Реконструкция котельного отделения Стерлитамакской ТЭС

Проверим правильность расчетов путем решения уравнений тепловых

балансов для подогревателей в целом.

ПВД-1:

Д₁(i₁ ^. h_к1) ^. з = Д_пв ^. (h_в1 - h_в2),

 ПВД-2:

,

ПВД-3:

6.3.10 Тепловой расчет деаэратора 0,6 Мпа

При Р_у = 0,6 МПа; = 670,5 кДж/кг, = 158,83 ^оС.

Температуру основного конденсата t_ok определим по температуре насыщения в ПНД-4 с учетом недогрева.

Потерю давления в тракте от камеры отбора до ПНД-4 принимаем 6%:

Потерю давления в подогревателе принимаем 2%: . При этом давлении температура насыщения составит 155 ^оС. Следовательно, температура после подогревателя будет равна:

При Р_в = 0,7 МПа; h_в4 = 632,4 кДж/кг.

Количество выпара принимаем в размере 0,002 Д_пв

Д_вып = 0,002 ^. Д_пв = 0,002 ^. 1,04139 ^. Д = 0,00208 ^. Д.

Температуру конденсата выпара после охладителя принимаем на 5 ^оС выше температуры воды на входе:

При Р = 0,6 МПа и t_к = 155 ^оС; h_к = 653,9 кДж/кг.

Уравнение материального баланса деаэратора:

Из этого уравнения выразим Д_ок:

Уравнение теплового баланса деаэратора:

Д_ок = 0,89966 ^. Д - 0,00819 ^. Д = 0,89147 ^. Д.

6.3.11 Тепловой расчет группы ПНД

При расчете принимаем:

- потеря давления в тракте до подогревателей:

?Р_gyl-4 = 6%, ?Р_пнд-5 = 7%, ?Р_пнд-6,7 = 8%.

- потери давления в собственно подогревателях: ?Р' = 2%

- недогрев в подогревателях: дt = 5 ^оС

- температура конденсата после охладителей на 5^оС выше температуры

воды на входе, нагрев в охладителях пара уплотнений и эжекторов -

5^оС в каждом.

Определим параметры пара и конденсата в подогревателях.

= 0,543 МПА (из расчета деаэратора)

= 0,93*0,98*Р₅ = 0,93*0,98*0,332 = 0,302 МПа, = 133,7 ^оС,

= 0,92 * 0,98 * Р₅ = 0,93*0,98*0,183 = 0,165 МПа, = 114,2 ^оС,

= 0,92* 0,98* Р₅ = 0,93*0,98*0,091 = 0,082 МПа, = 94,1 ^оС.

Температура воды после подогревателей с учетом недогрева:

t_в4 = 150 ^оС (из расчета деаэратора);

h_в4 = 632,6 кДж/кг при Р = 1 МПа,

t_в5 = - дt = 133,7 - 5 = 128,7 ^оС;

h_в5 = 54,14 кДж/кг при Р = 1 МПа,

t_в6 = - дt = 114,2 - 5 = 109,2 ^оС;

h_в6 = 458,6 кДж/кг при Р = 1 МПа,

t_в7 = - дt =94,1 - 5 = 89,1 ^оС;

h_в7 = 373,9 кДж/кг при Р = 1 МПа.

Температура конденсата после охладителей:

t_к4 = t_в5 + 5 = 128,7 + 5 = 133,7 ^оС; h_к4 = 562,3 кДж/кг,

t_к5 = t_в6 + 5 = 109,2 + 5 = 133,7 ^оС; h_к5 = 479,3 кДж/кг,

t_к6 = t_в7 + 5 = 89,1 + 5 = 94,1 ^оС; h_к6 = 394,26 кДж/кг,

t_к8 = t_к + 10 = 34,25 + 10 = 44,25 ^оС; h_воу = 186,16 кДж/кг,

t_к7 = 44,25+ 5 = 49,25 ^оС; h_к7 = 206,26 кДж/кг.

Для определения расходов пара и конденсата составим систему уравнений:

Подставим численные значения:

Подставим сюда уравнение (5) и выразим Д₄:

Д₄ ^. 2212,53 = Д_ок ^. 91,2 - Д₄ ^. 91,2 - Д₅ ^. 91,2 + Д₄ ^. 153,3 + Д₅ ^. 153,3,

Д₄ ^. 2212,53 = 0,89147 ^. Д ^. 91,2 + Д₄ ^. 62,1 + Д₅ ^. 62,1,

Полученное выражение подставим в уравнение (2):

Выразим отсюда Д₅:

Из уравнения (6) выразим

Подставим это выражение в уравнение (3) и выразим Д₆:

Д₆(2636 - 394,26) ^. 0,98 = (0,79423 ^. Д - 1,02891 ^. Д₆ - Д₇ - 285,228)*

*(458,6 - 373,9) + 131,497 ^. (458,6 - 398,02) + Д₇(458,6 - 206,26),

Д₆ ^. 2196,905 = 67,271 ^. Д - 87,149 ^. Д₆ - 84,7 ^. Д7 - 24158,812 +

+ 7966,088 + 252,34 ^. Д₇,

Д₆ ^. 2284,054 = 67,271 ^. Д + 167,64 ^. Д₇ - 16192,724,

Д₆ = 0,02945 ^. Д + 0,0734 ^. Д₇ - 7,089,

Подставим это выражение в (4):

Д₇(2532 - 206,26) ^. 0,98 = (0,76393 ^. Д - 1,07552 ^. Д₇ - 277,934)*

*(373,9 - 186,16),

Д₇ ^. 2279,225 = 143,42 ^. Д - 201,918 ^. Д₇ - 52179,329,

Д₇ = 0,0578 ^. Д - 21,03,

Д_ок = 0,76393 ^. Д - 1,07552(0,0578 ^. Д - 21,03) - 277,934,

Д₆ = 0,02945 ^. Д + 0,0734(0,0578 ^. Д - 21,03) - 7,089,

Д₆ = 0,03369 ^. Д - 8,632,

Д₅ = (0,75957 ^. Д - 144,849) ^. 0,03757 + 4,619 + 0,06676 ^. (0,03369 ^. Д = - 8,632)

- 0,00006 ^. Д = 0,02854 ^. Д - 5,442 + 4,619 + 0,00225 ^. Д -

- 0,576 - 0,00006 ^. Д, Д₅ = 0,03073 ^. Д - 1,399,

Д₄ = 0,03781 ^. Д + 0,02888 ^. (0,03073 ^. Д - 1,399),

Д₄ = 0,0387 ^. Д - 0,04,

Произведем проверку по подогревателям:

ПНД-4:

ПНД-5:

ПНД-6:

ПНД-7:

6.3.12 Определение расходов пара в отборах

?Д_отб = 0,31038 ^. Д + 255,367.

