Оборудование турбинного цеха

18

Трубопровод к РОУ-2,3

306

III

1

19

Трубопровод 8-13ата ВШЗ-III

321а

III

1

20

Трубопровод РОУ-7

4707

III

1

21

Питательный трубопровод

571

I

4

22

Подвод ХОВ к Д-15.16

549

IV

-

23

Уравн. по воде Д-15,16

556

IV

-

24

Уравн. по пару Д-15,16

555

IV

-

25

Трубопровод на Д-15,16

550

IV

-

26

Вода на всас ПЭН-13,14

557

IV

-

27

Пар на ПБ-5

567

III

1

28

Трубопровод 8-13ата ТА-5

584

III

1

29

Трубопровод 8-13ата ТА-6

585

III

1

30

Трубопровод 8-13ата ТА-3-4

588

III

1

31

Трубопровод от к/а №16

552

III

1

32

Трубопроводы ОК турбин, общестанционный коллектор

1Т

IV

-

33

Трубопроводы конденсата греющего пара ПВД турбин, общестанционный коллектор

2Т

IV

-

34

Трубопроводы конденсата бойлерных установок

3Т

IV

-

35

Трубопроводы от расширителей непрерывной продувки в деаэраторы

4Т

IV

-

36

Трубопроводы уравнительные по пару деаэраторов 6 ата

5Т

IV

-

37

Трубопроводы уравнительные по воде деаэраторов 6 ата

6Т

IV

-

38

Трубопроводы всаса ПЭН ВД

7Т

IV

-

39

Трубопровод отбора 1,2-2,5 ата (вкл. греющий пар ОБ, ПТВ)

8Т

IV

-

40

Трубопроводы 1,2-2,5 ата (греющий пар на деаэраторы атмосферные)

9Т

IV

-

41

Трубопроводы сетевой воды бойлерных установок общестанционные трубопроводы

11Т

IV

-

42

Пароперепускные трубопроводы ТА-3

12Т

I

3

23

Пароперепускные трубопроводы ТА-4

13Т

I

3

24

Пароперепускные трубопроводы ТА-5

14Т

I

3

25

Пароперепускные трубопроводы ТА-6

15Т

I

3

26

Пароперепускные трубопроводы ТА-7

16Т

I

3

27

Пароперепускные трубопроводы ТА-8

17Т

I

3

28

Трубопроводы отборов ПВД ТА-3

18Т

III

1

29

Трубопроводы отборов ПВД ТА-4

19Т

III

1

30

Трубопроводы отборов ПВД ТА-5

20Т

III

1

31

Трубопроводы отборов ПВД ТА-6

21Т

III

1

32

Трубопроводы отборов ПВД-2 ТА-7

22Т

III

1

33

Трубопроводы отборов ПВД-3 ТА-7

23Т

II

1

34

Трубопроводы отборов ПВД-2 ТА-8

24Т

III

1

35

Трубопроводы отборов ПВД-3 ТА-8

25Т

II

1

36

Трубопроводы отборов ПВД-4 ТА-9

26Т

III

1

37

Трубопроводы отборов ПВД-5 ТА-9

27Т

II

1

38

Трубопровод отбора ПНД-3 ТА-3

28Т

IV

-

39

Трубопровод отбора ПНД-3 ТА-4

29Т

IV

-

40

Трубопровод отбора ПНД-3 ТА-5

30Т

IV

-

41

Трубопровод отбора ПНД-3 ТА-6

31Т

IV

-

62

Трубопровод отбора ПНД-1 ТА-7

32Т

IV

-

63

Трубопровод отбора ПНД-1 ТА-8

33Т

IV

-

64

Трубопровод отбора ПНД-1 ТА-9

34Т

IV

-

65

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-3

35Т

III

1

66

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-4

36Т

III

1

67

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-5

37Т

III

1

68

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-6

38Т

III

1

69

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-7

39Т

III

1

70

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-8

40Т

III

1

71

Трубопроводы отборов 8-13 ата ТА-9

41Т

III

1

72

Трубопроводы отборов 1,2-2,5 ата ТА-3

42Т

IV

-

73

Трубопроводы отборов 1,2-2,5 ата ТА-4

43Т

IV

-

74

Трубопроводы отборов 1,2-2,5 ата ТА-5

44Т

IV

-

75

Трубопроводы отборов 1,2-2,5 ата ТА-6

45Т

IV

-

76

Трубопроводы отборов 1,2-2,5 ата ТА-9

46Т

IV

-

77

Трубопровод отсоса с уплотнений ТА-7

47Т

IV

-

78

Трубопровод отсоса с уплотнений ТА-8

48Т

IV

-

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

а) для трубопроводов от котлов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

