Розрахунок парової турбіни та обслуговування установки під час її експлуатації

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Загальна характеристика об'єкта. Вимоги до теплоенергетичного обладнання, особливості споживання електричної та теплової енергії

Перспективний напрям розвитку енергетики пов'язаний з газотурбінними (ГТУ) і парогазовими (ПГУ) енергетичними установками теплових електростанцій. Ці установки мають особливі конструкції основного і допоміжного обладнання, режими роботи та управління.

Технології виробництва електроенергії та тепла за допомогою парогазових установок розвиваються швидкими темпами і знаходять широке застосування при будівництві й модернізації електричних станцій. Головні переваги ПГУ полягають у тому, що вони мобільні, не вимагають великих капіталовкладень при будівництві і мають високий коефіцієнт корисної дії. Тобто невеликі питомі показники витрати палива на вироблення одиниці електроенергії.

Парогазова установка з котлом-утилізатором (ПГУ з КУ) найбільш перспективна і широко поширена в енергетиці парогазова установка, що відрізняється простотою і високою ефективністю виробництва. Її перевагами є високий ККД електроенергії при роботі в конденсаційному режимі (55-60%), порівняно невисокі експлуатаційні витрати, малі строки будівництва і використання в якості палива природного газу.

В останні роки були вдосконалені методи розрахунку теплових схем і елементів ГТУ і ПГУ із застосуванням математичного моделювання та комп'ютерної техніки. В даний час значна увага приділяється прогресивним технологіям спалювання палива в камерах згоряння ГТУ і поліпшення екологічних показників установок. При створенні газових турбін використовуються нові матеріали, поліпшуються системи охолодження їх елементів, застосовуються конструктивні схеми з підвищеними значеннями тиску повітря після компресорів, з його проміжним охолодженням, проміжним перегрівом газів в газових турбінах, використовуються регенеративні цикли і схеми з уприскуванням пари і води в ГТУ.

Всі агрегати електростанції повинні забезпечувати нормальну працездатність при температурі навколишнього середовища від -50 ° С до +45 ° С і відносній вологості 100%, а також за наявності опадів (дощ, сніг, туман).

Для забезпечення високої ремонтно-здатності електростанції необхідно забезпечити легкий доступ до будь-якого вузлу без відкривання, а також можливість по вузлової заміни її елементів.

Двигун працює на природному газі. Природний газ - корозійно вибухонебезпечний, являє собою суміш різних вуглеводнів, основним компонентом якої є метан, вміст метану доходить до 97-98%. У природному газі також містяться в невеликих кількостях двоокис вуглецю, азот, пил і водяна пара. У деяких природних газах присутній сірководень, зміст якого не перевищує 3-4%. Перед подачею споживачам природний газ на місці видобутку осушується, знепилюється і з нього віддаляється сірководень. В результаті високої токсичності паливного газу необхідно забезпечити високу щільність всього газового тракту установки.

Кількість годин роботи ПГУ до списання в базовому режимі використання повинно становити не менше 200 тис. год для обладнання паросилової частини ПГУ і не менше 100 тис. год - для газотурбінної установки.

Парогазові установки повинні забезпечувати можливість виведення обладнання в резерв на неробочі дні (від 24 до 25 год) і на нічний час (від 5 до 8 год) з технічними характеристиками наступних пусків, відповідно до вимог.

Обладнання ПГУ (крім ГТУ) має бути розраховане на не менш 10000 пусків-переривань роботи за весь термін служби. При цьому кількість пусків з холодного стану має становити не менше 20% від загальної кількості пусків, з недостиглого стану - не менше 40%. Ресурс до прийняття рішення про заміну або продовження ресурсу ГТУ повинен бути не менше 5000 пусків (або 100000 годин роботи). Для утилізаційних теплофікаційних ПГУ допускається розрахунковий ресурс за загальною кількістю пусків приймати не менше 5000.