Расход пара на конденсатор:

Д_к = Д - ?Д_отб = Д - 0,31038 ^. Д - 255,367 = 0,68962 ^. Д - 255,367.

Определим коэффициенты недовыработки

у₁ ^. Д₁ = 0,68658 ^. 0,04133 ^. Д = 0,02838 ^. Д,

у₂ ^. Д₂ = 0,62868 ^. 0,096297 ^. Д = 0,03959 ^. Д,

у₃ ^. Д₃ = 0,51471 ^. 0,04095 ^. Д = 0,002108 ^. Д,

у₄ ^. Д₄ = 0,38787 ^. (0,0387 ^. Д - 0,04) = 0,01501 ^. Д - 0,01551,

у₅ ^. Д₅ = 0,30147 ^. (0,03284 ^. Д + 18,411) = 0,0099 ^. Д + 5,55,

у₆ ^. Д₆ = 0,21875 ^. (0,03369 ^. Д + 121,676) = 0,00737 ^. Д + 26,617,

у₇ ^. Д₇ = 0,12316 ^. (0,0599 ^. Д + 115,32) = 0,00738 ^. Д + 14,203,

?у_iД_i = 0,12871 ^. Д + 46,354.

Определим расход пара на турбину:

Определим расход пара в отборы и конденсатор:

Д_I = 0,04133*479,464 = 19,816 Т/ч,

Д_II = 0,06297*479,464 = 30,192 Т/ч,

Д_III = 0,04095*479,464 = 19,634 Т/ч,

Д_IV = 0,0387*479,464 - 0,04 = 18,515 Т/ч,

Д_V = 0,03284*479,464 + 18,411 = 34,157 Т/ч,

Д_VI =0,03369*479,464 + 121,676 = 137,829 Т/ч,

Д_VII = 0,0599*479,464 + 115,32 = 144,04 Т/ч,

?Д_отб = 404,163 Т/ч.

Расход на конденсатор:

Д_к = Д - ?Д_отб = 479,464 - 404,183 = 75,281 Т/ч.

Расход из конденсатора:

Расход из конденсатора из теплового баланса турбины:

Проверка результатов по балансу мощностей потоков пара в турбине

Коэффициенты удельной выработки потоков:

щ₂ = (i₀ - i₂) ^. k = (3486 - 3082) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,10998,

щ₃ = (i₀ - i₃) ^. k = (3486 - 2958) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,14373,

щ₄ = (i₀ - i₄) ^. k = (3486 - 2820) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,1813,

щ₅ = (i₀ - i₅) ^. k = (3486 - 2726) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,20689,

щ₆ = (i₀ - i₆) ^. k = (3486 - 2636) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,23139,

щ₇ = (i₀ - i₇) ^. k = (3486 - 2532) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,2597,

щ_к = (i₀ - i_к) ^. k = (3486 - 2398) ^. 2,7 ^. 10^-4 =0,29618.

Мощность, вырабатываемая отдельными потоками

N₁ = Д₁ ^. щ₁ = 19,816 ^. 0,09283 = 1,839 МВт,

N₂ = Д₂ ^. щ₂ = 30,192 ^. 0,10998 = 3,32 МВт,

N₃ = Д₃ ^. щ₃ = 19,634 ^. 0,14373 = 2,822 МВт,

N₄ = Д₄ ^. щ₄ = 18,515 ^. 0,1813 = 3,357 МВт,

N₅ = Д₅ ^. щ₅ = 34,157 ^. 0,20689 = 7,067 МВт,

N₆ = Д₆ ^. щ₆ = 137,829 ^. 0,23139 = 31,892 МВт,

N₇ = Д₇ ^. щ₇ = 144,04 ^. 0,2597 = 37,407 МВт,

N_к = Д_к ^. щ_к = 75,281 ^. 0,29618 = 22,297 МВт,

?N_i = 110,001 МВт,

Таблица 3. Параметры пара, воды и конденсата

конденсатор	после ОЭ	после ОУ	VII отбор (П-7, НСП, ПСВ, ПХО)	VI отбор (П-6 и ВПС)	V отбор (П-5 и Д-0, 12)	IV отбор (П-4)	деаэратор Д-0,6 Мпа	повышение энтальпии	после пит.насоса	III отбор (П-3 и Д-0,6)	II отбор (П-2)	I отбор (П-1)	перед соплами 1 ступени	перед турбиной	элементы тепловой схемы
0,0054			0,091	0,183	0,332	0,59	1,23			1,23	2,285	3,32	12,16	12,8	Р, Мпа	в месте отбора
			97	118	137	187	262			262	328	365	540	540	t, оС
2398			2532	2636	2726	2820	2958			2958	3082	3145	3486	3486	i, кДж/кг
			8	8	7	6				6	5	5		5	?Ртр, %	потери давления
										1,5	1,5	1,5			?Рпо, %
			2	2	2	2				2	2	2			?Рсп, %
			0,082	0,165	0,302	0,543	0,6			1,116	2,095	3,043			Р, Мпа
			2532	2636	2726	2820				2958	3082	3145			i, кДж/кг
			94,1	114,2	133,7	155	158,83			184,7	214,7	234,6			tн, оС
			394,4	486,9	562,4	653,7	670,5			784	919,4	1012,1			hн, кДж/кг
34,25	39,25	44,25	89,1	109,2	128,7	150			162	180,6	212,9	232			tв	питательная после подогрева
143,5	164,4	186,16	373,9	458,6	541,4	632,6			694,72	774,77	916,3	1002,85			hв
	20,9	21,76	187,74	84,7	82,8	91,2	37,9	24,22		80,05	141,53	86,55			повышение энтальпии воды
			49,25	94,1	114,2	133,7				167	189,7	219,7			tк, оС	конденсат подогрева
			206,26	394,26	479,3	562,3				706,3	806,6	942,4			hк, кДж/кг

