозяйства выполнял Казахстанский монтажный участок треста «Электросредазмонтаж».

После завершения строительства первой очереди ТЭЦ распоряжением Совнархоза республики от 27 августа 1962 года создается энергетическое предприятие — Фрун­зенская ТЭЦ с подчинением управлению «Кыргызэнер­го».

Сооружение комплекса турбоагрегата ст. №11 осуществлено за счет кредитов Всемирного банка и Российской Федерации. Проектировщик – институт «Зарубежэнергопроект», генеральный подрядчик – ГУП ВО Технопромэкспорт.

В июне 2014 года начата реализация проекта «Модернизация ТЭЦ г. Бишкек». Проект был реализован совместно с китайской компанией ОАО «ТВЕА». В ходе модернизации было установлено 2 котлоагрегата типа HG-710/13.8-YN20 и 2 турбоагрегата С-150-12,8/555/0,5 суммарной мощностью 300 МВт и 300Гкал/ч.

В августе 2017 года новая станция торжественно, с участием президента КР А.Ш. Атамбаева была сдана в эксплуатацию.

 

Установленная мощность ТЭЦ до начала модернизации:

 

электрическая - 512 тыс. кВт

тепловая по турбоагрегатам - 994,2 Гкал/час

 

Установленная мощность ТЭЦ после окончания модернизации:

 

электрическая - 812 тыс. кВт

тепловая по турбоагрегатам - 1294,2 Гкал/час

 

Парк котлов состоит из 18 энергетических котлоагрегатов:

 

БКЗ – 160 – 100Ф2С – 2 единицы;

БКЗ – 160 – 100ФС – 3 единицы;

БКЗ – 220 – 1004С – 7 единиц;

Е - 220-9,8 – 540 КТ – 4 единицы;

HG-710/13.8-YN20 – 2 единицы.

Параметры пара энергетических котлоагрегатов типа БКЗ и Е:

 

давление – 100кг/см2 (9,8 МПа);

температура – 540 гр. С.

 

Параметры пара энергетических котлоагрегатов типа HG:

 

давление – 140кг/см2 (13,8 МПа);

температура – 560 гр. С.

Установлено 9 турбоагрегатов:

ст. №№ 3,4 С-150-12,8//555/0,5 - 300000 кВт;

ст. №№ 5,9 Р-65-90/2,3 (турбины реконструированы) - 65000 кВт;

ст. №№ 7,8 ПТ-60-90/13 - 60000 кВт;

ст. №10 Т-86-90/2,3 (турбина реконструирована) - 86000 кВт;

ст. №11 Т-115/125-130-1ТП - 90000 кВт.

Ст. №№3,4   QFKN-150-2  150 тыс.кВт, 15750В

Ст.№№5,6    ТВФ –100 – 2 100 тыс.кВт, 10500В

Ст.№№7,8    ТВФ – 60 – 2  60 тыс.кВт, 10500В

Ст.№№9,10  ТВФ – 120 – 2 100 тыс.кВт, 10500В

Ст.№11           ТФ – 100 – 2 УЗ 100 тыс.кВт, 10500В

 

Главные силовые трансформаторы и автотрансформаторы ТЭЦ:

 

Ст. №№3,4   SFP-180000/110          180 тыс.кВА      

Ст. №№ 5,6,10 ТДЦ-125000/110        125 тыс.кВА  10,5/121 кВ

Ст. №№ 7,8  OSFPZ-250000/220/110/10,5 250 тыс.кВА  10,5/121/230 кВ

Ст. № 9 ТДЦ-125000/220        125 тыс.кВА  10,5/242 кВ

Ст.№11           ТДНС-125000/110      125 тыс.кВА, 10.5/121кВ.

 

Топливо

Проектным топливом для котлов III очереди ТЭЦ принят карагандинский каменный уголь шахтной добычи марок рядовой и промпродукт, для котлов IV и V очередей – смесь из 75% карагандинского угля и 25% ташкумырского.

Проектным топливом для котлов YG-710/13.8-YN20 принят бурый уголь марки Б3 Кавакского бассейна. Освоено также сжигание бурого угля Кавакского бассейна и каменного угля Шубаркольского месторождения марки Д. В качестве подсветочного топлива используется газ и мазут.

Основные сооружения электростанции

Комплекс сооружений ТЭЦ г. Бишкек состоит из главного корпуса, топливоподачи с разгрузочным устройством, размораживающим устройством и складом твердого топлива, мазутохозяйства, открытых распределительных устройств 220, 110, 35 кВ, щитового блока с ГРУ-6 кВ, сооружений технического водоснабжения, химводоочистки, системы транспортировки и складирования золошлаковых отходов.