Тривалість роботи блоків протягом календарного року має становити:

- Для базового режиму роботи - не менше 6500 годин;

- Для напівпікового режиму роботи - від 4000 до 6500 годин;

- Для пікового режиму роботи - менш 4000 годин.

паровий турбіна паливо енергія

2. Визначення потрібної електричної та теплової потужності установки

Сочинська ТЕС - один із ключових об'єктів енергетики міста-курорту Сочі - розташована безпосередньо в центрі навантажень і забезпечує надійне електропостачання споживачів центральної частини міста, а також району зведення олімпійських об'єктів.

При введенні станції у 2004 році були запущені одночасно два парогазових енергоблоки загальною потужністю 78МВт, теплова потужність - 25 Гкал/ч.

3. Вибір та обґрунтування початкової інформації для теплових розрахунків

Парогазові установки являють собою комбінацію паротурбінної та газотурбінної установок, а термодинамічний цикл ПГУ - це комбінований цикл. Якщо в установці більша частина потужності створюється за рахунок роботи парової турбіни - цикл є парогазовим, якщо навпаки - газопаровим.

В основі роботи даного блоку ПГУ потужністю 23 МВт лежить бінарний парогазовий цикл.

Вихідні дані:

Тип ПГУ - ПГУ-ТЕЦ з двоконтурним котлом утилізатором (КУ);

Тип КУ - вертикальний

Нижча робоча теплота згоряння палива: МДж/мі

Характеристики ГТУ:

· температура робочого середовища на виході з турбіни.

Характеристики парової ступені ПГУ:

· тиск перегрітої пари високого тиску МПа

· тиск перегрітої пари низького тиску. МПа

· температура пара низького тиску.

· мінімальні температурні перепади у випарниках високого та низького тисків. температура води на вході у КУ

4. Визначення можливої паропродуктивності утилізаційного котла

1. Контур високого тиску.

1.1 Пароперегрівач високого тиску:

· рівняння теплового балансу:

· тиск перегрітої пари на виході із КУ:

МПа

· тиск пари у барабані високого тиску:

МПа

· за тиском пари у барабані високого тиску знаходжу:

Приймаю величину недогріву перегрітої пари високого тиску [1].

· параметри перегрітої пари високого тиску:

· температура газів за випарником поверхні високого тиску:

Приймаю значення мінімального температурного перепаду [1]

· при температурі визначаю ентальпію газів (г/моль)

· коефіцієнт розсіювання ц=0,996

· параметри живильної води за економайзером високого тиску:

= - 3 = 271 - 3 = 268°С

МПа

· витрата пари, що генерується у контурі високого тиску:

· параметри газового середовища за перегрівачем високого тиску:

· кількість теплоти, що передається у перегрівачі високого тиску:

1.2 Випарник високого тиску:

· рівняння теплового балансу:

· кількість теплоти, що передається у випарнику високого тиску:

1.3 Економайзер високого тиску:

· рівняння теплового балансу:

· Оцінюю тиск води перед живильним насосом високого тиску, що дорівнює тиску насичення у барабані низького тиску.

МПа

· тиск пара у барабані низького тиску:

МПа

· тиск води за живильним електронасосом:

МПа

· приймаю у першому наближенні ККД насоса:

· параметри води перед живильним електронасосом:

· підігрів води у живильному електронасосі:

· параметри води за живильним електронасосом:

МПа

· параметри газового середовища за економайзером високого тиску:

· кількість теплоти, що передається в економайзер високого тиску:

2. Контур низького тиску.

2.1 Пароперегрівач низького тиску:

· рівняння теплового балансу:

· температура перегрітої пари низького тиску:

· тиск перегрітої пара на виході із КУ:

МПа

· тиск пара у барабані низького тиску:

МПа

· за тиском пара у барабані низького тиску знаходжу:

· температура газів за випарником низького тиску:

Приймаю значення мінімального температурного перепаду: [1].

