Деятельность Кемеровской теплоэлектростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

Введение

Промплощадка Кемеровской ТЭЦ расположена на правом берегу р. Томи, в северо-западной части г. Кемерово, в Кировском районе.

С севера-востока и востока промплощадка ограничена подъездными железнодорожными путями ФГУП ПО «Прогресс», проходящими в 10-12 м от забора ТЭЦ. Проезд между забором ТЭЦ и заборами ФГУП «Кемеровский завод «Коммунар» и ОАО «Анилинокрасочный завод» до предела насыщен подземными и надземными коммуникациями (теплотрасса, паропровод, водовод, канализация, ГЩУ, подземные кабели).

Северо-восточная сторона периметра занята железнодорожными путями, идущими от ФГУП «Кемеровский завод «Коммунар» на ТЭЦ и завод ФГУП ПО «Прогресс».

С восточной стороны ТЭЦ выходят ЛЭП - 110 и 35 кВ, теплотрасса и паропровод в Кировский район г. Кемерово, сбросной канал ТЭЦ, и пучокподземных электрокабелей в город.

Об энергетике как самостоятельной отрасли Кузбасса впервые заговорили в феврале 1920г.участникм Гос.комиссии по электрификации России (ГОЭЛРО). По заданию комиссии инженер П. П. Евангулов представил доклад «Перспектива промышленного развития Кузнецкого района и схема его электрификации ». Но не было еще в нем упоминания о нынешнем Кемеровском ТЭЦ, хотя и имелось вполне конкретное рекомендация Г.М. Кржижановского «налечь» в Западной Сибири на тепловые станции.

31 августа1933 года. Нарком С. Орджоникидзе подписал приказ о строительстве химического комбината, в составе которого предусматривалось строительство мощной ТЭЦ.

1 октября 1936 года. Главный корпус ТЭЦ выведен к отметке 7.17.

Май 1937 года. Построен служебный корпус.

Июнь 1937 года. Начат монтаж тепломеханического оборудования топливоподачи, котельного и турбинного цехов, а также химводоочистки.

Май 1938 года. Закончен монтаж электрической части.

Конец 1938 года. Закончены основные работы на монтаже двух первых котлов и остального теплосилового оборудования.

С 4 на 5 октября 1939 года. Первая вахта эксплуатационников. Дан первый пар с котла № 1. Начало эксплуатации ТеплоЭлектроЦентрали.

20 октября 1939 года. Пущен котел №2.

10 сентября 1940 года. Пущен турбогенератор №1.

Ноябрь 1940 года. Построен Дворец культуры района.

Осень 1940 года. Открыт химико - технологический техникум - кузница кадров комбината.

Март 1942 года. Закончен монтаж котла №4.

Декабрь 1942 года. Пущен в эксплуатацию турбогенератор №2.

Январь 1943 года. Пущен турбогенератор №3.

Июнь 1943 года. Начал работу котел №5.

Июль 1943 года. Пущена турбина №4.

Ноябрь1944 года. Включен в эксплуатацию котел №6.

Май1948 года. ТЭЦ передана министерства электростанций и перешла в систему «Кем энерго».

1949 год. Началось проектирование второй очереди расширения станции.

1951 - 1956 года. Расширение второй очереди станции.

30 декабря 1954 года. Сдан турбогенератор №5.

31 декабря 1965 года. Включен в работу котел №8.

30 сентября 1966 года. Включен котел №9.

6 июня 1967 года. Сдана химводоочистка на 550т\ ч.

30 июня1967 года. Начал работу котел №10.

1965 год. Началось проектирование четвертой очереди расширения ТЭЦ.

1970 год. Начало соревнования за право называться предприятием высокой культуры производства.

12 декабря1975года. Кемеровская ТЭЦ - предприятие высокой культуры производства.

1 декабря 1984 года. На станции произошла самая тяжелая за всю историю предприятия авария. Нормальный режим восстановлен лишь через 29 дней.

22 декабря 1985 года. Пришел природный газ Нижневартовского месторождения.