ТБ эксплуатации турбоагрегатов

А. ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБОАГРЕГАТОВ

3.3.1. Внешние напорные маслопроводы, находящиеся в зоне горячих поверхностей, должны быть заключены в специальные плотные защитные короба из листовой стали. Нижняя часть коробов должна иметь уклон для стока масла в сборный трубопровод, независимый от коллектора аварийного слива и соединенный с емкостью аварийного слива масла.

При капитальных ремонтах короба должны проверяться на плотность заполнением их водой.

3.3.2. Маслопроводы, расположенные вне короба, должны быть отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы заключены в специальные кожухи со сливом из них масла в безопасное место. Кожухи должны охватывать фланцы, а также расположенные рядом сварные швы и участок трубы длиной 100 - 120 мм от шва.

3.3.3. Запрещается при испытании автомата безопасности находиться на площадке обслуживания турбины лицам, непосредственно не участвующим в испытании.

Проверка автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должна производиться по программе испытаний, утвержденной главным инженером электростанции.

До испытания автомата безопасности должен быть проведен инструктаж персонала, участвующего в испытаниях, с записью об этом в журнале инструктажей.

Непосредственно руководить испытанием должен начальник цеха (или его заместитель), наблюдающий за частотой вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующий в испытании, должен быть расставлен так, чтобы в нужный момент быстро отключить агрегат.

3.3.4. Перед проверкой автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должны быть произведены его ручное выключение при номинальной частоте вращения и проверка посадки стопорных и регулирующих клапанов. При неудовлетворительной посадке стопорного или регулирующего клапана проверять работу автомата безопасности увеличением частоты вращения запрещается.

3.3.5. В случае, если при проверке автомата безопасности частота вращения ротора турбины повысилась до уровня, при котором должен срабатывать автомат безопасности, а он не сработал, частота вращения ротора должна быть немедленно снижена прикрытием регулирующих клапанов. Если это не удается сделать, турбина должна быть отключена кнопкой останова, закрыты главные паровые задвижки и их байпасы.

Повторное испытание автомата безопасности с увеличением частоты вращения допускается в этом случае только после выявления и устранения дефектов.

3.3.6. Запрещается пуск турбины при дефектах в системе регулирования и парораспределения.

3.3.7. Остановленная на ремонт турбина должна быть отключена от общих паропроводов в соответствии с требованиями пп. 2.9.6 - 2.9.8 настоящих Правил.

3.3.8. Заводские приспособления для подъема крышек цилиндров и роторов турбин должны быть осмотрены перед началом производства работ. После ремонта приспособлений на них должна быть указана дата технического освидетельствования.

3.3.9. Снимаемые с турбины тяжелые детали (ротор, крышка цилиндра) должны укладываться на козлы и подкладки, исключающие их соскальзывание, в соответствии с планом размещения деталей с учетом требований п. 2.1.12 настоящих Правил. Запрещается использовать для подкладки шпалы, пропитанные антисептиками.

3.3.10. При вскрытии и подъеме крышки цилиндра необходимо:

- пользоваться для подъема имеющимся приспособлением (например, балансиром);

- отрывать верхнюю половину цилиндра (крышки) от нижней с помощью отжимных болтов;

- убедиться перед подъемом, что крышка тщательно застроплена;

- поднимать крышку после тщательной выверки ее при установленных направляющих болтах (свечах) по команде ответственного лица;

- проверять при подъеме равномерность перемещения крышки относительно фланца разъема нижней половины цилиндра. При проверке равномерности перемещения крышки, а также при ее подъеме класть руки на фланец разъема под поднимаемую крышку запрещается.

3.3.11. Разболчивание и затяжка гаек фланцевых соединений разъемов цилиндров турбин должны производиться по инструкции завода-изготовителя турбин.

3.3.12. Если при подъеме крышки обнаружен перекос или заедание, крышка должна быть опущена и ее крепление к крюку вновь выверено путем подтягивания или ослабления тросов. Длина тросов должна регулироваться гайками или талрепами подъемного приспособления.

3.3.13. При подъеме крышки цилиндра необходимо следить за тем, чтобы с нею не поднимались уплотнительные обоймы, если они по конструкции не крепятся к крышке цилиндра и если не исключена возможность их падения от толчков при дальнейшем подъеме. В том случае, если при незначительной высоте подъема крышки обоймы не могут быть выбиты ударами свинцовой кувалды по крышке, ее необходимо выставить на подкладки и закрепить обоймы за крышку.

