Орська ТЕЦ

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Міністерство освіти і науки Російської Федерації
Орський гуманітарно-технологічний інститут (філія) державного освітнього закладу
вищої професійної освіти
«Оренбурзький державний університет»
Механіко-технологічний факультет
Кафедра енергозабезпечення
Орська теплова електростанція ТЕЦ - 1
Керівник проекту:
_________ Ануфрієнко О.С.
«     »___________ 2008 р
Виконавець:
студент 5-го курсу
__________ Бушуєв О.М.
«     »__________ 2008р
Орськ 2008

АНОТАЦІЯ

Дана дослідницька робота містить 105 сторінок, у тому числі 6 джерел.
У даному звіті викладено основні поняття про роботу ОТЕЦ-1. Докладно описано пристрій тепломеханічного обладнання ТЕЦ. Викладено основні вимоги до персоналу і правила роботи з обладнанням ТЕЦ, технологія проведення термінових і капітальних ремонтів. У даному звіті також докладно розкрито вимоги до робочого персоналу з техніки безпеки і загальні організаційні заходи у цій області.

ЗМІСТ

ВСТУП
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПІДПРИЄМСТВА
1.1. Історія виникнення і розвиток ТЕЦ - 1. 6
1.2. Господарське значення ТЕЦ та її основні техніко-економічні показники.
1.3. Структура управління ОТЕЦ - 1
2. ТЕХНОЛОГІЧНА СХЕМА ПРИГОТУВАННЯ ВОДИ
2. 1. Характеристика "докотлової" і внутрікотловой обробки води.
2.2. Конструкції фільтрів
2.3. Характеристика методів хімічного контролю якості води
2.4. Характеристика схеми управління витратою води та її температури
3. ТЕХНОЛОГІЧНА СХЕМА ПРИГОТУВАННЯ ПАЛИВА
4. ЗАГАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА КОТЕЛЬНОГО ВІДДІЛЕННЯ
4.1. Характеристика структури управління відділення
4.2. Характеристика щита управління
4.3. Характеристика контрольно-вимірювальних приладів і автоматики котлоагрегатів
4.4. Захист котла
4.5. Характеристика експлуатаційних режимів котлоагрегатів
4.6. Права та обов'язки майстра (старшого машиніста)
5. ЗАГАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА турбінного відділення
5.1. Характеристика турбоагрегатів, теплові схеми турбоагрегатів
5.2. Регулювання, захист і масляна система турбін
5.3. Характеристика трубопроводів в турбінному відділенні
6. ПРИСТРІЙ ТА ОСНОВНІ ТЕХНІЧНІ ДАНІ ГЕНЕРАТОРІВ ТА СИСТЕМИ ОХОЛОДЖЕННЯ.
7. ГОЛОВНИЙ ЩИТ УПРАВЛІННЯ.
8. ПОКАЗНИКИ ТЕПЛОВОЇ ЕКОНОМІЧНОСТІ ТЕЦ.
9. ОРГАНІЗАЦІЯ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОКРЕМИХ ЦЕХІВ
9.1. Компресорний цех
9.2. Система відкачування стічних вод з пром. майданчика ОТЕЦ - 1 на золовідвал № 2
10. ХАРАКТЕРИСТИКА ІНФОРМАЦІЙНОЇ МЕРЕЖІ ТЕЦ
11. АВТОМАТИЗАЦІЯ
11. 1. Автоматичне керування тепловими процесами
11.2. Автоматичні регулятори теплових процесів
11.3. Автоматизація допоміжного обладнання
11.6. Структурна схема АСУ ТП
11.7. Апаратура контролю та регулювання при автоматизації
12. ОСНОВНІ ЗАХОДИ ЩОДО ЗАХИСТУ НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
13. ОРГАНІЗАЦІЯ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОБЛАДНАННЯ
14. ТЕХНІКА БЕЗПЕКИ
14.1. Організаційні та технічні заходи
14.2. Вимоги до персоналу.
14.3. Права та обов'язки відповідального за безпеку робіт
15. ТЕХНІКО - ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ТЕЦ
15.1. Характеристика основних фондів.
15.2. Характеристика оборотних фондів.
15.3. Характеристика промислово - виробничого персоналу
15.4. Характеристика виробничих витрат.
15.5. Собівартість продукції.
Використана література