Энергетические показатели турбоустановки

1. Полный расход тепла на турбоустановку:

Д_э = Д + Д_упл + Д_эж = 1,01 ^. Д = 484,258 Т/ч,

Д_пв = 1,04139 ^. Д = 499,31 Т/ч,

Д_дв = 0,02382 ^. Д + 17,6 = 29,02 Т/ч,

Q_э = [484,258 ^. 3486 + 3,236 ^. 2718,83 + 0,393 ^. 2648,56 + 29,02 ^. 439,3 =

- 499,31 ^. 1002,85] ^. 10^-3,

Q_э = 1209,98 ГДж/час.

2. Расход тепла на производство электроэнергии:

Q_ут = Д_ут(h_п.в. - h_ed) = 0,16 ^. Д(1002,85 - 25,3) = 7,499 ГДж/час,

Q_щэ = 1209,98 - 550 - 7,499 - 17,6 ^. 2726 ^. 10-3 - 3,299(2532-394,4) ^. 10^{- 3},

Q_щэ = 597,45 ГДж/час.

3. Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

4. КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

5. Тепловая нагрузка котельной:

Q_ne = Д_ne ^. (i_ne - h_пв) + Д_пр(h_кв - h_пв) = [1,026 ^. 479,464 ^. (3482 - 1002,85)+

+ 0,015 ^. 479,464(1610,2 - 1002,85)] ^. 10^-3 = 1224,05 ГДж/час.

6. Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

7. КПД станции по производству электроэнергии:

з_ще = з_щэ ^. з_тр ^. з_ку = 0,663 ^. 0,988 ^. 0,92 = 0,603.

8. Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

9. Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

10. КПД по производству и отпуску тепловой энергии:

з_пс = з_h ^. з_тр ^. з_ку = 0,99 ^. 0,988 ^. 0,92 = 0,9.

11. Удельный расход условного топлива на производство и отпуск

тепловой энергии:

7. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

7.1 Выбор конденсатора

Конденсатор входит в теплообменное оборудование, комплектую шее турбину, и тип его всегда указан в перечне оборудования, поставляемого с турбиной. С турбиной Т-110-130 комплектуется конденсатор типа КГ2-6200- Ш.

Технические характеристики конденсатора:

· поверхность теплообмена - 6200 м

· расход циркуляционной воды номинальный - 16000 т/ч

· расход через встроенные пучки сетевой воды - 6000 т/ч

· расход через встроенные пучки подпиточной воды - 1500 т/ч

· число ходов воды - 2

7.2 Выбор регенеративных подогревателей

Производительность я число регенеративных подогревателей основного конденсата определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной. Подогреватели для турбины Т-110-130 комплектуются заводом- изготовителем.

Подогреватели низкого давления:

ПНД-1 ПН-250-16-7Ш

ПНД-2 ПН-250-16-71IV

ПНД-3 ПН-250-16-71IV

ПНД-4 ПН-250-16-71IV

Технические характеристики подогревателей:

· площадь поверхности теплообмена - 250 м²

· номинальный расход воды - 111,1 кг/с

· расчетный тепловой поток - 11,6 МВт

Подогреватели высокого давления:

ПВД-3 - ПВ-425-230-13-1

ПВД-2 - ПВ-425-230-25-1

ПВД-1 - ПВ-425-230-37-1

Таблица 4. Технические характеристики подогревателей

характеристики	ПН-250-16-7	ПВ-425-230-13	ПВ-425-230-25	ПВ-425-230-37
Площадь поверхности теплообмена, мл	250	425	425	425
Номинальный раход воды, кг/с	111,1	138,8	152,8	152,8
Расчетный тепловой поток, МВт	11,6	10,4	130	9 ,8
Максимальная температура пара, оС	400	450	530	500
Рабочее давление воды, кгс/см2	16	230	230	230

7.3 Выбор деаэратора 0,6 МПа

Суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. Суммарный запас питательной воды в баках - аккумуляторах должен составлять для блочных электростанций не менее 3,5 мин., для ТЭЦ- 7 мин.

Принимаем к установке деаэратор типа ДП-500 м²

Основные характеристики деаэратора:

· номинальная производительность - 138,9 кг/с

· рабочее давление -- 0,6 МПа.

· полезная емкость аккумуляторного бака -100м

7.4 Выбор питательного насоса

Количество и производительность питательных насосов должна соответствовать следующим нормам для электростанций с общим питательным трубопроводом:

- на электростанциях, включенных в энергосистемы, суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них, оставшиеся смогли обеспечить номинальную производительность всех установленных котлов. Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а находится на складе (один питательный насос).

К установке принимаем насос типа ПЭ-500-180. Насос центробежный, подача - 500 м³/час, напор - 1970 м., потребляемая мощность - 3150 КВт, КПД - 78 %.

7.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв. Напор конденсатных насосов определяется исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, в том числе и высоты гидравлического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте по условиям подпора питательных насосов.

Принимаем к установке насосы КсВ-320-160 с напором 160 м., подачей 320 м³/час. Потребляемая мощность - 186 КВт, КПД - 75 % Число насосов принимаем - два, один из которых является резервным.

7.6 Выбор циркуляционных насосов

На каждый поток конденсатора, как правило, устанавливается один насос. При этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды.