· при температурі визначаю ентальпію газів

2.2 Випарник низького тиску:

· рівняння теплового балансу:

· тиск води за циркуляційним електронасосом низького тиску:

МПа

· параметри води у барабані низького тиску:

· ентальпія води за циркуляційним електронасосом низького тиску (так як збільшення тиску у живильному насосі низького тиску не велике, то і нагрів води у ньому можна не враховувати):

Деаератор живильної води вбудований у барабан низького тиску.

· рівняння матеріального балансу:

Приймаю температуру води за ГПК КУ:

Т=11С - величина недогріву води у ГПК до кипіння

Тиск за ГПК:

· ентальпія води за ГПК:

Приймаю, що втрати робочого тіла на ділянці котел-утилізатор - парова турбіна відсутні. Тоді:

· витрата пара високого тиску у голову турбіни:

· витрата пара низького тиску на турбіну:

Складаю систему рівнянь:

Розв'язуючи дану систему рівнянь, знаходимо значення:

· витрата перегрітої пари контуру низького тиску:

· витрата пари контуру низького тиску на турбіну:

· витрата пара на деаерацію:

· параметри газового середовища за перегрівачем низького тиску:

· кількість теплоти, що передається через перегрівач низького тиску:

· кількість теплоти, що передається в випарну поверхню низького тиску:

3. Газовий підігрівач конденсату (ГПК).

· рівняння теплового балансу ГПК:

· приймаю тиск у конденсаторі парової турбіни:

· тоді температура конденсату:

· приймаю тиск конденсату за конденсаційним насосом:

підігрів води у конденсаційному насосі(питомий об'єм мі/кг):

· ентальпія конденсату за конденсатором:

· ентальпія конденсату за конденсаційним насосом:

· ентальпія конденсату перед ГПК:

температура води перед ГПК

· Розраховую точку змішання з урахуванням того, що для запобігання низькотемпературної корозії температура конденсату перед ГПК дорівнює 60,4°С.

рівняння теплового балансу:

· ентальпія вихідних газів:

· кількість теплоти, що передається в ГПК:

Таблиця 4.1 Результати розрахунку КУ.

№	Поверхня теплообміну КУ	Теплова потужність,кВт	Температура вихідних газів за поверхнею,°С	Температура робочого середовища на виході з поверхні,°С
1	Пароперегрівач високого тиску	5445	453,7	390
2	Випарник високого тиску	13506,7	279	271
3	Економайзер	4597	225	268
4	Пароперегрівач низького тиску	544	222,3	213
5	Випарник низького тиску	3062	170	161,4
6	Газовий підігрівач конденсату	5049	103	150

5. Тепловий розрахунок парової турбіни: визначення параметрів робочого тіла в основних точках паротурбінного циклу

1. Внутрішній відносний ККД проточної частини ЧВТ до змішання пари.

Приймаю:

· тиск пара контуру високого тиску перед турбіною:

· тиск пара контуру низького тиску:

Теплопадіння групи ступенів до точки змішання:

· при адіабатному процесі:

Питомі об'єми пара ()

Середній питомий об'єм групи ступенів до точки змішання6

Внутрішній відносний ККД проточної частини:

2. Теплопадіння пара в ЧВТ до змішання та його ентальпія перед камерою змішання.

3. Ентальпія пари в ЧВТ після змішання потоків.

4.Внутрішній відносний ККД проточної частини ЧВТ після змішання пари.

Приймаю тиск пара перед ЧНТ рівним . Тиск пара на виході з ЧВТ дорівнює

,

так як розглядається конденсаційний режим.