Введення

Орська теплова електроцентраль (далі ТЕЦ - 1) виробляє і відпускає споживачам електричну та теплову енергію. Теплоносієм є вода і пар. В якості двигуна для приводу електрогенератора використовуються парові турбіни. Джерелом пара є парові котли.
Орська ТЕЦ-1 є джерелом енерго-і теплопостачання житлового сектору міста Орська і його промислових підприємств. В енергосистемі працює паралельно з Іріклінской ГРЕС, ТЕЦ Орсько-Халиловского металургійного комбінату, Актюбінської ТЕЦ. З енергосистемою Уралу Орсько-Актюбинский енерговузол пов'язаний ЛЕП 220 кв. і 500 кв. Режим роботи - цілодобовий, взимку по тепловому графіку, влітку за графіком енергосистеми. Система теплопостачання - закрита.
В даний час на ТЕЦ-1 встановлено і знаходиться в роботі наступне обладнання: паровий котел ст. № 9 БКЗ-210 продуктивністю 210т/ч.-130атм, виготовлення 1969 р .; Парові котли ст. № 10,11,12,13 - ТГМ-84 продуктивністю 420т / ч 130 атм., Рік виготовлення - 1964 р .; Турбоагрегати ст. № 9,10,11 типу ПТ 65/75-130/13 ЛМЗ потужністю по 75 МВ. виготовлення 1990 р . і 1998р.; турбоагрегат ст. № 12 типу ТВП-50-130 потужністю 50 МВ виготовлення 1965 р ..; Водогрійні котли ст. № 1,2,3, типу ПТВМ-180 виготовлення 1975 р . і водогрійний котел ст. № 4 типи КВГМ-180 виготовлення 1982 р . Водогрійні котли № 1 і № 2 не експлуатуються з 1999р.
Власного водозабору ОТЕЦ-1 не має. Водопостачання ОТЕЦ-1 здійснюється за двома водоводам технічної води від комбінату «Южуралнікель» і трьом водоводам «Крекінг» ВАТ «Орскнефтеоргсінтез» з річки Урал. Вода для технологічних потреб готується на Хімводоочистка № 1,2,3. Система технічного водопостачання ТЕЦ - зворотний з градирнями баштового типу. Конденсат, який повертається споживачами пара, проходить обробку на конденсатоочищення ОТЕЦ-1. Основним паливом для котлів ОТЕЦ-1 є природний газ, резервним топковий мазут. Газ з міською ГРС подається на ГРП ТЕЦ-1 і далі до казанів.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПІДПРИЄМСТВА

1.1. Історія виникнення і розвиток ТЕЦ - 1

У 1919 році в Орську була одна електростанція потужністю в 82 кінських сили. У вечірній час вона забезпечувала електричним світлом міську лікарню, кінотеатр "Люкс" і міський сад. Інша частина міста з настанням сутінків і до світанку занурювалася в темряву.
Після громадянської війни в країні був прийнятий курс на індустріалізацію. У цей час в Орську будувалися нафтопереробний, паровозобудівний заводи, нікелевий і м'ясоконсервний комбінати.
У червні 1935 року там, де лежала ковиловий степ, почалося будівництво Орській ТЕЦ-1 (див. малюнок). Воно велося у важких умовах, більшість робіт виконувалося вручну. Найактивнішу участь у будівництві станції взяли С.Ф. Рідний, А.Ф. Медведєв, М.І. Ліпанов, П.А. Жуков, Н.Є. Зубков, І.Т. Водоп'янов. Завдяки знанням, умінню та ентузіазму перших керівників перша черга Орській ТЕЦ-1 була побудована і підготовлена ​​до пуску менше, ніж за чотири роки.
Пуск першого котла типу ЛМЗ-ЦККБ-160/200 і турбоагрегату типу АТ-25-1 був проведений о 9 годині ранку 29 жовтня 1938 року. А 19 листопада 1938 Орська ТЕЦ дала струм промисловим підприємствам зростаючого міста.
14 листопада 1938 в газеті "Правда" було опубліковано важливе повідомлення:
"... Окрасою Орська, нового центру промисловості, є теплоелектро-централь - серце промисловості Південного Уралу.
Одночасно з будівництвом йшла підготовка експлуатаційного персоналу. Першими у пуску та освоєнні всіх теплових агрегатів стали В. Г. Мовніна, М. М. Пашковська, Н. С. Барабанов і багато інших. У грудні 1940 року були змонтовані і включені в роботу котел і турбоагрегат потужністю 25 000 кВт.
З початком Великої Вітчизняної війни електрична і теплова навантаження різко зростають. Було прийнято рішення про реконструкцію. Вона проходила під керівництвом головного інженера К.М. Побігайло. З цього періоду на станції майже щорічно проводяться роботи по введенню нового обладнання і модернізації старого.
Першим директором підприємства у повоєнні роки був призначений Ковердяев Максим Ілліч (1945-1951рр.). Під керівництвом цієї людини готувалося проектне завдання на розширення ТЕЦ - 1 з параметрами пари 110 атм., 510 град. Під керівництвом наступного директора - Поздирко В.І. цей проект був здійснити.
У період 1959 - 1965 під керівництвом Пятуніна Б.І. йде будівництво IV черги Орській ТЕЦ - 1 потужністю 200 МВт.
Особлива модернізація спостерігається в роки правління Вяткіна Віктора Яковича (1969 - 1990 рр..), Коли йде інтенсивна газифікація всього підприємства. 1974-1977 рр.. - Період введення в експлуатацію пікових водогрійних котлів ПТВМ - 180, що працюють на природній тязі. У 1984р. встановлюються пікові водогрійні котли КВГМ - 180, одночасно з ними йде будівництво груповий димової труби висотою 120м, до якої ці котли і підключаються. У цьому ж році був встановлений паровий котел № 13 ТГМ - 84 паропродуктивністю 420 т / ч. У 1986р. створюються підсобне, тепличне і рибницьке господарства, будується свинокомплекс на 1000 голів.
Сьогодні Орська ТЕЦ-1 - найстаріша теплоелектроцентраль. Її встановлена ​​потужність 240 тис. кВт, теплова - 1440 Гкал / год. На ТЕЦ встановлені турбоагрегати з промисловими і теплофікаційних відборами пари. Станція працює на змішаному паливі - газі і мазуті. Остання обладнання, яке працює на твердому вугіллі - котел № 8 був виведений з експлуатації 19 березня 1998р. о 14:07 за місцевим часом.

1.2. Господарське значення ТЕЦ та її основні техніко-економічні показники
Встановлена, що розташовується і робоча потужності Орській ТЕЦ-1 по роках представлені в таблиці 1.
Таблиця № 1
Орська ТЕЦ
Встановлена ​​потужність
Наявна потужність
Робоча потужність
На початок року
На кінець року
На початок року
На кінець року
На початок року
На кінець року
2003
245
245
230
196,7
230
179,6
2004
245
245
196,7
205,6
179,6
194,7
2005
245
245
205,6
201,9
194,7
188,3
2006
245
245
201,9
191
188,3
183
2007
245
245
191
196
183
188
Середнє нормативне зниження потужності в розрахунковому періоді через виведення освоєного енергетичного обладнання у всі види планового ремонту складає 17,05 МВт, в тому числі:
невідкладні ремонтні роботи - 3,00 МВт
капітальний ремонт - 6,75 МВт
поточний ремонт - 7,30 МВт
Середнє нормативне зниження потужності в розрахунковому періоді з-за обмежень потужності становить 110,08 МВт.
Основні техніко-економічні показники роботи Орській ТЕЦ-1 за 2003-2007 рр.. представлені в таблиці № 2.