Принимаем к установке два насоса типа Оп 2 -- 87 подачей по 7560 - 13332 м³/ч, напором 13,3-9 м. Потребляемая мощность 262-510 КВт. КПД- 80%.

7.7 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

Конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на первой ступени подогрева. Подача насосов первой и второй ступени подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отбор. Напор насосов выбирается по условию закачки конденсата в линию основного конденсата турбины.

Принимаем к установке насосы типа КсВ 320-160 по одному рабочему на каждой ступени подогрева и одни резервный на первой ступени.

7.8 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбираются по расходу сетевой воды. Максимальный расход сетевой воды составляет 4500 т/ч.

В связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды в подогревателях ограничено до 0,79 МПа. Требуемое давление воды в тепловых сетях 1,8 -1-2,2 МПа. Поэтому применяется двух ступенчатая перекачка воды. Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления сопротивления сетевых подогревателей и создание необходимого запаса на всасе насосов второй ступени. Напор сетевых насосов второй ступени выбирается по требуемому давлению в тепловых сетях.

Принимаем к установке в качестве насосов первой ступени насосы типа СЭ 5000 - 70 в количестве двух штук, один т которых является резервным: подача 5000 м³/час, напор - 70 м., мощность - 1095 КВт-, КПД - 87 %,

В качестве насосов второй ступени принимаем насос СЭ - 5000 -160; подача- 5000 м³/час, напор- 160 м., мощность-2350 КВт., КПД - 87 %.

7.9 Выбор подогревателей сетевой воды

Производительность основных подогревателей сетевой воды на ТЭЦ выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов. Тип сетевых подогревателей обычно указывается в перечне теплообменного оборудования паротурбинной установки, поставляемого с турбиной в комплекте.

С турбиной Т-110-130 комплектуются сетевые подогреватели типа; ПСГ-2300-2-8-1 и ПСГ-2300-3-8-П.

Таблица 5. Характеристика подогревателей

ПАРАМЕТР	ПСГ-23 00-2-8-1	ПСГ-2300-3-8-П
Давление пара, МПа	0,03-0,2	0,06-0,25
Номинальный расход пара, кг/с	47,2	47,2
Давление воды, МПа	0,88	0,88
Максимальная температура воды на входе, С	115	120
Номинальный расход коды, кг/с	972,1	972,2
Номинальный тепловой поток, МВт	101,7	101,7

7.10 Выбор эжектора

Принимаем к установке основной эжектор конденсационного устройства типа - ЭП-3-2А.

Охладитель пара из концевых камер уплотнений турбины (с эжектором -ХЭ-90-550).

Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений - ПН-100-16-Ш.

7.11 Выбор деаэраторов атмосферного типа

Производительность деаэраторов выбирается по суммарному расходу всех потоков, поступающих в деаэратор. В качестве деаэратора добавочной воды в цикл станции принимаем два деаэратора типа ДА-50 с полезной емкостью аккумуляторного бака 15м³.

В качестве деаэраторов подпитки теплосети принимаем два деаэратора ДА-300 с полезной емкостью аккумуляторного бака 75 м³.

7.12. Для покрытия пиковой теплофикационной нагрузки принимаем к установке два водогрейных котла КВГМ-10

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

Система технического водоснабжения - оборотная с градирнями, источник вод о снабжения - рока Белая. Вода подается по двум трубопроводам речной воды и одному трубопроводу грунтовой воды из системы водоснабжения промышленных предприятий района.

На первой очереди градирня одновентиляторная. Площадь орошения составляет 380 м². На второй очереди три градирни башенного типа I_Н-453- 59, площадь орошения - 1600 м².

Циркуляционные трубопроводы стальные. Па первой очереди две напорные нитки 900 мм и две сбросные самотечные нитки о 1800 мм и две сбросные самотечные 2000 мм.

Циркуляционные насосы: шесть штук типа 20 НДН производительностью по 2500 м³/час, напор - 1705 м., четыре насоса типа 2 НДН производительностью по 4000 м³/час и с напором 25 м., два насоса типа 48Д-22 производительностью по 8500 м³/час. Сброс минерально-загрязненных стоков осуществляется по самотечному коллектору в отстойник - усреднитель минерально - загрязненных стоков промышленного района.

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Для защиты окружающей среды от заманенных вод и мазута проводятся следующие мероприятия:

1. Для слива мазута и разогрева цистерн применяется закрытая система слива мазута в тепляках,

2. Для очистки сточных вол, загрязненных мазутом, применяется флотационная очистка,

3. Организуется система сброса загрязненного мазутом конденсата со сбросом последнего на очистные сооружения. Отвод ливневых вод с загрязненных территорий мазутного хозяйства отделяется от сбросов с чистых территорий.

4. Предусматриваются непроницаемые поддоны под емкостями мазута, предотвращающие фильтрацию мазута в грунт. Дренажи мазутонасосной направляются в мазутные емкости.

5. При содержании в конденсате нефтепродуктов менее 10 мл/л конденсат направляется на специальную конденсатоочистку и после очистки используется в схеме ТЭЦ.

Очистка вод, загрязненных мазутом ведется но схеме установки с напорной флотацией. По этой схеме сточные воды от различных источников по напорным трубопроводам через регулирующую камеру поступают в приемные резервуары. Из низ поток сточных вод направляется в нефтеловушки, из которых вода, освобожденная от плавающих нефтепродуктов и грубых механических примесей, самотеком поступает в приемный резервуар, откуда центробежными насосами полается во флоратор. В напорном баке вода насыщается воздухом. Во флораторе при понижении давления до атмосферного выделяются пузырьки воздуха, которые увлекают на поверхность свешенные частицы эмульсированных нефтепродуктов, образуя пенообразный слой, который сгребается специальным механизмом в сбросной лоток.

Очищенная во флораторе вода поступает во второй промежуточный резервуар и далее подается в систему двухступенчатой абсорбционной очистки

- в механические двухслойные и угольные фильтры,

После угольных фильтров вода покупает в резервуары очищенной воды, откуда забирается насосом и подается на ТЭЦ для повторного использования или на сброс.