б) для трубопроводов от турбин, работающих с противодавлением, - максимально возможное давление в противодавлении (предусмотренное техническими условиями на поставку турбины) и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

в) для трубопроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для трубопроводов промежуточного перегрева) - максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода - изготовителя турбины);

г) для трубопроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте установки;

д) для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуры насыщения в деаэраторе;

е) для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса, и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

ж) для подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей - возможное наибольшее давление и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности.

8.1 Условия эксплуатации и безопасного состояния режимов работы трубопроводов

Каждый трубопровод для обеспечения безопасных условий эксплуатации должен быть оснащен приборами для измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными устройствами и средствами защиты и автоматизации. Эксплуатация трубопроводов, параметры теплоносителя транспортируемого в трубопроводах, не должны превышать значений, указанных в паспортных данных на разрешенные параметры трубопроводов, в противном случае это может привести к повреждению трубопровода. Все трубопроводы должны иметь в верхних точках воздушники, а в нижних точках и застойных зонах - дренажные устройства. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление и опорожнение трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 (по ходу движения среды), сохраняющейся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды, для трубопроводов тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002. Наиболее застойные тупиковые зоны включенных трубопроводов, определяемые в процессе эксплуатации по появлению признаков гидроударов (появление влажного пара, конденсата из дренажей на включённых участках, характерный звук удара и т.п.) должны постоянно дренироваться для предотвращения скопления конденсата. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25°С должна быть не более 45°С. Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.) должна быть съемной. Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом воздухе и вблизи масляных баков, должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения её от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы, расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое покрытие. Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов. При покрытии поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (листами алюминия, оцинкованного железа и др. коррозийно-стойкими металлами) окраска обшивки по всей длине может не производиться. В этом случае, в зависимости от транспортируемой среды, должны наноситься соответствующие условные обозначения. Прогрев вспомогательных трубопроводов (дренажных, продувочных, сбросных), не имеющих приборов контроля температуры, должен регулироваться степенью открытия дренажной арматуры.

8.2 Подготовка и порядок пуска трубопроводов

Разрешение на пуск трубопровода дает ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов. Прогрев и пуск трубопроводов должны производиться по инструкции или в соответствии с перечнем сложных переключений по специальной программе утверждённой техническим директором организации. Переключения по программам производят не менее двух человек. Перед пуском трубопровода в работу должны быть проверены:

устранение замечаний, записанных в журнал дефектов;

закрытие нарядов, если производились ремонтные работы на трубопроводе;

исправность опор и креплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры;

исправность индикаторов тепловых перемещений для трубопроводов Р - 90 ата, Т - 500°с;

состояние дренажей, воздушников, предохранительных устройств;

соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;

исправность тепловой изоляции.

До начала пусковых операций необходимо проверить запорную, регулирующую, дренажную и предохранительную арматуру на подготавливаемом участке. Прогрев паропровода должен контролироваться штатными приборами контроля, а именно:

- участок главного трубопровода между задвижками №№ 5-8 поверхностной термопарой и манометру;

- участок главного трубопровода между задвижками №№ 8-10 поверхностной термопарой;

- участок главного трубопровода между задвижками №№ 33-34 поверхностной термопарой;

- участок главного трубопровода между задвижками №№ 34-36 поверхностной термопарой;

- участки главного трубопровода турбин ст. №№ 3-9 от ГПЗ-2 до ГПЗ-1 глубинными термопарами и манометрами (контрольно измерительные приборы установлены на щитах управления соответствующих турбин);

- участки трубопровода 8-13 ата (5-6 нитка) на завод СК - глубинными термопарами и манометрами, установленными по месту за ОУ, между задвижками №№ 43-43а, 44-44а, 48-45а, 50-50а.