Таблиця № 2

Найменування
Розмір
2003
2004
2005
2006
2007
1
Вироблення електроенергії - всього
млн.кВтг
1089
1075,0
1073,
1000,9
1034
2
Відпуск електроенергії з шин
млн.кВтг
959,45
952,51
950,33
879,4
902,5
3
Витрата електроенергії на собств. потреби:
млн.кВтг
252,32
238,4
244,42
247,3
249,62
%
11,90
11,39
11,43
12,14
12,72
4
- На виробництво електроенергії
млн.кВтг
70,072
65,53
66,24
63,9
69,5
5
- Те ж у% до вироблення електроенергії
%
6,43
6,10
6,17
6,38
6,72
6
- На виробництво теплоенергії
млн.кВтг
59,576
56,96
56,45
57,6
62,0
7
- Те ж в кВтг / Гкал
кВтг / Гкал
31,44
32,77
31,71
32,15
35,15
8
Відпустка теплоенергії з колекторів
тис.Гкал
1894,72
1738,2
1779,9
1791,4
1763,4
9
Питома витрата ум. палива на пр-во е / е
г / кВтг
312,30
313,30
319,70
322,30
321,83
10
Питома витрата ум. палива на пр-во т / е
кг / Гкал
143,10
141,00
138,50
138,16
142,11
11
Витрата умовного палива, всього
тис.тут
570,77
543,51
550,34
530,92
541,05
Аналіз наведених у таблиці техніко-економічних показників роботи станції в попередніх 2003-2005 роках дозволяє зробити ряд наступних висновків, що мають певне значення при аналізі економічних показників роботи Орській ТЕЦ-1 в 2007 році.
1. Вироблення електроенергії в 2003 -2005 роках стабілізувалася і складає 1089107-1028700 тис. кВтг.
2. Відпуск тепла має тенденцію до зниження. Позитивним фактором є те, що 98,7-99,0% всього відпущеного тепла здійснюється з теплофікаційних і виробничих відборів турбін.
3. Відпуск тепла з теплофікаційних відборів по роках практично залишається постійним, зниження загального відпуску тепла відбувається за рахунок зменшення відпуску тепла з виробничих відборів.
Відпуск електроенергії з шин Орській ТЕЦ за 2003 - 2007 р . М представлений в таблиці 3.

Таблиця № 3.
Найменування
Розмір
2004
2005
2006
2007
Відпуск електроенергії з шин
млн.кВт.ч
952,506
950,333
880,505
902,5
Абсолютна зміна до рівня минулого року
млн.кВт.ч
-6,95
-2,17
-69,83
23,10
Процентне зміна до рівня минулого року
%
-0,72
-0,23
-7,35
2,63
У порівнянні з рівнем 2006 року відпуск електроенергії у 2007 році виростає на 23,1 млн.кВтг (2,63%) і становить 902,5 млн.кВтг.
Відпустка теплоенергії з колекторів Орській ТЕЦ -1 ​​за 2003 - 2007 р . Р. представлений в таблиці № 4.
Таблиця № 4.
Найменування
Розмір
2004
2005
2006
2007
Відпустка теплоенергії з колекторів
тис.Гкал
1738,22
1779,9
1765,68
1763,4
Абсолютна зміна до рівня минулого року
тис.Гкал
-156,50
41,68
-14,22
-28,00
Процентне зміна до рівня минулого року
%
-8,26
2,40
-0,80
-1,56
У порівнянні з рівнем 2006 року відпустку теплоенергії в 2007 році знизився на 28,0 тис.Гкал (1,56%) і становить 1763,4 тис. Гкал.


Питомі витрати палива на теплову та електричну енергію Орській ТЕЦ-1 по розглянутих років представлені в таблиці № 5.
Таблиця № 5.
Показники
Одиниця виміру
2003
2004
2005
2006
2007
Вироблення електроенергії - всього
млн.кВтг
1089,10
1075,00
1073,02
1000,9
1034,0
Відпуск електроенергії з шин
млн.кВтг
959,5
952,5
950,3
879,4
902,5
Нормативний питома витрата усл.топліва на ТЕС
г / кВтг
312,50
313,30
318,50
322,3
321,83
Відпустка теплоенергії з колекторів
тис.Гкал
1894,72
1738,22
1779,9
1791,4
1763,4
Нормативний питома витрата ум. палива на ТЕС
Кг / Гкал
143,20
141,10
139,20
138,16
142,11
Динаміка основних техніко-економічних показників по Орській ТЕЦ-1.