Всплывшие нефтепродукты из приемных резервуаров, нефтеловушки и флораторов собираются и направляются самотеком в резервуар для сброса мазута.

После подогрева в резервуарах нефтепродукты перекачиваются насосом для сжигания. Осадок на нефтеловушке и флораторе направляется в резаервуар сброса осадка, откуда насосом перекачивается на шламопровод. При очистке сточных вод на очистных сооружениях по приведенной схеме среднее содержание нефтепродуктов снижается со 100 до 1,0/ 1,5 мг/л.

Непосредственное использование отходов нефтепродуктов нефтехимического производства в качестве топлива в топке котла служит задаче охраны окружающей среды.

10. РАСЧЕТ ПАРОВОГО КОТЛА ТГМ-84

10.1 Описание котельного агрегата

Котел Е-420/140 ГМ паропроизводительностью 420 т/ч Таганрогского котельного завода, однобарабанный с естественной циркуляцией, давлением 140 кгс/см и температурой перегрева 550°С предназначен для получения пара высокого давления при сжигании природного газа и мазута.

Котел имеет П - образную компоновку и состоит из топочной камеры, являющейся восходящим газоходом, опускной конвективной шахты и горизонтального газохода, соединяющего топку с конвективной шахтой, В топочной камере размещены испарительные экраны и радиационный пароперегреватель. В верхней части топки и в горизонтальном газоходе установлен ширмовый пароперегреватель. Потолок топочной камеры и горизонтального газохода экранирован трубами потолочного пароперегревателя. В конвективной шахте последовательно по ходу газов размещены конвективный пароперегреватель и водяной экономайзер. В области водяного экономайзера конвективная шахта разделена на два потока. За экономайзером находится поворотная камера с бункерами для золы и дроби. Два, включенных параллельно, регенеративных воздухоподогревателя установлены позади конвективной шахты. Топочная камера имеет призматическую форму и в плане представляет из себя прямоугольник с осевыми размерами 6016 х 14080 мм. Объем топочной камеры равен 1557 м .

Боковые и задние стены топочной камеры экранированы испарительными трубами 60x6 мм (сталь 20) с шагом 64 мм. Боковые экраны к нижней части образуют скаты пода топки с уклоном 15° к горизонтальной плоскости. Наклонные трубы пода защищены от излучения факела слоем огнеупорного кирпича и хромитовой массы. В верхней и нижней части топочной камеры экраны подключены к коллекторам. Верхние коллекторы заднего экрана выполнены из труб 219x30 мм, нижние - из труб 0219x26 мм, коллекторы боковых экранов соответственно из труб 219x26 мм и 219x30 мм и коллекторы двухсветного экрана из труб 219x36 мм и 219x30 мм соответственно. Материал коллекторов экранов - сталь 20.

Подвод воды к коллекторам экранов осуществляется трубами 359x15 мм (сталь 20), кроме во до подводящих труб задних панелей боковых экранов, отвод пароводяной смеси -- трубами 133x13 мм.

Все экраны кроме заднего, с помощью тяг полстены к металлоконструкциям потолочного перекрытия и имеют возможность свободно перемещаться вниз при тепловом расширении.

Трубы экранов не жестко крепятся к балкам каркаса котла, чтобы не допустить прогиба в топку. Панели боковых экранов и двухсветного экрана имеют четыре яруса креплений, панели заднего экрана - 3 яруса. Крепления осуществляются с помощью тяг и допускают вертикальное перемещение труб. Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры трубы заднего экрана в верхней части образуют выступы в топку с вылетом 1400 мм. Выступы образуют приблизительно 70 % труб, остальные 30 % выполнены прямыми и являются несущими. С целью уменьшения влияния неравномерности обогрева на циркуляцию, все экраны топочной камеры секционированы. Трубы с камерами выполнены в виде панелей, каждая из которых представляет собой отдельный циркуляционный контур. Всего в топке имеется 15 панелей экрана: задний экран имеет шесть панелей, двухсветный и каждый боковой экраны - по три панели.

Котел имеет трехступенчатую схему испарения. В первую ступень включены двухсветный экран, задний экран и половина задних панелей боковых экранов. Во вторую ступень включены: первая и вторая от фронта котла напели боковых экранов. В третью: вторая половина задних панелей боковых экранов.

Топочная камера оборудована шестью газомазутными горелками, установленными в два яруса на фронтовой стене. Горелки нижнего яруса установлены на высоте 8350 мм., верхнего яруса - 12500 мм. Горелки предназначены для раздельного сжигания газа и мазута, по конструкции - вихревые однопоточные, с центральным подводом газа. Производительность горелок по газу -- 5724 нм³/ч, по мазуту -- 5000 кг/ч.

По характеру восприятия тепла пароперегреватель условно делится на две части - радиационную и конвективную. К радиационной части относятся: настенный пароперегреватель, первый ряд ширм и часть потолочного пароперегревателя, экранирующего потолок гоночной камеры. К конвективной части относятся второй ряд ширм, часть потолочного пароперегревателя, расположенная в поворотном газоходе и конвективный пароперегреватель,

Схема пароперегревателя выполнена двухпоточной с многократным перемешиванием пара внутри каждого потока и перебросом пара по ширине котла, что позволяет уменьшить разверку температуры пара по отдельным змеевикам.

Трубы радиационного пароперегревателя экранируют фронтовую стену топочной камеры. Пароперегреватель состоит из шести панелей, две из них имеют по 48 труб, остальные - по 49 труб.

Потолочный перегреватель расположен под топочной камерой и горизонтальным газоходом и состоит из 394 труб диаметром 32x4 мм.

Ширмовый пароперегреватель состоит из двух рядов вертикальных ширм, по 30 ширм в каждом ряду, расположенных в верхней части топочной камеры и в поворотном газоходе. Ширина состоит из 23 змеевиков одинаковой длины и двух коллекторов, установленных горизонтально в необогреваемой зоне.