3.3.14. В том случае, когда диафрагмы конструктивно крепятся в крышке цилиндра и при незначительной высоте подъема обнаруживается обрыв винтов, крепящих верхние половины диафрагм дальнейший подъем должен быть прекращен.

В этом случае крышка цилиндра должна быть приподнята только на высоту, необходимую для укрепления диафрагмы, и установлена на подкладки. После укрепления диафрагмы могут быть продолжены подъем и транспортирование крышки цилиндра турбины.

3.3.15. Запрещается зачищать и смазывать посадочные места диафрагм, находясь под поднятой диафрагмой, а также обрабатывать диафрагмы на весу.

3.3.16. Запрещается шабрить нижнюю половину цилиндра турбины под подвешенной крышкой цилиндра. Эту работу следует производить при отведенной в безопасное место или выставленной на подкладки крышке цилиндра.

3.3.17. Кантовку крышки цилиндра разрешается производить только под непосредственным руководством руководителя работ. Перед кантовкой необходимо убедиться в отсутствии на крышке незакрепленных деталей (гаек, болтов, заглушек, инструмента и т.п.).

3.3.18. Все отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины, после его вскрытия должны быть сразу же закрыты деревянными пробками и крышками, а отверстия горловины конденсатора заложены прочными деревянными щитами.

3.3.19. Электронагреватели типа ТЭН, применяемые для нагрева крепежных резьбовых соединений турбин высокого давления, должны быть заземлены и иметь сопротивление изоляции между корпусом нагревателя и токоведущими частями не менее 2 МОм. Работать с электронагревателем необходимо в резиновых диэлектрических перчатках.

К работе с электронагревателями допускается персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже II.

При работе с электронагревателем запрещается:

- разбирать его, не отсоединив токоподводящий кабель от питающей сети;

- изгибать или деформировать защитную трубку корпуса и нагревателя;

- устанавливать электронагреватель в отверстие шпильки применением ударов или значительного усилия;

- нагревать шпильку с глухим центральным отверстием, длина которого меньше рабочей длины электронагревателя;

- переходить с одного резьбового соединения на другое с включенным электронагревателем;

- производить разъем цанговых контактов токоведущих кабелей на работающем электронагревателе;

- оставлять без надзора электронагреватель в рабочем состоянии.

3.3.20. При работе с эжекционным нагревателем крепежа цилиндра турбин многопламенная горелка должна работать без хлопков и обратных ударов. Все соединения и каналы горелки, включая уплотнительные устройства, должны быть герметичными.

Перед началом работ с применением эжекционного нагревателя все работы на проточной части турбины должны быть прекращены и персонал удален. На месте работ должен иметься листовой асбест, огнетушитель и металлический лист для регулирования пламени горелки.

Горелку эжекционного нагревателя следует зажигать от пламени в противне. Запрещается использовать для этой цели спички.

Запрещается при работе с эжекционным нагревателем стоять против пламени, а также работать в замасленных одежде и рукавицах.

3.3.21. При использовании для прогрева шпилек разъемов цилиндров турбины воздушных нагревателей ввод в отверстие шпильки штуцера для подачи горячего воздуха и удаление его после нагрева должны производиться при закрытом вентиле подачи воздуха. Работающие должны быть в рукавицах и защитных очках.

Прогрев шпилек открытым пламенем газовой горелки запрещается.

3.3.22. При демонтаже дефектных лопаток турбин с применением электросварки ротор должен быть заземлен. Вынимать дефектные лопатки турбины с помощью грузоподъемного крана запрещается.

3.3.23. При вскрытии и закрытии подшипников необходимо:

- крышки и вкладыши стропить за ввернутые полностью рым-болты, плотно прилегающие к поверхности крышки;

- при выкатывании нижнего вкладыша подшипника во время центровки по полумуфтам для небольшого подъема ротора использовать скобу, установленную на разъеме подшипника. Вывертывать вкладыш следует с помощью ломика и рым-болтов. Браться за края вкладыша руками запрещается. Протирать расточку корпуса разрешается только после того, как будут приняты меры против соскальзывания вкладыша. Менять прокладки под вкладышем опорного подшипника без надлежащего укрепления вкладыша запрещается.

3.3.24. При перезаливке вкладышей подшипников баббитом формы должны быть просушены.

Работу следует выполнять в защитных очках, прорезиненном фартуке и рукавицах.