Таблиця № 6
Показник
Факт
Прогноз на
2008 р .
2004 р .
2005 р .
2006 р .
2007 р .
Вироблення електроенергії:
за все, млн.кВт.ч
за теплофикационному циклу млн.кВт.ч
%
1074,996
646,374
60,1
1073,023
649,686
60,5
1053,233
617,268
58,6
1035,580
619,510
59,8
1045,301
611,512
58,5
Відпуск тепла:
всього, в тому числі, тис.Гкал
з гарячою водою
тис.Гкал
%
з відпрацьованим пором
тис.Гкал
%
П-відборами
Т-відборами
1738,220
1617,375
93,0
1735,790
98,7
459,185
1276,605
1779,900
1629,610
91,6
1779,900
98,9
532,850
1247,050
1722,602
1552,285
90,1
1680,302
97,5
508,107
1172,195
1763,400
1628,300
92,3
1791,400
100,0
500,860
1290,540
1771,392
1635,992
92,3
1736,0
98,0
542,72
1193,280
Число годин використання встановленої потужності, годину
електричної
теплової
4388
2727
4380
2898
4301
2722
4227
2803
4267
2816
Питома витрата палива:
на електроенергію, г / кВт.год
на тепло, кг / Гкал
313,3
141,0
319,7
138,5
330,2
143,1
321,8
142,1
324,5
143,1
Резерв теплової економічності,%
з вироблення електроенергії
з відпуску тепла
2,43
1,04
2,35
1,46
2,68
1,88
2,35
2,19
4,37
2,94
Витрата електроенергії на власні потреби, що відносяться на вироблення електроенергії,%
6,10
6,17
6,24
6,73
6,46
Витрата електроенергії на власні потреби, що відносяться на тепло, кВт.год / Гкал
32,77
31,71
32,67
35,16
33,84
Згідно з Протоколом від 23.01.2007г затвердженого Заступником Керуючого директора ВАТ РАО "ЄЕС Росії" (бізнес-одиниці № 2) М. Е. Лисянським на 2008р встановлені коефіцієнти резерву теплової економічності обладнання
на відпуск електроенергії: К р е = 4,37%, μ е = 0,01
на відпуск теплоенергії: К р ТЕ = 2,94%, μ ТЕ = 0,18

1.3. Структура управління ОТЕЦ - 1

Директор
Заст. директора з загальних питань
Відділ кадрів
Інженер з спец. роботі
Начальник штабу ЦО
Планово економічний відділ
Бухгалтерія
Юридична група
Група з капітального будівництва
Головний інженер
Заст. головного інженера з ремонту
Виробничо-технологічний відділ
Заст. головного інженера з експлуатації
Начальник зміни станції
Група надійності і техніки безпеки
Хім. цех
Електроцех
ТТЦ
КТЦ
Цех АСУ ТП
ЦЦР
Структуру підприємства в цілому можна відобразити за допомогою даної схеми:

2. ТЕХНОЛОГІЧНА СХЕМА ПРИГОТУВАННЯ ВОДИ

2. 1. Характеристика "докотлової" і внутрікотловой обробки води

Підготовка живильної води для парових та водогрійних котлів здійснюється в цеху хімводоочистки № 3 (ХВО - 3). Даний цех був уведений в експлуатацію на ОТЕЦ - 1 у 1989 р .
Попереднє очищення ("докотлової" обробка) вихідної води проводиться з метою зниження лужності і жорсткості води, видалення з неї вільної вуглекислоти, домішок органічного та мінерального походження, що знаходяться в колоїдно - дисперсному стані. Докотлової обробка включає в себе наступні технічні процеси:
а) натрій-катіонуванням одноступінчаста - для зменшення загальної жорсткості до 0,1 мг-екв / л.
б) водень-натрій-катнонірованіе - паралельне або послідовне з нормальною або "голодною" регенерацією водень-катіонітних фільтрів для зменшення жорсткості, лужності і солевмісту живильної води, а також кількості вуглекислоти в парі. Умови застосування зазначеного методу слід приймати згідно з будівельними нормами і правилами з проектування зовнішніх мереж і споруд водопостачання;
в) натрій-хлор-іонірованіе-для зменшення загальної жорсткості, в тому числі карбонатної, і змісту вуглекислоти в парі. Зазначений метод застосовується при відношенні величини бикарбонатной лужності до суми величин сульфатів, нітратів і нітритів, зміст аніонів сильних кислот (крім хлоріони) - 2 мг-екв / л і відсутності органічних речовин та заліза;
д) часткове знесолення іонірованіем для зменшення мінералізації води.
Внутрікотловую обробку є наступною та заключної великої щаблем у процесі підготовки води. Метою її є часткове пом'якшення води, видалення зв'язаної вуглекислоти, зменшення солесодержанія.Прі внутрікотловой обробці води повинна забезпечуватися безперервне видалення шламу. Для внутрікотловой обробки води передбачається дозування їдкого натру і соди.