Конвективный пароперегреватель горизонтального типа размещен в отпускной конвективной шахте и состоит из двух симметрично расположенных относительно оси котла частей. Каждая часть выполнена из двух пакетов: верхнего и нижнего, расположенных по высоте газохода с интервалом 1430 мм. Верхний пакет включаем в себя входную и промежуточную по пару ступени пароперегревателя, нижний - выходную.

Входная и промежуточная ступени состоят из 146 пакетов сдвоенных четырехходовых змеевиков каждая. Выходная - из 146 сдвоенных двухходовых змеевиков. Змеевики выполнены из труб 38x6 мм и расположены параллельно фронту котла.

Для получения собственного конденсата на котле установлены две конденсационные установки по одной па каждой стороне котла. Конденсационная установка расположена на потолочном перекрытии котла над конвективной шахтой и состоит из двух раздающих коллекторов, четырех конденсаторов и одного конденсатосборника. Конденсация насыщенного пара, поступающего из барабана котла, производится за счет охлаждения его питательной водой. Максимальная производительность одного конденсатора при номинальной нагрузке и расчетных параметров пара состаяляет 17,1 т/ч.

Водяной экономайзер состоит из двух частей, расположенных « левом и правом газоходах конвективной шахты и образующих два независимых параллельных потока. Каждая часть экономайзера состоит из четырех пакетов. Между пакетами сделаны проемы но 665 мм. Каждый пакет состоит из 110 сдвоенных шестиходовых змеевиков диаметром 25x3,5 мм, расположенных параллельно фронту котла.

Для подогрева воздуха котел имеет два регенеративных воздухоподогревателя типа РВП - 54. Конструкция РВП типовая, бескаркасная. Воздухоподогреватель устанавливается на специальном железобетонном постаменте рамного типа, а все вспомогательные узлы крепятся на самом воздухоподогревателе. Воздухоподогреватель представляет собой вращающийся по вертикальному валу ротор 5330 мм высотой 2250 мм, заключенный внутри неподвижного корпуса.

Ротор разделяется радиальными перегородками на 24 сектора, в которые укладываются пакеты нагревательных стальных листов- Нагревательные листы уложены в два яруса по высоте ротора. Газ и воздух поступают в ротор и отводятся от него по коробам, опирающимся на специальный каркас и соединенных с патрубками верхней и нижней крышек воздухоподогревателя.

10.2 Описание расчетной схемы котла ТГМ-84

Тепловой расчет парового котла ТГМ-84 выполнен с использованием программы «ТРАКТ». Пред варите ль но по конструкции котлоагрегата была составлена его расчетная схема и подготовлен банк исходных данных.

Расчетная схема котла ТГМ-84 включает в себя газовый, водопаровой и воздушные тракты. Все рабочие тракты изображены в виде комбинации последовательно расположенных и пронумерованных элементов. Номера присваиваются не только участкам газохода и отдельным поверхностям нагрева, не только узлам ввода-вывода материальных и тепловых потоков, но и точкам (элементам) факта, условно выделенным пользователем (присосы и перетоки воздуха).

Газовый тракт котла ТГМ-84 состоит из 19 элементов. Начинается с элемента «Вход 1» (NE=T) и заканчивается элементов «Выход 2» (NE =19), Узел вода горячего воздуха «Гор. воз,» (NE -2) является сопряженным с последним элементом воздушного тракта «Выход 7» (NE = 207). Узел ввода в топку рециркулируемых дымовых газов обозначен как « + рец. газ.» (NE =3). Элементы (NE = 4, 5, 7, 10, 12) представляют участки газового тракта, в которых размещены соответствующие поверхности нагрева.

Так, топка (NE =4) -- это участок газового тракта в котором размещены топочные экраны (NE =123), радиационный (NE=108) и потолочный (NE =109) пароперегреватели.

В газоходе первого ряда щирм «ГХ ШПП» (МЕ=5) размещены средние (NE =133) и крайние (NE =115) змеевики 1-го ряда ширм.

В газоходе «ГХ КПП» (NE =10) размещены пакеты конвективного пароперегревателя (NE =117. 119).

В газоходе «ГХ ВЭ» (NE =12) расположены пакеты экономайзера (МЕ=104) и подводящие трубы (NE =102).

За газоходами поворотной камеры и экономайзера отмечены точки присосов (NE =9,13) и перетока части воздуха из РВП (NE = 14, 17), после РВП производится отбор газов на рециркуляцию (NE =18).

Водопаровой тракт котла состоит из 27 элементов, начинается с элемента «Вход 1» (NE = 101) и заканчивается элементом «Выход 4» (NE =120), имеется еще один элемент выхода «Выход 5» (NE =127),сопряженный с элементом продувки котловой воды «Продувк.» (NE=122) На входе пароводяного тракта расположены подводящие трубы (NE=102), далее конденсатор впрыска (NE =103) водяной экономайзер (NE=104), барабан (NE=106). Из барабана производится отбор пара на конденсацию (NE =107).

Далее последовательно расположены элементы радиационного пароперегревателя (NE =108), потолочного (NE =109). потолочного в районе ширм (NE=110), средние змеевики второго ряда ширм (NE=112), средние змеевики первого ряда ширм (NE =113), крайние змеевики первого ряда ширм (NE=115) и второго ряда ширм (NE=116), конвективный пароперегреватель первой ступени (NE =117) и второй ступени (NE =119). По ходу пара производится впрыск конденсата- 1-ая ступень впрыска (NE =111) после потолочного пароперегревателя, 2-ая ступень (NE =114) после средних пакетов ширм, 3-я (NE =118) после первого пакета конвективного перегревателя.