1986 год. Газ подан на все котлы станции.

1 января 1988 года. Коллектив перешел новые условия хозяйствования.

1 января 1989 года. Станция работает на пригодной форме организации труда.



1. Описание функциональной схемы

Количество пылесистем на котел: котлы ст.№1,5 - по 1 пылесистеме на котел, котлы ст.№8-11 - по 2 пылесистемы на котел.

С трактов топливоподачи уголь подается в бункера сырого угля (10 шт. по количеству пылесистем), емкостью от 50 до 100 тонн. Из бункеров сырого угля уголь поступает на питатели сырого угля (ПСУ) ленточные, после которых уголь, предварительно подогреваясь в трубе-сушилке воздухом с t=300-3500С, поступает в шаробарабанные мельницы. В мельницах уголь размалывается до пыли необходимой фракции и окончательно подсушивается. После мельниц угольная пыль с температурой 70-750С с помощью мельничных вентиляторов подается по трактам пылесистем в сепараторы пыли, в которых происходит отделение крупных фракций пыли от мелких.

Крупные частицы пыли возвращаются в мельницы для доизмельчения.

Мелкая пыль после сепараторов пыли направляется в пылевые циклоны, где происходит отделение воздуха от угольной пыли, после чего слабо запыленный воздух подается на пылегазовые горелки, а угольная пыль поступает в бункера пыли.

Из бункеров пыли угольная пыль угольными лопастными питателями пыли (УЛПП-1) подается к пылегазовым горелкам.



2. Принципиальная электрическая схема

Рис. 1

Описание принципиальной электрической схемы

Данная схема представляет собой схему блочной ТЭЦ.

На этой схеме представлены распределительное устройство высокого напряжения (РУВН). РУВН может быть 110 кВ и выше. Схема блочной ТЭЦ состоит из 4 - х блоков (генератор-трансформатор), 2 блока по 100 МВт и 2 блока по 200 МВт. На схеме так же представлены РУ (КРУ - комплектно-распределительное устройство) напряжением 6-10 кВ, работающее на собственные нужды (питание двигателей мельниц, насосов, мельничных и дутьевых вентиляторов). Блоки по 100 МВт работают как на отдачу электроэнергии в систему так и на собственные нужды, то есть на КРУ. Блоки на 200 МВт работают на систему и через ТСН 3 и ТСН 4 питают в осветительную сеть.

Связь с системой обеспечивают 4 трансформатора связи: 2 по 100 МВА, 2 по 200 МВА. На этих трансформаторах связи установлено устройство РПН (РПН - регулирование напряжения под нагрузкой). РПН позволяет обеспечивать соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ и выше при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволят уменьшить колебание напряжений в установках собственных нужд. Для защиты генераторов от коротких замыканий внутри генератора или волнений в системе служат генераторный выключатель, представленный на схеме Q1 - Q4. В данной схеме есть существенный недостаток - трансформатор связи не имеет защиты. После трансформатора связи должен стоять его выключатель для защиты от волнений в сети (КЗ и т.д.), так же в схеме отсутствует защита трансформатора от перенапряжений. Связь генератора с КРУ осуществляется через токоограничивающий реактор и его выключатель. КРУ представлено двумя секциями, которые связаны между собой через АВР. Если одна секция по какой-либо причине осталась без напряжения, то через АВР работает другая или наоборот. Данная схема имеет множество недостатков.

3. Схема внешних электрических проводок

Рис. 2

Описание схемы внешних электрических проводок

Это простейшая схема пускателя (упрощенный вариант), которая лежит в основе всех или, по крайней мере, большинства схем запуска асинхронных электродвигателей, применяемых очень широко, как в промышленности, так и в обычном быте. Вся схема кроме электродвигателя, который установлен непосредственно на конкретном оборудовании или устройстве, монтируется либо в щитке или в специальной коробке (ПМЛ).

Кнопки ПУСКА и СТОПА, могут находится как на передней стороне этого щитка, так в не его (монтируются на месте, где удобно управлять работой), а может быть и там и там, в зависимости от удобства. К данному щитку подводится трёхфазное напряжение от ближайшего источника питания, а с него уже выходит кабель, идущий на сам электродвигатель.