Трубопроводы на РГМ от задвижек №№ 55-55а, 56-56а - глубинными термопарами и манометрами. Трубопроводы отборного пара 8-13 ата турбин №№ 3-9 и трубопроводы 1,2-2,5 ата от турбин №№ 3-6; 9 глубинными термопарами и манометрами, установленными по месту на щитах управления турбоагрегатов. На других участках трубопроводов (трубопроводы 90 ата, 8-13 ата, 1,2-2,5 ата, питательные трубопроводы и т.д., согласно таблицы 1), прогрев контролируется по состоянию пара (сухой, влажный), выходящему из открытых дренажных вентилей на прогреваемом участке. При включении или отключении трубопроводов пара и горячей воды необходимо соблюдать следующие скорости прогрева и расхолаживания:

Таблица 6

Наименование	Температура °С	Скорость, °С/мин.
		прогрев	расхолаживание
Трубопровод 90 ата	Более 500	3	2
Трубопровод 26 ата	400	15	10
Трубопровод 8-13 ата	250	15	10
Трубопровод 1,2-2,5 ата	120	15	10
Питательный трубопровод	160-215	8	5

Трубопровод перед включением его в работу необходимо прогреть. Прогрев производится в сторону запорной задвижки, у которой установлен дренаж. Прогрев производится следующим образом:

включить в работу приборы теплового контроля - замера температуры и давления;

открыть дренажи и воздушники трубопровода;

убедиться в полном его опорожнении по линии слива (над воронкой из дренажного вентиля должна отсутствовать струя воды).

Продуть дренаж в атмосферу перед задвижкой, от которой будет производиться прогрев, убедившись в отсутствии конденсата перед задвижкой; медленно и осторожно приоткрыть байпас задвижки (при отсутствии байпаса - задвижку) от участка трубопровода, находящегося в работе, на величину достаточную для начала прогрева. Начало прогрева определяется по величине истечения пароводяной смеси из открытых дренажей. Величина открытия арматуры, от которой ведётся прогрев, должна обеспечивать скорость прогрева трубопровода согласно таблицы 3, исключать возможность гидроудара и скопление конденсата в трубопроводе. В случае возникновения гидравлических ударов прогрев необходимо прекратить, закрыть байпас или задвижку. Затем медленно и осторожно повторить вышеизложенные действия:

- при появлении пара (воды) из воздушников - закрыть их;

- в дальнейшем прогрев трубопроводов вести приоткрытием байпаса задвижки, при отсутствии байпаса - приоткрытием задвижки, на величину достаточную для повышения давления и температуры среды в прогреваемом трубопроводе;

- на трубопроводах 90 кгс/см², 8-13 кгс/см², 1,2-2,5 кгс/см², при достижении давления в трубопроводе на 0,5 кгс/см² выше, чем в коллекторе дренажей, перевести выпар дренажных вентилей на прогреваемых участках дополнительно в соответствующий коллектор дренажей для данного трубопровода;

при достижении давления и температуры в трубопроводе, близкой к параметрам среды рабочего трубопровода, сначала производится продувка дренажей с обеих сторон трубопровода (до задвижек, со стороны работающего трубопровода) до появления сухого пара, а затем производится включение трубопровода в работу;

постепенно открываются задвижки полностью с обеих сторон трубопровода, закрываются дренажи и байпасы задвижек.

Если после включения трубопровода на включенном участке имеются застойные тупиковые зоны, и возможность образования в них конденсата, то необходимо организовать постоянный прогрев этих зон путем их дренирования.

8.3 Обслуживание трубопроводов в нормальных условиях эксплуатации

При эксплуатации трубопроводов и арматуры должны контролироваться:

тепловые перемещения трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов;

плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

температурный режим работы металла при пусках и остановах;

герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;

наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, в редукторах электроприборов арматуры.

Во время работы машинист - обходчик (машинист турбин) не реже одного раза в смену должен проводить осмотр трубопроводов. При осмотре следует обращать внимание на состояние креплений опор и подвесок, изоляции, указателей тепловых перемещений, отсутствие течей и парений в арматуре или из-под изоляции осматриваемого трубопровода. Кроме проверок исправности манометров, проводимых персоналом ЦТАИ, персонал, обслуживающий трубопроводы, должен не реже одного раза в смену проводить проверку исправности манометров путем визуального осмотра. При этом проверяется целостность манометра, наличие красной черты, указывающей допустимое давление. При выявлении повреждений трубопроводов следует немедленно оградить опасную зону, сообщить об этом начальнику смены. При проведении каких-либо работ вблизи трубопроводов должно быть исключено появление защемлений трубопроводов за счет прокладки временных балок, подпорок и др.