Воздушный тракт котла ТГМ-84 состоит из семи элементов, начинается с элемента «Вход 6» (NE =201) и заканчивается элементом «Выход 7» (NE -207),

Холодный воздух нагревается в начале в калориферах котла «калориф.»( NE =202), затем последовательно проходит «холодную» (NE =204) и «горячую» (NE =205) части РВП. До и после РВП отмечены точки перетока воздуха «-перет.» (NE = 203, 206) в газовую часть. Заканчивается воздушный тракт элементом (NE =207), который сопряжен с элементом (NE =2) «гор.воздух» газового тракта.

11. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Охрана труда это система законодательных актов, социально- экономических, организационных, технических, лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда. Задачей охраны труда является сведение к минимальной вероятности нарушения или заболевания работающего с одновременным обеспечением комфорта при максимальной производительности труда и высоком качестве выпускаемой продукции.

Для ТЭЦ соблюдение всех необходимых правил техники безопасности важно по ряду причин:

1. Большое разнообразие технологических процессов, проходящих при высоких параметрах теплоносителей и электрического тока.

2. Наличие высокого напряжения.

3. Наличие большого количества вращающихся механизмов,

4. Наличие значительного уровня шума и вибрации при проведении технологического процесса.

5. Значительное количество оборудования расположенного на высоте.

Организация охраны труда на предприятии

За состоянием охраны труда отвечает руководитель предприятия. Кроме того, ответственными являются руководители структурных подразделений и сами работники станции.

Для производства контроля за соблюдением и выполнением нормативов и правил по охране труда, техники безопасности на предприятии создана служба по охране труда. Обязанностями службы охраны труда являются:

· контроль за соблюдением руководителями предприятий действующих законодательств, норм и правил по ОТ;

· организация и проведение вводных инструктажей по ОТ рабочих и ИТР, контроль за проведением инструктажей на рабочих местах;

· контроль за обучение рабочих безопасным методам труда;

· участие в расследовании аварий и несчастных случаев;

· контроль за расходованием средств» отпускаемых на ОТ;

· участие в рассмотрении проектов реконструкции производства;

· оказание методической помощи руководителям структурных подразделений.

Кроме того, на предприятии проводится общественно- административный контроль за состоянием ОТ. К нему относятся такие мероприятия, как:

· трехступенчатый контроль;

· целевые проверки;

· комплексные проверки:

· обследование врачебно-инженерными бригадами. Трехступенчатый контроль за состоянием ОТ заключается в следующем:

I ступень - мастер, начальник смены цеха совместно с уполномоченным по ОТ от рабочего коллектива ежедневно проверяет состояние оборудования, инструмента, оградительных устройств и т.д.

П ступень - начальник цеха совместно сое специалистами проводит осмотр производства, контролирует работу первой ступени контроля, принимает решения об устранении недостатков.

III ступень - работодатель совместно с главным инженером, специалистами по ОТ проводит осмотр производства, контролирует работу первых двух ступеней.

Общие правила безопасности

Лица, принимаемые на работу по обслуживанию оборудования, должны пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить его периодически в условленные сроки.

Лица, обслуживающие оборудование цехов должны знать и выполнять требования по охране труда применительно к занимаемой должности или профессии.

Обучение и повышение квалификации персонала должно производиться в соответствии с Правилами организации работы с персоналом.

Весь персонал должен быть обеспечен по действующим нормам спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты в соответствии с характером выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы.

Персонал должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы, на одежде не должно быть развевающихся частей.

Весь производственный персонал должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему доврачебной помощи, а так же приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим при других несчастных случаях.

На предприятии должен быть разработан и доведен до сведения персонала безопасный маршрут следования по территории предприятия и план эвакуации на случай пожара или аварийной ситуации.

Все проходы и проезды, входы и выходы должны быть освещены, свободны и безопасны для движения пешеходов к транспорта.

Проходы, проезды, переходы, а также лестницы, площадки и перила к ним должны всегда содержаться в исправном состоянии.

Лестницы и площадки должны быть ограждены перилами высотой не менее 1 метра с бортовым элементом по низу перил высотой не менее 0,14 метра. Расстояние от уровня площадки до верхнего перекрытия должно быть не менее 2 метров.

Элементы оборудования, расположенные на высоте более 1,5 метра от уровня пола или площадки следует обслуживать со стационарных площадок с ограждениями и лестницами.

Все горячие части оборудования, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции при температуре окружающего воздуха 25 °С должна быть не выше 45 °С.

Задвижки и вентили, для открывания которых требуются большие усилия, должны быть снабжены обводными линиями и механическими или электрическими приводами.

Движущиеся части оборудования, к которым возможен доступ работающих, должны иметь механические защитные ограждения. Защитные ограждения должны быть откидные или съемные.

Требования к обслуживанию оборудования

На каждом рабочем месте должны быть производственные и должностные инструкции для данной должности.

Обходы и осмотры оборудования должны производиться только с разрешения дежурного персонала, ведущего режим оборудования.

Запрещается находиться без производственной необходимости на площадках агрегатов, вблизи люков, лазов, водоуказательных стекол, а также около запорной и регулирующей арматуры.

Запрещается опираться и становиться на барьеры площадок, ходить по трубопроводам, а также по конструкциям и перекрытиям не предназначенным для прохода по ним.

При пуске, отключении, опрессовке и испытании оборудования и трубопроводов под давлением вблизи них разрешается находиться только персоналу, непосредственно выполняющему эти работы.

При обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паропроводах, коллекторах, необходимо срочно вывести работающих с аварийного оборудования, оградить опасную зону и вывесить плакаты «Осторожно! Опасная зона»,

При ремонтных работах в зонах с температурой воздуха выше 33 °С должны быть предусмотрены воздушно-душирующие установки.

Требования безопасности при работах на высоте

Леса, подмостки и другие приспособления должны быть инвентарными и изготовляться по типовым проектам, на их должны иметься паспорта завода- изготовителя.

Неинвентарные леса допускаются в исключительных случаях и должны изготовляться по индивидуальным проектам.

Запрещается сбрасывать с высоты демонтируемые части оборудования и мусор. Удалять их следует механизированным способом в закрытых ящиках и контейнерах или по желобам.