Принцип работы: на клеммы Ф1, Ф2, Ф3 подается трехфазное напряжение. Для запуска асинхронного электродвигателя требуется срабатывание магнитного пускателя (ПМ) и замыкания его контактов ПМ1, ПМ2 и ПМ3. Для срабатывания ПМ, необходимо подать на его обмотку напряжение (кстати, величина его зависит от самой катушки, то есть, на какое именно напряжение она рассчитана. Это так же зависит от условий и места работы оборудования. Они бывают на 380В, 220В, 110В, 36В, 24В и 12В) (данная схема рассчитана на напряжение 220в, поскольку берётся с одной из имеющихся фаз и нуля).

Подача электропитания на катушку магнитного пускателя осуществляется по такой цепи: С ф1 поступает фаза на нормально замкнутый контакт тепловой защиты электродвигателя ТП1, далее проходит через катушку самого пускателя и выходит на кнопку ПУСК (КН1) и на контакт самоподхвата ПМ4 (магнитного пускателя). С них питание выходит на нормально замкнутую кнопку СТОП и после замыкается на нуле. Для запуска требуется нажать кнопку ПУСК, после чего цепь катушки магнитного пускателя замкнётся и притянет (замкнёт) контакты ПМ1-3 (для пуска двигателя) и контакт ПМ4, который даст возможность при отпускании кнопки пуска, продолжать работу и не отключить магнитный пускатель (называется самоподхватом). Для остановки электродвигателя, требуется всего лишь нажать кнопку СТОП (КН2) и тем самым разорвать цепь питания катушки ПМ. В результате контакты ПМ1-3 и ПМ4 отключатся, и работа будет остановлена до следующего запуска ПУСКа

4. Схема внешних трубных проводок

Рис. 3

Описание схемы внешних трубных проводок

Метод измерения расхода по перепаду давления в сужающем устройстве основан на зависимости перепада давления в неподвижном сужающем устройстве, установленном в трубопроводе, от расхода измеряемой среда. Это устройство следует рассмотреть как первичный преобразователь расхода. Создаваемый в сужающем устройстве перепад давления измеряется дифманометром, шкала которого градуируется в единицах расхода. При необходимости дистанционной передачи показаний дифманометр должен быть снабжен преобразозателем, который линией связи соединяется со вторичным прибором, градуированным в единицах расхода. При установке дифманометра 1 выше сужающего устройства во всех наивысших точках линий устанавливают газосборники 5 с продувочными вентилями. Если измеряемая жидкость имеет высокую температуру (t>120°C), для обеспечения равенства плотностей жидкости в обеих соединительных линиях устанавливают уравнительные сосуды. Трубы до сосудов покрывают тепловой изоляцией. При измерении расхода пара также необходимо использовать уравнительные сосуды, которые обеспечивают постоянство и одинаковую высоту уровней конденсата в обеих линиях. Трубы до сосудов покрывают тепловой изоляцией. Для удаления воздуха из линий дифманометры рекомендуется устанавливать ниже сужающего устройства, в противном случае ставят газосборники. При измерении расхода газа дифманометры располагают выше сужающего устройства, чтобы влага, выделяющаяся из газа, стекала в трубопровод. Если это не удается, в низких точках линий размещают сборники влаги с вентилями продувки.

Соединительные линии не рекомендуется прокладывать вблизи горячих трубопроводов и печей, в противном случае их покрывают изоляцией.

Основными достоинствами расходомеров с сужающими устройствами являются:

1. широкая область давлений, температур и расходов, в которой их можно использовать при измерении однофазных веществ,

2. определение градуировочной характеристики расчетным путем;

3. взаимозаменяемость дифманометров и вторичных приборов. 

Недостатки -- 1. нелинейная зависимость расхода от разности давлений, что вызывает большие погрешности в измерении малых расходов; 2. инерционность показаний прибора из-за наличия соединительных линий; 3. необходимость проведения индивидуальной градуировки расходомеров при измерении расхода вязких сред или в трубах малого диаметра; 4. нарушение целостности трубопроводов при установке в них сужающих устройств.