При обезжиривании вкладышей каустической содой и травлении их кислотой необходимо соблюдать соответствующие требования п. 3.7 настоящих Правил.

3.3.25. Выемку и установку ротора турбины следует производить специальным приспособлением. До начала подъема полумуфты соседних роторов должны быть раздвинуты настолько, чтобы выступ одной половины вышел из выемки другой.

Положение ротора при подъеме после натяжения краном тросов должно быть горизонтальным, что определяется в начале подъема по одновременности отрыва шеек ротора от вкладышей, а после незначительного подъема - по уровню, устанавливаемому на одну из шеек вала.

При перекосах, заеданиях и задеваниях подъем ротора должен быть немедленно прекращен.

3.3.26. При разборке устройств регулирования и защиты необходимо:

- при разборке автоматического стопорного клапана отвернуть два диаметрально противоположных болта на разъеме колонки, установить вместо них две удлиненные линейные шпильки с нарезкой по всей длине с гайками и только после этого отвертывать остальные болты, осторожно распуская пружину гайками на длинных шпильках;

- вынимать дроссельный клапан после строповки его за навернутую до отказа соединительную полумуфту; держать клапан за шток и края запрещается;

- ослаблять пружины центробежного регулятора при его разборке равномерно с двух сторон.

3.3.27. При посадке деталей турбин с натягом методом глубокого охлаждения необходимо надевать рукавицы и работать с помощью специальных приспособлений. При использовании жидкого азота для охлаждения деталей следует учитывать возможность образования взрывоопасной смеси (жидкая азотно-кислородная смесь с содержанием более 30 % кислорода).

Для предупреждения образования взрывоопасных смесей необходимо предварительно проводить тщательную очистку охлаждаемых деталей и ванны от масла и жировых загрязнений и осуществлять в процессе охлаждения контроль за повышением концентрации кислорода в азоте.

3.3.28. Прорезку и зачистку гребней у концевых или диафрагменных уплотнений следует производить в рукавицах.

3.3.29. Перед началом проворачивания ротора турбины вручную (при центровке) необходимо встать ногами на горизонтальный разъем турбины или на площадку, установленную на уровне горизонтального разъема.

Проворачивание ротора вручную должно выполняться по команде производителя работ или назначенного им лица из состава бригады.

Перед проворотом ротора турбины краном ремонтные работы на ее проточной части должны быть прекращены, а персонал удален в безопасное место. При проворачивании ротора краном находиться в районе натягивающего троса запрещается. Наматывать трос следует равномерно, без набегов, избегая его защемления.

Палец, плотно вставляемый в соединительную полумуфту, должен иметь бурт, упирающийся в нее, и выемку (канавку) для наброса петли стропа. Длина пальца должна быть не менее двух толщин фланцев соединительной полумуфты.

3.3.30. Запрещается применять ременную передачу при балансировке роторов турбины на станке. Ротор двигателя должен быть соединен с балансируемым ротором через подвижную муфту, легко расцепляемую на ходу. Против мест крепления пробных грузов должны быть установлены оградительные щиты.

Во время балансировки роторов турбины на станке или в собственных подшипниках место балансировки должно быть ограждено.

3.3.31. Запрещается производить работы, связанные с заменой и ремонтом арматуры на маслопроводах и с разборкой деталей регулирования (за исключением замены манометров), при работающей турбине или работающем масляном насосе.

3.3.32. При проведении ремонтных работ на маслосистеме необходимо:

- выполнять огневые работы с учетом требований п. 2.6 настоящих Правил;

- подвергать гидравлическому испытанию участки маслопроводов, на которых в период ремонта переварены сварные стыки фланцевых соединений штуцеров, отводов и т.п.;

- немедленно убирать пролитое масло;

- соблюдать требования п. 3.6 настоящих Правил при химической очистке маслосистемы;

- производить пропаривание труб масляной системы и маслоохладителя насыщенным паром давлением не выше 0,6 МПа (6 кгс/см2) на специально оборудованной площадке; вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места; запрещается применение для подвода пара резиновых шлангов;

- производить работы внутри масляных баков только после очистки их от масла и шлама, пропаривания, вентиляции и с выполнением требований безопасности, предусмотренных в п. 2.8 настоящих Правил.

3.3.33. Огневые работы на расстоянии менее 10 м от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и др.).

Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, запрещаются.

Около генераторов и устройств газомасляной системы должны быть вывешены предупреждающие знаки или плакаты безопасности «Осторожно! Опасность взрыва».