Случаи повреждения опор, подвесок, изоляции и возникновение прочих дефектов должны фиксироваться в журнал дефектов и своевременно устраняться. Дефекты, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, устраняются при ближайшем останове. При останове нельзя допускать превышения допустимых скоростей расхолаживания трубопроводов (она не должна превышать значений указанных в п. 7.4 таблица 6). При отключении энергооборудования необходимо исключить возможность попадания воды на горячие трубопроводы. При достижении в трубопроводе параметров, соответствующих точке насыщения, все дренажи должны быть открыты полностью. После остывания необходимо провести внешний осмотр трубопровода, системы его креплений, указателей температурных перемещений, арматуры и зафиксировать в ремонтном журнале выявленные дефекты. В случае разрыва трубопровода свежего пара, трубопроводов питательной воды, отборов, их арматуры и фланцевых соединений аварийный участок должен быть немедленно отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено. При появлении течей и парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляции трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены цеха. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если дефект представляет опасность для обслуживающего персонала, определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности «Проход воспрещен», «Осторожно! Опасная зона».

8.4 Контроль за тепловыми перемещениями трубопроводов

Эксплуатационный контроль за положением трубопроводов 90 ата 500С со снятием показаний индикаторов и записью результатов в журнале измерения тепловых перемещений трубопроводов ТЦ должен выполняться при их прогреве, при рабочих параметрах с периодичностью:

- после капитального ремонта трубопровода;

- после ремонтных работ, связанных с изменением в системе его креплений (ремонт, замена опор, подвесок);

- межремонтный период 1 раз в год.

Наблюдение за индикаторами перемещений с записью в журнале измерения тепловых перемещений трубопроводов ТЦ должно осуществляться при каждом прогреве (от холодного состояния до номинальных параметров) и после остывания (до температуры металла трубы, не превышающей 50С) трубопроводов. Критерием правильности показаний в работе или холодном состоянии паропровода, является совпадение острия стержня с одной из соответствующих фиксированных точек на пластинах. Наблюдение за индикаторами перемещения трубопроводов, проверку их работоспособности и снятие показания осуществляет начальник смены турбинного цеха с записью в журнале тепловых перемещений трубопроводов ТЦ. В случае отклонения положения трубопровода от расчетного начальник смены должен доложить начальнику турбинного цеха и лицу ответственному за исправное техническое состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов. Произвести осмотр паропровода, опор, подвесок, индикаторов с целью выявления причин нерасчетного его перемещения.

8.5 Требования по технике безопасности при эксплуатации трубопроводов

Устройство, эксплуатация трубопроводов должны отвечать требованиям правил техники безопасности. Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила техники безопасности, относящиеся к обслуживаемым трубопроводам. Немедленно сообщить своему непосредственному руководителю (начальнику смены), а при его отсутствии начальнику цеха или его заместителям обо всех замеченных нарушениях Правил, а также о неисправности оборудования, защитных устройств и т.п., которые могут представлять опасность для персонала и оборудования. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений трубопроводов должны быть установлены площадки обслуживания. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве регулирующей запрещается. Запрещается во время работы трубопровода проведение его ремонта или работ, связанных с ликвидацией неплотностей соединений отдельных элементов трубопровода, находящихся под давлением. Открывать и закрывать задвижки и вентили с применением рычагов, удлиняющих плечо рукоятки или маховика, не предусмотренных инструкцией по эксплуатации арматуры, запрещается. При засорении дренажного штуцера в процессе прогрева трубопровода или подъеме давления в нем штуцер должен быть продут быстрым закрытием и открытием вентиля. Если устранить засорение продувкой невозможно, следует полностью отключить паропровод и прочистить дренажный штуцер. Рабочий, ведущий продувку дренажного штуцера, должен находиться на стороне, противоположной выходу дренируемого конденсата или пара, и выполнять эту работу в рукавицах.