5. Схема панели щита

Рис. 4

Описание схемы панели щита

Из схемы видно, что на котле имеется 6 горелок. Каждая из них оборудована отсечным клапаном (Y4.1 - Y4.6). На растопочных горелках дополнительно после отсечных клапанов установлены краны, оборудованные исполнительными механизмами МЭО (Y5.1 и Y5.6). Также на растопочных горелках установлены отсечные газовые клапаны запальников (Yз.1 и Yз.2).

В соответствии с требованиями безопасности последовательно с группой горелок установлен дополнительный газовый отсечной клапан Y1 и свеча безопасности Y3. Для регулирования подачи газа установлена электрифицированная заслонка Y2.

Для подачи воздуха используются два вентилятора (основной и резервный) оборудованных частотными приводами. Так же после каждого из вентиляторов имеются регулируемые воздушные заслонки (Y6.1 и Y6.2). На растопочных горелках воздушные шиберы оборудованы МЭО (Y7.1 и Y7.6).

Для удаления продуктов сгорания так же используется два дымососа (основной и резервный) оборудованных частотными приводами и заслонками (Y8.1 и Y8.2).

6. Расчет сужающего устройства

Кемеровская ТЭЦ

Опросный лист №2

Характеристика измеряемой среды

Измеряемая среда-ВОДА

Барометрическое давление 745мм рт. ст.

Избыточное давление 50кгс/смІ

Абсолютное давление 51.01282кгс/смІ

Температура 150.0град.С

Плотность в рабочих условиях 919.61268кг/мі

Показатель адиабаты

Динамическая вязкость 0.00016317 Па*с

Характеристика сужающего устройства

Сужающее устройство:

Диафрагма с угловым способом отбора давления

* Диаметр сужающего устройства в стандартных условиях 101.89144 мм

* Диаметр сужающего устройства в рабочих условиях 102.11263 мм

Материал сужающего устройства Сталь 08Х18Н10Т

* Поправочный коэффициент на расширение материала сужающего устройства 1.00217

* Радиус закругления входной кромки 0.05 мм

* Поправочный коэффициент на неостроту входной кромки диафрагмы 1.00125

* Наибольшее значение шероховатости поверхности входного торца диафрагмы 0.01021 мм

* Наибольшее значение шероховатости отверстия

Диафрагмы 0.00102 мм

Сибирский политехнический техникум

* Наибольшее значение шероховатости поверхности выходного торца диафрагмы 0.01 мм

* Толщина диафрагмы от 2.43392 мм

* до 10.06591 мм

* Допуск на изготовление диаметра СУ 0.07132 мм

Способ определения радиуса вх. кромки диафрагмы визуальным или табличным методом

Характеристика трубопровода

Диаметр трубопровода в стандарт. условиях 201.0 мм

* Диаметр трубопровода в раб. условиях 201.31822 мм

Материал трубопровода Сталь 20

* Поправочный коэффициент на расширение материала трубопровода 1.00158 мм

Абсолютная эквивалентная шероховатость стенок трубопровода 0.1 мм

* Поправочный коэффициент на шероховатость трубопровода 1.00058 мм

Способ определения шероховатости трубопровода визуальным или табличным методом

Комплексные параметры расходомера

* Относительный диаметр СУ 0.5072 мм

* Число Рейнольдса при максимальном измеряемом расходе 2397836.8

Перепад давления на сужающем устройстве 100.0 кПа

* Коэффициент расхода сужающего устройства 0.6241

* Коэффициент расширения 1.0

* Коэффициент истечения 0.60312

* Потери давления 72.28548 кПа

Верхний предел измеряемого расхода 250 т/ч

Расчёт расхода (проверка) при верхнем пределе перепада давления:

* Объёмный расход в рабочих условиях 271.850072 мі/ч

* Массовый расход 249.996692 т/ч

7. Описание технологического процесса

На Кемеровскую ТЭЦ уголь доставляется железнодорожным транспортом. Для маневровых работ в топливном хозяйстве станции имеются 2 тепловоза ТГМ-4Б и ТГМ-812. На территории станции вагоны с углем взвешиваются на вагонных весах и направляются на разгрузку. Разгрузка угля происходит в двух разгрузочных сараях, вместимость которых - по 7 вагонов каждый. Уголь через люки вагонов сваливается с помощью вибровстряхивающих разгружателей (ВВР) в угольные ямы, для чего в каждом разгрузсарае находятся по 2 угольные ямы, вместимостью 500 тонн каждая. По окончании разгрузки вагоны выводятся из разгрузсараев на люкозакрыватели и затем отводятся на запасные (порожние) пути.

В случае, когда угольные ямы в разгрузсараях заполнены разгрузка вагонов происходит в угольные ямы открытого склада угля, емкость которого 60 тыс. тонн. Открытый склад угля и угольные ямы открытого склада расположены вдоль подъездных путей. Из угольных ям на открытый склад уголь подается ж/д кранами. Для штабелирования угля в составе оборудования ТТЦ находятся бульдозеры (3 шт.).

Из угольных ям разгрузсараев уголь, с помощью электрогрейферных тележек, подается в загрузочные бункера транспортеров 1 подъема. По транспортерам 1 подъема (линии 1А и 1Б) уголь подается в дробильный корпус. Перед подачей в дробилку из угля, с помощью металлоулавителей (магнитных шайб) удаляются металлические предметы. Затем уголь подается в молотковые дробилки, где измельчается до нужной фракции и поступает на транспортеры 2 подъема, ведущие в главный корпус. В главном корпусе, пройдя щепоуловители и пробоотборники, уголь поступает на бункерную галерею транспортеров, откуда с помощью плужковых сбрасывателей распределяется по бункерам сырого угля.

Из двух имеющихся линий топливоподачи (А и В), одна из которых является резервной, в работу включается как правило одна линия, которая должна эксплуатироваться при максимальной производительности (250 т/час), обеспечивающей максимальное время загрузки бункеров котельной с соблюдением качества очистки топлива от металлических, древесных и других посторонних предметов.

С трактов топливоподачи уголь подается в бункера сырого угля (10 шт. по количеству пылесистем), емкостью от 50 до 100 тонн. Из бункеров сырого угля уголь поступает на питатели сырого угля (ПСУ) ленточные, после которых уголь, предварительно подогреваясь в трубе-сушилке воздухом с t=300-3500С, поступает в шаробарабанные мельницы. В мельницах уголь размалывается до пыли необходимой фракции и окончательно подсушивается. После мельниц угольная пыль с температурой 70-750С с помощью мельничных вентиляторов подается по трактам пылесистем в сепараторы пыли, в которых происходит отделение крупных фракций пыли от мелких.

Крупные частицы пыли возвращаются в мельницы для доизмельчения.

Мелкая пыль после сепараторов пыли направляется в пылевые циклоны, где происходит отделение воздуха от угольной пыли, после чего слабо запыленный воздух подается на пылегазовые горелки, а угольная пыль поступает в бункера пыли.

Из бункеров пыли угольная пыль угольными лопастными питателями пыли (УЛПП-1) подается к пылегазовым горелкам.

Угольная пыль с помощью питателей пыли транспортируется первичным воздухом к пылеугольным горелкам.

В горелках происходит завихрение пылевоздушной смеси. Туда же, по каналу вторичного воздуха, подается вторичный воздух с температурой 300-3500С.

Как правило, для нормального перемешивания и нормального выхода на 1/3 первичного воздуха (пылевоздушной смеси) подается 2/3 вторичного воздуха. Расходы воздуха регулируются контрольно-измерительными приборами и автоматикой.

Помимо пылегазовых горелок каждый котлоагрегат оборудован мазутными горелками, представляющими собой форсунки парового распыления производительностью 300-800 кг/час каждая.

Растопка котлоагрегатов производится: на газе, на мазуте, на муфельных горелках.