Леса высотой более 4 метров допускаются к работе только после приемки их комиссией и оформления акта.

Работа со случайных подставок запрещается.

При необходимости проведения кратковременных работ на высоте 1,3 метра и выше от уровня пола (площадки) обязательно применение предохранительных поясов,

На время работы па высоте, проход внизу должен быть запрещен и опасная зона огорожена.

Электрические провода, расположенные на расстоянии менее 5 метров от металлических лесов, на время установки или разборки должны быть обеспечены и заземлены, или заключены в короба, или демонтированы.

Запрещается производить сварочные работы, работы с применением электрического или пневмонического инструмента с приставных переносных лестниц и стремянок.

Меры безопасности при работах в подземных сооружениях и резервуарах

Все подземные сооружения должны проверяться на содержание наиболее вероятных вредных веществ в воздухе рабочей зоны непосредственно перед допуском в них.

При обнаружении газа необходимо принять меры по их проветриванию.

Наличие наиболее вероятных веществ в воздухе подземного сооружения или резервуара необходимо определять газоанализатором.

Запрещается спускаться в подземные сооружения и резервуары для отбора проб воздуха.

Пробы воздуха следует отбирать из наиболее плохо вентилируемых мест верхней и нижней зон.

До начала и во время работы в подземном сооружении или резервуаре должна быть обеспечена естественная или принудительная его вентиляция.

Время пребывания в подземном сооружении или резервуаре, а также продолжительность отдыха с выходом из них определяет руководитель работ в зависимости от условий и характера работы.

Запрещается работа в подземном сооружении или резервуаре при уровне воды в нем выше 200 мм., а также при температуре воды выше 45 °С,

Обслуживание теплообменных аппаратов

Запрещается эксплуатация теплообменных аппаратов после истечения срока очередного их свидетельствования или наличия дефектов, угрожающих надежности и безопасности работы.

Исправность предохранительных клапанов, манометров и другой арматуры должен проверять обслуживающий персонал.

Подлежащий ремонту тепло обменный аппарат должен быть отключен со стороны как смежных трубопроводов, так и дренажных и обводных линий. Дренажные линии и воздушники, сообщающиеся непосредственно с атмосферой, должны быть открыты.

Отключать трубопроводы необходимо двумя последовательно установленными задвижками. Между ними должно быть дренажное устройство, соединенное непосредственно с атмосферой.

При работе людей внутри теплообменных аппаратов, а также при недостаточной плотности отключающей фланцевой арматуры ремонтируемое оборудование должно быть отделено от действующего с помощью заглушек.

При опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды подтяжку болтов фланцевых соединений следует производить при избыточном давлении не выше 0.5 МПа.

Сальники стальных компенсаторов следует подтягивать при давлении не выше 1,2 МПа.

Добивку сальников компенсаторов и арматуры допускается производить при избыточном давлении в трубопроводах не более 0,02 МПа и температуре теплоносителя не выше 45 °С,

Прогрев и пуск паропроводов должны производиться в соответствии с инструкцией или по специальной программе.

При прогреве паропровода сначала следует открывать дренажи, потом, медленно и осторожно байпасы. В случае возникновения гидравлических уларов прогрев необходимо прекратить до их прекращения и принять меры к их устранению.

Продувку паропроводов следует осуществлять по специальным программам. Персонал, участвующий в продувке, должен быть обеспечен противошумными наушниками или вкладышами.

При появлении признаков гидравлических ударов подача пара в паропровод должна быть немедленно прекращена и должны быть полностью открыты дренажи.

Обслуживание газового хозяйства

На предприятии, использующем газовое топливо, приказом, должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства.

На границах отключенного для ремонта участка газопровода, после отключающихся устройств должны устанавливаться заглушки.

Помещение газорегуляторных пунктов, а также опасные в отношении загазованности места должен обслуживать специально обученный персонал.

Все помещения, по которым проходят газопроводы, необходимо проверять на загазованность воздуха в них с помощью газоанализаторов взрыво-защищенного исполнения по графику, утвержденному главным инженером.

Обо всех случаях обнаружения газа в воздухе этих помещений должны быть немедленно уведомлены начальник соответствующего цеха, главный инженер предприятия и лицо, ответственное за эксплуатацию газового хозяйства.

На предприятии должны быть составлены и утверждены главным инженером перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения. Газоопасные работы должны проводиться но наряду.

Газопроводы при заполнении газом должны продуваться до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется анализом пробы, содержание кислорода в ней не должно превышать 1 %. Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в местах, где исключена возможность попадания ее в здание.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом, остаточная доля газа не должна превышать 20 % нижнего предела взрываемости.

Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии,

Применение огня для отыскания места утечек газа запрещается.

Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

Обслуживание котельных установок

Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать Правилам устройства и безопасности эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правилам безопасности в газовом хозяйстве и других нормативных документов.

Предохранительные и взрывные клапаны котла должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные, для обслуживающего персонала, или должны быть ограждены щитами со стороны возможного нахождения людей.

Запрещается заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения массы груза или каким-либо другим способом.

Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены и заблокированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольного перемещения.

К форсункам котла должен быть обеспечен свободный, удобный доступ для обслуживания и ремонта.

Во избежание ожогов при обратном ударе пламени на отверстиях для установки форсунок должны быть экраны, а вентили, регулирующие подачу топлива и воздуха к форсункам, должны располагаться в стороне от отверстий.

Запрещается во время обхода открывать люки, лазы на котле, за исключением кратковременного открытия смотровых лючков и гляделок.

Запрещается зажигать топливо в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые лючки для постоянного контроля за факелом должны быть закрыты стеклом. Персонал, производящий осмотр, должен надевать защитные очки.

Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы, а весь персонал, не имеющий отношения к растопке выведен.

На соседних котлах, должны быть прекращены все ремонтные работы, выполняемые вне топок и газоходов, на сторонах» обращенных к растапливаемому котлу.

...