8.6 Требования по технике безопасности при ремонте трубопроводов

Ремонт трубопроводов должен отвечать требованиям правил техники безопасности. Приступать к ремонту трубопроводов при избыточном давлении в них запрещается. Дренирование воды и пара должно производиться через дренажную арматуру. При опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды подтяжку болтов фланцевых соединений следует производить при избыточном давлении не выше 0,5 МПа (5 кгс/см²). Сальники стальных компенсаторов следует подтягивать при давлении не выше 1,2 МПа (12 кгс/см²) осторожно, чтобы не сорвать болты. Добивку сальников компенсаторов и арматуры допускается производить при избыточном давлении в трубопроводах не более 0,02 МПа (0,2 кгс/см²) и температуре теплоносителя не выше 45 °С. Заменять сальниковую набивку компенсаторов разрешается после полного опорожнения трубопровода. При разболчивании фланцевых соединений трубопроводов ослабление болтов следует производить осторожно, постепенным отвертыванием гаек во избежание возможного выброса пароводяной смеси в случае неполного дренирования трубопровода. При этом необходимо предупредить выпадение из фланцев металлических прокладок и измерительных шайб и падение их вниз (ограждением расположенных ниже участков, устройством настилов, установкой поддонов). На всех фланцевых соединениях болты следует затягивать постепенно, поочередно с диаметрально противоположных сторон. Для устранения течи через резьбу соединительные штуцеры контрольно-измерительной аппаратуры следует подтягивать только гаечными ключами, размер которых должен соответствовать граням подтягиваемых элементов. При этом давление среды в импульсных линиях не должно превышать 0,3 МПа (3 кгс/см²). Применение для этих целей других ключей, а также удлиняющих рычагов запрещается. Перед подтягиванием следует проверить состояние видимой части резьбы, особенно на штуцерах воздушников. При подтягивании резьбового соединения рабочий должен располагаться с противоположной стороны от возможного выброса струи воды или пара при срыве резьбы.

9. Экономика ТЭЦ

- Прибыль - определяет результат хозяйственной деятельности предприятия. Это как разница от реализации электроэнергии и тепловой энергии, прочей реализации и вне реализационных доходов и себестоимостью выработанной продукции.

- В себестоимость входят: стоимость покупной электроэнергии (около 50 % всех затрат), стоимость абонентной платы РАО, материальные затраты. Стоимость топлива, зарплата с отчислениями, износ основных средств, прочие затраты (ремонты, командировки, подготовка кадров и другие хозяйственные нужды электроэнергии и тепловой энергии) и др.

- Баланс состоит из актива и пассива. Актив равен пассиву. В актив входят: основные фонды, материальные запасы, незавершенное строительство, дебиторы, касса, банк, денежные документы. В пассив входят: пассивные счета, т.е. остаток должен быть только кредитовый. Это прибыль, фонды (накопления, потребления), добавочный капитал, кредиторы, расчеты с учредителями, кредиты с банка.

- Расходы на содержание цехов, на производство электроэнергии и тепловой энергии относятся на себестоимость, счета 20, 23, 24, 25, 26, а объекты социально-культурного быта: пионерский лагерь, ЖКО, профилакторий, здравпункт, детские сады содержатся за счет прибыли, т.е. затраты сначала собираются на 29 счете, а 29 счет закрывается на 88 счет (прибыль).

9.1 Тарифы

Тарифы за электрическую и тепловую энергию - это система ценовых ставок за электро- и тепловую энергию, по которым осуществляются расчеты за электрическую и тепловую энергию. Существует федеральный оптовый рынок электрической энергии. Это сфера купли-продажи электрической энергии, осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России. Субъектами федерального оптового рынка электрической энергии является РАО «ЕЭС России», ЦДУ «ЕЭС России», государственное предприятие - концерн «Росэнергоатом» и другие производители энергии, АО энергетики и электрификации и другие энергоснабжающие организации. Тарифы на электрическую и тепловую энергию подлежат государственному регулированию в соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», принятым в декабре 1995 года и с нормативными правовыми актами РФ. Органы государственного регулирования тарифов: федеральный орган исполнительной власти субъектов - региональные энергетические комиссии. Организатором функционирования и развития федерального оптового рынка электрической энергии является РАО «ЕЭС России». Оператором-диспетчером процесса производства и передачи электроэнергии на федеральном оптовом рынке является ЦДУ «ЕЭС России». Расчет новых тарифов в нашем АО ВЭ начинается после того, как с ФЭК приходят новые тарифы на покупную электроэнергию на оптовом рынке и новая абонентная плата РАО. Если изменились цены на топливо, то при расчете новых тарифов это также учитывается. Тарифы изменялись последние годы приблизительно 1 раз в три месяца.

Процесс расчета тарифов:

- подсчитываются затраты на электроэнергию за регулируемый период.

В затраты включаются:

1) стоимость покупной электроэнергии (около 50 % всех затрат)

2) стоимость абонентской платы РАО

3) стоимость сырья, вспомогательных материалов, услуг производственного характера

4) стоимость топлива

5) оплата труда

6) социальные нужды

7) другие затраты, исходя из нормативных правовых актов РФ.