Как правило, котел разжигается на газе, ввиду высокой надежности горения газа при малых расходах. При розжиге котла используются 1-2 газовые горелки.

Скорость подъема давления в котлоагрегата от нулевого до рабочего обычно составляет 3-3,5 часа.

При растопке котла после ремонта при достижении в нем давления 3-5 ата. производится обтяжка фланцевых соединений.

В начальный период растопки систематически прогреваются нижние камеры экранов для их равномерного прогрева. По мере прогрева камер повышается давление до рабочего. При достижении рабочего давления проверяется работа электронных указателей уровня. При необходимости производится настройка предохранительных клапанов. Производится проверка схем защиты котла от повышения уровня.

При нормальной работе всех систем поднимается температура перегретого пара и котлоагрегат берет необходимую нагрузку.

8. Характеристика исходного сырья, материалов, полупродуктов и энергоресурсов

Используемый на КемТЭЦ уголь марки ДР относится к высокореакционным углям III группы взрывоопасности, значении критерии взрывоопасности находится в пределах 1,53 - 3-40 в зависимости от месторождения топлива.

Уголь марки ДР характеризуется высоким выходом летучих соединений (порядка 35-45%) склонность к самовозгоранию, низким коэффициентом размолоспособности (0,95 - 1,1) высокой абразивности и является сильно пылящим.

При хранении, подаче топлива к пылеприготовительным установкам, использовании его в пылеприготовительных установках необходимо учитывать следующие основные моменты:

Складирование топлива с различными характеристиками должно производиться отдельно.

Подача ДР угля в смеси с другими углями, склонными к налипанию не допускаются. В исключительных случаях, связанных с перебоями подачи топлива к котельным установкам, по распоряжению главного инженере допускается подача смеси углей к пулеприготовительным установкам. Порядок и режим подачи определяется индивидуально.

При начале «парения» складированного в угольном штабе топлива марки ДР необходимо принять меры по срабатыванию этих участков. Если будут обнаружены очаги тления, то должны быть приняты меры к тушению. Подача тлеющего угля в бункере котельного отделения не допускается.

В связи с интенсивным пылением угля ДР необходимо предпринять меры к своевременной уборке помещений и оборудования от просыпаний угля и отложений угольной пыли.

Уборку трактов топливоподачи и пылеприготовительных установ производить не реже двух раз в смену.

Осмотр и внутреннею очистку пылеприготовительных установок производить перед каждым пуском и после каждого останова установки.

внеочередной осмотр и очистку пылеприготовительной установки в случае длительного превышения температуры аэросмеси, более 75С в течении 20 минут.

При провидении осмотра и очистки пылеприготовительных установок, в обязательном порядке производить осмотр и очистку следующих элементов установки.

- течек ПСУ;

- труб-сушилок;

- клапанов РТМ;

- горловин мельниц;

- патрубков циклонов пыли.

При проведении ежемесячных уборок особое внимание уделить удалению пылевых отложении на узлах пересыпки, пылевых шнеках, системах отопления, пылегазавоздухопроводах (особенно на участках не имеющих тепловой изоляции), взрывных предохранительных клапанах, крышках корпусов сепараторов и циклонов.

Не допускается наличие на лентах ПСУ, находящихся в резерве скопления угля.

Подача угля в БСУ котлов должна осуществляться бесперебойно. Любой перерыв в подаче топлива приводит к резкому увеличению температуры в пылеприготовительной установке и создает угрозу воспламенения отложении.

При эксплуатации пылеприготовительных установок необходимо осуществлять постоянный контроль за температурой аэросмеси после мельниц, не допускается ее увеличение более 70С.

Не допускается выбивание горячего воздуха из течек ПСУ и клапанов РТМ в следствии низкого разряжения до мельниц.

Загрузка мельниц углем должна быть максимально возможной, регулятор температуры мельниц при нормальной работе должен быть закрыт.

Отсосы воздуха из бункеров пыли в работающей пылесистемы должны быть открыты, в пылесистемы находящихся в резерве - закрыты.