Теплопадіння групи ступенів ЧВТ після точки змішання:

· при адіабатному процесі:

Поправочний коефіцієнт вологості пара:

· коефіцієнт обліку впливу середньої вологості на внутрішній ККД в залежності від конструкції проточної частини: ;

· теплопадіння всієї групи ступенів ;

· у точці адіабатного процесу розширення з лінією насичення (ступінь сухості дорівнює одиниці і )ентальпія дорівнює

· теплопадіння в області вологого пара (ЧВТ):

· вологість пара на початку і в кінці групи ступенів: - у першому наближенні за нехтуємо втратами з вихідною швидкістю у ЧВТ ?

· уточнене значення вологості пара у кінці групи ступенів:

за

· уточнюємо розрахунок:

· нехтуємо втратами з вихідною швидкістю у ЧВТ ?

· уточнене значення вологості пара у кінці групи ступенів: за - досить точне.

5. Ентальпія пара на виході з ЧВТ.

6. Внутрішній відносний ККД проточної частини ЧВТ.

Тиск пара у конденсаторі

Витрата робочого середовища в ЧНТ:

Теплопадіння групи ступенів ЧНТ:

· при адіабатному процесі:

Поправочний коефіцієнт вологості пара:

· коефіцієнт обліку впливу середньої вологості на внутрішній ККД в залежності від конструкції проточної частини: ;

· теплопадіння всієї групи ступенів ;

вологість пара на початку і в кінці групи ступенів: у першому наближенні за

Об'ємна витрата робочого середовища:

· втрати з вихідною швидкістю у ЧНТ при знайденій обємній витраті та довжині лопаток останньої ступені 550 мм:

?

· уточнене значення вологості пара у кінці групи ступенів:

за

· уточнюємо розрахунок:

· втрати з вихідною швидкістю приймаю незмінними

· уточнене значення вологості пара у кінці групи ступенів:

за - досить точне.

Для використання в останніх ступенях ЧНТ відносно коротких лопаток (550 мм) значення вологості 8,72% допустимо.

7. Ентальпія пара на виході з ЧНТ.

8. Енергетичне рівняння паротурбінної установки.

· приймаю електромеханічний ККД рівним

· приймаю, що витрата пара, який видається котлам-утилізатором складає 1,05 від витрати пара, що подається у турбіну, так як котел-утилізатор обирається із запасом 5%

6. Розрахунки теплоенергетичних показників роботи установки: ефективного ККД, витрат палива

Енергетичні показники парогазової установки.

1. Загальна електрична потужність ПГУ з врахуванням корекції потужності ГТУ у складі теплової схеми ПГУ.

· потужність ГТУ у складі теплової схеми:

· потужність ПГУ брутто:

· потужність ПГУ нетто:

Доля власних потреб:

2. ККД виробництва електроенергії ПГУ.

· знаходимо витрату палива:

· коефіцієнт відносної потужності ПГУ:

3. Питома витрата умовного палива на одиницю електроенергії, що відпускає ПГУ.

7. Розробка розгорненої схеми системи, що обслуговує установку, вибір комплектуючого обладнання

Масляна система на ГТУ потрібна для визначення необхідної кількості масла, забезпечення змащення деталей і агрегатів двигунів і підтримки температури масла в певних межах.

Схема масляної системи для газотурбінної установки показана на рис 7.1.

При роботі ГТУ масло з маслобака 1 надходить в нагнітаючу ступінь основного маслонасоса 2, що має редукційний клапан (не показаний) і, через фільтр 3 і петльовий трубопровід 4 надходить на змащення та охолодження вузлів двигуна.

Петльовий трубопровід 4 з дроселем (не показаний) призначений для виключення перетікання олії з маслобака в опори і в коробку приводів двигуна під час його зупинки і стоянки.

З нагнітаючої магістралі масло проводиться так само і командному агрегату 5, в якому воно використовується в якості робочої рідини. З командного агрегату масло зливається в нижню коробку приводів двигуна. З підшипникових вузлів двигуна і нижньої коробки приводів через магнітні сигналізатори стружки 6, захисні фільтри 7, масло відкачується ступенями маслонасоса відкачування 8 і відкачує щаблем основного маслонасоса 2. Далі, масло по трубопроводах надходить у повітря-відокремлювач 9 з фільтром-сигналізатором, після якого, через фільтр 10 по трубопроводах направляється в апарат повітряного охолодження масла (АПОМ) 11, де охолоджується повітрям, примусово подається вентилятором (не показаний).