- в прибыль включаются средства:

1) выплаты социального характера

2) капитальное строительство

3) содержание объектов социальной сферы

4) налоги за счет прибыли, в соответствии с налоговым законодательством РФ

5) прочие.

Затраты на электроэнергию и прибыль составляют товарную продукцию. Товарная продукция делится на полезный отпуск электроэнергии и получается тариф на электроэнергию. Расчет тарифов отражен в 20 таблицах. Эти таблицы ПЭО передает членам РЭК. Затем заседает РЭК, куда приглашаются представители АО ВЭ (генеральный директор, заместители генерального директора, начальник ПЭО). После утверждения тарифов расчетные таблицы передаются в ФЭК.

Таблица 7

№ п/п	группа потребителей	тариф, руб/Гкал
1 потребители, получающие тепловую энергию по тепловым сетям «Воронежской региональной генерации»
1.1	горячая вода для целей отопления	718,36
1.2	пар 8-13 кг/см2	962,38
2 потребители, получающие тепловую энергию на коллекторах «Воронежской ТЭЦ-1»
2.1	пар 8-13 кг/см2	512,30
2.2	пар острый и редуцированный	578,86

с 1 января 2009 года

Примечание 1 - в тариф не включен НДС.

Приказ Главного управления по государственному регулированию тарифов Воронежской области от 31.12.2008 г. № 41/1

Заключение

Объект прохождения производственной практики - ТЭЦ-1 Филиал «ОАО Квадра» - «Воронежская региональная генерация». За время прохождения практики ознакомился и изучил основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха, условия эксплуатации и обслуживания турбинных установок, изучил характеристику трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цеху, получил основное понятие о работе электростанции, ознакомился с модернизацией оборудования турбинного цеха.

В процессе практики усвоил ПТЭ, ПТБ, ППБ и их практическое применение. Изучил технологические схемы, производственные инструкции и инструкции по охране труда, ознакомился с технико-экономической документацией, правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования электростанции, изучил условия безаварийной, безопасной и экономической эксплуатации обслуживаемого оборудования.

На основании рассмотренных вопросов получил практические знания по теплоснабжению и теплотехническому оборудованию промышленного предприятия.

Список использованной литературы

1. Гиршфельд В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Я. Гиршфельд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 326 с.

2. Резников М.С. Котельные установки электростанций: учебник для вузов / М.С. Резников, Ю.М. Липов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 287 с.

3. Уваров В.В. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленным предприятием: учебник / В.В. Уваров, Е.В. Мурзич, О.Л. Данилов. - 2-е изд., перераб и доп. - М.: Энергия, 1979. - 543 с.

4/ Бордюков А.П. Тепломеханическое оборудование тепловых электростанций / А.П. Бордюков - М.: Энергия, 1978. - 272 с.

5. Рихтер Л.А. Вспомогательное оборудование ТЭС: учебник для вузов / Л.А. Рихтер, Д.П. Елизаров, В.М. Лавыгин. - М.: Энерготатомиздат, 1987. - 215 с.

6. Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: учебник для вузов / В.Е. Куликов, В.Я. Гиршфельд, А.М. Князев. - М.: Энергия, 1980. - 115 с.

7. Фокин В.М. Основы энергосбережения и энергоаудита / В.М. Фокин. - М.: Машиностроение - 1, 2006. - 254 с.

8. Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электрических станций / А.С. Горшков. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 239 с.

9. Антонянц Г.Р. Топливно-транспортное хозяйство тепловых электростанций / А.Р. Антонянц, В.П. Черников, О.Ф. Райфельд. - М.: Энергия, 1977. - 231 с.

10. Росляков П.В. Контроль вредных выбросов ТЭС в атмосферу / П.В. Росляков, И.Л. Ионкин, И.А. Закиров. - М.: МЭИ, 2004. - 228 с.

11. Кошелев А.А. Экологические проблемы энергетики / А.А. Кошелев, Г.В. Ташкинова, Б.Б. Чебаненко. - Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1989. - 318 с.

12. Сафонов Л.П. Водно-химический режим и коррозия энергетического оборудования / Л.П. Сафонов, И.А. Колошкина. - Л.: НПО УКТИ, 1989. - 93 с.

13. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: - М.: ЭНАС, 1997. - 228 с.

14. Бакластов А.М. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: справочник / А.М. Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 551 с.

Размещено на Allbest.ru

...