Средства побуждения движения топлива в БСУ (вибраторы, система пневмообрушения) должны быть в постоянной готовности к работе.

Система пожаротушения БП, БСУ, подачи пары в мельницы должны постоянно находиться в готовности к подаче пара в установку. Во избежание скопления конденсата в линиях и пропусков через неплотную вторичную арматуру, дренажи на гребенках должны быть открыты.

Для избежание забивания линий подачи пара в мельницу угольной пыли в местах врезок, необходимо периодически не реже 1 раза в смену их продувать.

При работе на углях ДР использование пылевых шнеков для переброса пыли между котлами необходимо свести к мнимому.

В случае возникновения необходимости их работы, после окончания перекачки пыли, обязательно произвести их осмотр, наружную и внутреннею очистку.

Скопление угольной пыли в шнеках не допускается. Срабатывающих тлеющих очагов пыли в бункеров не допускается.

При эксплуатации пылеприготовительных установок средства защиты, блокировок, сигнализации и автоматические регуляторы должны находиться в исправном состоянии и быть введены в работу. Вывод из работы отдельных неисправных средств защиты, блокировки, сигнализации и автоматики допускается только с разрешением НСС с фиксацией в оперативном журнале времени и причины вывода.

При эксплуатации пылеприготовительных установок необходимо тщательно следить за их плотностью и отсутствием пылении. В случаи обнаружении пылении необходимо принять меры по восстановлению плотности, имеющихся в смене материалами (восстановление плотности уплотнений лючков сальниковой набивкой, асбопухшнуром, заделка изношенных участков пылегазовоздухопроводов асбестовой замазкой, подтяжка уплотнений и др.) об обнаружении неисправности необходимо сделать запись в журнале дефектов. При работе необходимо ввести постоянный контроль за температурой пыли в БП. В целях избежание возгорания пыли необходимо следить за плотностью верхней части бункера, режимов открытия и закрытия отсосов воздуха. Перекидные шибера циклонов пыли должны переведены «на бункер», шибера под пылевым шнеками - закрыты. Для уменьшения застоя пыли и предотвращения начало ее тления, необходимо периодически производить ее сработку до минимальной установленной величины (котлы 1, 5 - 7 ти; котлы 8, 11 - 20 ти). В работе котла необходимо держать максимально возможное количество питателей пыли. При нахождении части питателей пыли в резерве необходимо ежесменное включать их в работу для удаления их бункера застойных участков пыли. Все операции по осмотрам, очисткам, уборке трактов топливоподачи и пылеприготовительных установок необходимо фиксировать в оперативном журнале.

9. Спецификация на основное технологическое оборудование

	Таблица. Спецификация к функциональной схеме пылеприготовления.
№ позиции	Характеристика среды	Наименование и характеристика приборов	Тип прибора	Кол-во
TE 8HFC10CT001	Горячий Воздух t C = 70C	Термометр сопротивления медный HCX 50 M. Диапазон измерения температуры: -50 + 150 C. Длина монтажной части 120 мм. Материал защитной арматуры 12X18H10T	TM 510 2Д	6
TIS 8HFG10CT710	Горячий Воздух t C= 70 C	Термометр сопротивления медный HCX 50 M. Диапазон измерения температуры: -50 + 150 C. Длина монтажной части 120 мм. Материал защитной арматуры 12X18H10T	TM 510 3Д	2
TI 8HFG10CT701	Сырой уголь t C = 68 C	Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом; Выходной унифицированный сигнал от 0 до 5мА; Диапазон измеряемых температур от минус 50 до 150єС; Номинальная статическая характеристика 100М;	ТСМУ-055	8
PIS 8HFC10 CP001	Горячий воздух P= 150 кПа	Прибор для измерения давления (разрежения) показывающий с контактным устройством, установленный по месту.	Сапфир 22 М	5
PDI 8HFE10CP011	Горячи воздух P = 0,0 кПа	Преобразователь избыточного давления предела измерения 0-6 Мпа Входной сигнал 4-20 Мпа Питание 36 Вт от блока питания. Метран - 608	Метран 100 DH	2
PIR 8HFE10CP011	Вакуум - линия	Вторичный преобразователь, прибор регистрирующий, показывающий, сигнализирующий с ПИ-регулированием. С пневматическим выходным сигналом 0,02 - 0,1 Мпа Шкала 0-10 Мпа Питание 220 Вт, 50 Гц	Диск 250 H	2
PT 8HFC10CP011	Горячий воздух P = 1,7 кПа	Преобразователь избыточного давления. Предел измерения 0-6 Мпа Входной сигнал 4-60 мА Питание 36 Вт от БП	Метран 100 DH	2