Фільтроване і охолоджене масло повертається в бак 1 двигуна. У початковий період роботи, коли відкачуване масло недостатньо прогріте і дуже в'язке, перепускний клапан 12 повертає його в бак, минаючи АПОМ.

Внутрішні порожнини підшипникових опор компресора, турбіни компресора і вільної турбіни, вихідного корпусу і верхньої коробки приводів суфліруются з атмосферою через відцентровий суфлер 13, на вході в який встановлений датчик 14 тиску сульфірування.

Частка контролю роботи маслосистеми ГТУ передбачені датчики 15, 16 і сигналізатор 17.



Рис 7.1 Масляна система газотурбінної установки:

1 - маслобак; 2 - маслонасос основний; 3-фільтр; 4 - трубопровід петльовий; 5 - агрегат командний; 6 - сигналізатор магнітної стружки; 7 - фільтр захисний; 8-маслонасос відкачування; 9- повітря-відокремлювач з відцентровим фільтром-сигналізатором; 10 - фільтр; 11 - АПОМ; 12 - клапан перепускний; 13 - суфлер відцентровий; 14 - датчик тиску суфлювання; 15 - датчик тиску масла; 16 - датчики температури; 17 - сигналізатор мінімального тиску

Масло має мати певну в'язкість, кислотне число і зольність; водорозчинні кислоти і луги, механічні домішки, вода і сірка повинні бути в них повністю відсутні. Щоб не допустити надмірно швидкого окислення масла, його температура після підшипників повинна бути не більше 70-75 ° С. Теплота, що відноситься маслом, виводиться із системи маслопостачання маслоохолоджувачами, через які прокачується охолоджуюча вода. Витрата масла залежить від кількості теплоти, що виділяється в підшипниках і допустимої температури нагріву.

8. Визначення технічних та масо-габаритних показників основного енергетичного обладнання

У моєму розрахунку енергоблоку ПГУ-23 газова турбіна є основним обладнанням, технічні показники якого приведені у якості вихідних даних для розрахунку котла-утилізатора. Для розрахунку була прийнята газова турбіна UGT 15000, виробництва заводу "Зоря"-"Машпроект".

Маса газової турбіни становить 9 т, довжина - 4,7 м, ширина - 2,1 м,висота - 2,2 м.

Після вибору газової турбіни і визначення параметрів газового середовища на виході з ГТУ, було виконано розрахунок передбаченого котла-утилізатора. Виходячи з того, що на ПГУ треба якомога краще зняти теплоту відхідних газів після ГТУ, у розрахунку прийнята парова турбіна з двома тисками пара, що підводиться. Пар контуру високого та низького тисків. У роботі було вирішено застосувати двоконтурний котел-утилізатор з контуром пара низького тиску та контуром пара високого тиску. З розрахунку КУ були отримані наступні дані по пару, що поступає у парову турбіну:

· витрата пара контуру високого тиску: 9,54 кг/с (34,3 т/год);

· тиск пара контуру високого тиску: 5,5 МПа;

· температура пара контуру високого тиску: 390 °С;

· витрата пара контуру низького тиску: 2,13 кг/с (7,7 т/год);

· тиск пара контуру низького тиску: 0,63 МПа;

· температура пара контуру низького тиску: 213 °С;

· електрична потужність парової турбіни у конденсаційному режимі: 7,9 МВт

Крім цього, станція проектувалась як ПГУ-ТЕЦ, тобто з відбором пара на теплофікацію.

За отриманими параметрами обираю парову турбіну Т-10/11-5,2/0,2 виробництва Калузького Турбінного Заводу. Технічні параметри парової турбіни Т-10/11-5,2/0,2 наведені у таблиці 8.1.

Маса парової турбіни 45,3 т (разом із фундаментною рамою), маса конденсатора 28,77 т, маса обладнання, що поставляється 105,51 т. Висота фундаментних труб 7,5 м.

9. Розробка загального розташування елементів установки в головній будові. Вимоги нормативних документів щодо розташування устаткування

Основні агрегати електростанції і допоміжне обладнання, що відноситься до неї розміщуються в окремому будівельному комплексі, яке називається головною будівлею (корпусом). Під компонуванням головного будинку розуміється взаємне розташування приміщень і розміщення в ньому обладнання та основних будівельних конструкцій.

Основним обладнанням ТЕС є парові котли, турбіни, генератори та трансформатори.

Допоміжне обладнання турбінного відділення включає в себе насоси різного призначення, теплообмінні апарати, обладнання термічної обробки води, ємності для зберігання запасів рідини й пристрої для перетворення параметрів пари.

Власне ГТУ, електрогенератор і блок допоміжного обладнання розташовані в захисному кожусі. Сталевий каркас кожуха служить опорною рамою для панелей кожуха, які складаються з ряду погодо-, звуко-і теплозахисних шарів. Вони легко видаляються для проведення технічного обслуговування і ремонту. Відповідно до правил пожежної безпеки, всі двері кожуха обладнані ущільненнями, надійними запорами, аварійними світловими табло і автоматичними заглушками. Закриті двері в будь-який час можуть бути відкриті зсередини.

Кожух-укриття вентилюється для забезпечення відводу теплоти за допомогою повітрообміну в кожусі для підтримки мінімально необхідної температури за допомогою нагрівачів у періоди зупину ГТУ; запобігання утворення вибухонебезпечних концентрацій газоповітряної суміші.

Машинний зал забезпечений додатковою вентиляцією для підтримки температури приміщенні допомогою повітрообміну при працюючій ГТУ і за допомогою нагрівачів - при зупиненій ГТУ.

Система газопостачання ГТУ і ПГУ, як правило, включає:

- підвідний газопровід (ПГП) від ГРС до пункту підготовки газу (ППГ) на території ТЕС;

- пункт підготовки газу (ППГ), включаючи блоки: редукування тиску газу, в тому числі ГРП, вузол стабілізації тиску (УСД), дотискну компресорну станцію (ДКС), газотурбінну редукційну станцію (ГТРС), очищення, осушення, підігріву, вимірювання витрати;

- зовнішні газопроводи від пункту підготовки газу (ППГ) до будівель і споруд, в яких розміщені ГТУ і ПГУ;

- блоки арматури відключення газових турбін;

- внутрішні газопроводи ГТУ і ПГУ.

Проектом повинен бути передбачений автоматичний пуск (зупинення) газової турбіни, що працює як автономно, так і з котлами-утилізаторами, що входять до складу ГТУ і ПГУ.

При проектуванні в складі ГТУ і ПГУ має передбачатися устаткування, що забезпечує ефективну вентиляцію газоповітряного тракту. Алгоритмами автоматичного розвороту газової турбіни двигуна до підсинхронних оборотів повинна передбачатися ефективна вентиляції всього газоповітряного тракту ГТУ і ПГУ.

Вибір пускових пристроїв і тривалість вентиляції до необхідної кратності повинен визначатися виходячи з вимог мобільності розвороту газової турбіни.

Вентиляція газоповітряного тракту газових турбін і котлів-утилізаторів, що входять до складу ГТУ і ПГУ, при пуску повинна забезпечуватися за рахунок витрати повітря, що проходить через газову турбіну при обертанні її ротора пусковим пристроєм.