10. Безопасность окружающей среды

Воздействие на окружающую среду

Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов являются важнейшими задачами Кемеровской ТЭЦ. В целях соблюдения требований природоохранного законодательства экологические службы ТЭЦ осуществляют постоянный производственный экологический контроль и оценивают состояние экологической безопасности для выработки своевременных и эффективных решений по минимизации воздействии станции на окружающую среду. К основным задачам экологических служб станций относится контроль соблюдения нормативов качества окружающей среды. Принципы природоохранной деятельности и обязательства в области обеспечения экологической безопасности и охраны окружающей среды изложены в Экологической политике АО «Концерн Росэнергоатом». Целью экологической политики является обеспечение такого уровня безопасности ТЭЦ, при котором воздействие на окружающую среду, персонал и население на ближайшую перспективу и в долгосрочном периоде обеспечивает сохранение природных систем, поддержание их целостности и жизнеобеспечивающих функций.

К основным принципам природоохранной деятельности

снижение воздействия ТЭЦ на окружающую среду до возможно низкого и практически достижимого уровня;

поддержание безусловно приемлемого радиационного риска для населения в районе расположения ТЭЦ;

рациональное использование природных ресурсов;

открытость и доступность информации о природоохранной деятельности.

Основные показатели экологического воздействия

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Вклад атомных станций в загрязнение атмосферного воздуха по сравнению со всеми отраслями народного хозяйства остается ничтожно малым.

Объемы выбросов загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферный воздух

Объемы выбросов загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферный воздух станциями не превышают допустимых значений и значительно ниже установленных природоохранными органами лимитов.

Основная доля выбросов ЗВ атомных станций приходится на пускорезервные котельные и периодически включаемые с целью регламентного опробования резервные дизель-генераторные станции.

Доля станций в объеме ЗВ, выбрасываемых в атмосферный воздух всеми предприятиями Российской Федерации, уже на протяжении многих лет составляет менее 0,01 %.

Тем не менее, атомные станции стремятся к снижению нагрузки на атмосферу:

совершенствуется технология в области повышения КПД сжигания топлива;

используется мазут лучшего качества (с меньшим содержанием серы);

совершенствуются технологии покрасочных работ;

вводятся в эксплуатацию эффективные газоочистные и пылеулавливающие установки.

теплоэлектростанция отходы производство расходомер

11. Обращение с отходами производства и потребления

ДеятельностьТЭЦ по охране окружающей среды в части обращения с отходами производства и потребления (далее - отходы) осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации в области охраны окружающей среды и на основании лицензии, а также утвержденных проектов нормативов образования отходов и лимитов на их размещение.

Как и на любом другом предприятии, на станциях в процессе производственной деятельности образуются отходы. Источниками образования отходов являются вспомогательные подразделения и участки, обеспечивающие работу станций.

Технологическими процессами, приводящими к образованию отходов на ТЭЦ, являются:

техническое обслуживание и ремонт зданий, сооружений, оборудования, приборов, станков, других устройств и механизмов;

подготовка воды для производственных и технологических нужд;

производство пара и горячей воды для отопления и других нужд станций;

обслуживание персонала станций, очистка сточных вод:

очистка и регенерация масел;

замена ламп.

Все отходы производства и потребления размещаются на оборудованных площадках, в специальных хранилищах, и их утилизация контролируется экологическими службами атомных станций.

Размещено на Allbest.ru

...