Пускові пристрої газових турбін, що входять до складу ГТУ і ПГУ з котлами-утилізаторами або теплообмінниками повинні забезпечувати при безперервної вентиляції протягом 5 хв не менш ніж шестикратний повітрообмін вентильованих обсягів до димової труби.

Установки, на яких пускові пристрої газових турбін не забезпечують виконання цих умов, повинні оснащуватися дуттьовими механізмами.

На території ТЕС, як правило, слід передбачати комплексний загально станційний пункт підготовки газу (ППГ).

10. Розробка питань обслуговування установки під час її експлуатації

На кожному об'єкті енергетики повинні бути розподілені межі і функції з обслуговування устаткування, будівель, споруд і комунікацій між виробничими підрозділами (цехами, ділянками, лабораторіями і т.д.), а також розроблені посадові функції персоналу.

Кожен працівник об'єкта в межах своїх функцій повинен забезпечувати відповідність пристроїв та експлуатацію устаткування, будівель і споруд електростанції і мереж правилам охорони праці та пожежної безпеки.

На кожному енергооб'єкті повинен бути організований постійний і періодичний контроль (огляди, технічні обстеження) технічного стану енергоустановок (обладнання, будівель і споруд), визначені вповноважені за їх стан і безпечну експлуатацію особи, а також призначений персонал з технічного та технологічного нагляду та затверджені його посадові функції.

На кожному енергооб'єкті повинні бути наступні документи:

- Акти відведення земельних ділянок;

- Генеральний план ділянки з нанесеними будівлями і спорудами, включаючи підземний господарство;

- Геологічні, гідрогеологічні та інші дані про територію з результатами випробувань ґрунтів та аналізу ґрунтових вод;

- Акти закладення фундаментів з розрізами шурфів;

- Акти приймання прихованих робіт;

- Первинні акти про опади будівель, споруд і фундаментів під обладнання;

- Первинні акти випробування пристроїв, що забезпечують вибухобезпечність, пожежобезпечність, блискавкозахист і протикорозійний захист споруд;

- Первинні акти випробувань внутрішніх і зовнішніх систем водопостачання, пожежного водопроводу, каналізації, газопостачання, теплопостачання, опалення та вентиляції;

- Первинні акти індивідуальної опробування і випробувань обладнання та технологічних трубопроводів;

- Акти державної та робочих приймальних комісій;

- Затверджена проектна документація з усіма наступними змінами;

- Технічні паспорти будівель, споруд, технологічних вузлів та обладнання;

- Виконавчі робочі креслення обладнання та споруд, креслення всього підземного господарства;

- Виконавчі робочі схеми первинних і вторинних електричних з'єднань;

- Виконавчі робочі технологічні схеми;

- Креслення запасних частин до обладнання;

- Оперативний план пожежогасіння;

- Документація відповідно до вимог органів державного контролю та нагляду;

- Комплект діючих і скасованих інструкцій з експлуатації обладнання, будівель і споруд, посадових інструкцій для всіх категорій фахівців і для робітників, що відносяться до чергового персоналу, та інструкцій з охорони праці.

Комплект зазначеної вище документації повинен зберігатися в технічному архіві об'єкта енергетики.

На основному і допоміжному обладнанні електростанцій, котелень і підстанцій повинні бути встановлені таблички з номінальними даними згідно з державним стандартом на це обладнання.

При експлуатації газового господарства повинні бути забезпечені:

· безперебійна подача до топковим пальників газу необхідного тиску, очищеного від сторонніх домішок і конденсату, у кількості, відповідному навантаженні котлів;

· контроль кількості та якості надходить газу;

· безпечна робота обладнання, а також безпечне проведення його технічного обслуговування та ремонту;

· своєчасне і якісне технічне обслуговування та ремонт обладнання;

· нагляд за технічним станом обладнання та його безпечною експлуатацією.

Таблиця 8.1 Технічні дані парової турбіни Т-10/11-5,2/0,2.

Размещено на Allbest.ru

...