2.2. Конструкції фільтрів

На передочистку знесолюючої установки змонтовано 2 освітлювача типу ОТІ - 630 з піддоном осадкоуплотнителем і дірчастим днищем. Вода з реагентом по трубі подається у лоток (службовець воздухоотделітелем), а з нього по вертикальній трубі надходить через розподільчий циліндр в розподільні дірчасті труби. Через отвори в цих трубах вода надходить у простір, обмежений знизу суцільним днищем і зверху дірчастим днищем. Висота шару зваженого осаду обумовлюється висотою розташування осадкоотводящіх труб, через які надлишок осаду надходить в піддони осадкоуплотнитель. У верхній центральній частині осадкоуплотнителя розташовується дірчасту кільцева труба, приєднана стояком до кільцевого жолоба. Звідси освітлена вода відводиться по трубі. Для змиву осаду з осадкоуплотнителя подається вода по трубах дірчастим; осад віддаляється по трубі Æ 300 мм . Цей тип освітлювачів використовується для обробки води шляхом вапнування у коагуляції, а також подальшого звільнення її від зважених часток. Продуктивність одного освітлювача 630 м / Год.
Для видалення зважених часток після освітлювачів використовуються механічні фільтри.
На ХВО - 3 встановлено 10 двокамерних механічних фільтрів. Вони являють собою сталевий циліндричний резервуар із сферичним днищем, розділений глухий металевою перегородкою на дві камери однакового обсягу. Нижня днище залито бетоном. Діаметр фільтра 3400 мм , Площа перерізу 9,1 кв.м, робочий тиск 6 кгс / см .
Кожна камера фільтра обладнана:
а). воронкою для подачі оброблюваної води і відведення води при промиванні фильтруемого матеріалу;
б). дренажним пристроєм для відводу освітленої води та подачі води і повітря при промиванні фільтруючого матеріалу;
в). люками для завантаження і вивантаження фільтруючого матеріалу
Для контролю за роботою на кожному фільтрі встановлені прилади:
а). реєструючий витратомір на лінії освітленої води після фільтра;
б). вказує витратомір на лінії промивної води;
в). два манометра до і після фільтру.

2.3 Характеристика методів хімічного контролю якості води

Всі типи аналізованої води на ХВО - 3 та проводяться перевірки над зразками можна звезти в наступну таблицю:
Точка відбору
Проведений аналіз
Періодичність вимірів
Сира вода
а). хлориди
б). жорсткість загальна
в). температура
г). окислюваність
д). прозорість
е). лужність
щогодини
через 4 години
безперервно
1р/суткі (при паводках)
через 4 години (при паводках)
Вапняно - коагульованої вода
а). лужність загальна, гідратне
б) pH
щогодини
безперервно
Вапняно - коагульованої вода після освітлювачів
а). жорсткість загальна
б). лужність загальна, гідратне, карбонатна
в). прозорість
г). окислюваність
через 4 години
через 4 години
через 4 години
1р/суткі (при паводках)
Вода після механічних фільтрів
прозорість
через 4 години
Н - катіонірованная вода після фільтрів
Н - 1 ст.
кислотність
щогодини
Н - катіонірованная вода після фільтрів
Н - 2 ст.
а). кислотність
б). жорсткість
через 4 години
через 4 години
Частково-обезсолена вода після АН - 1 ст.
а). лужність
б). хлориди
в). питома електропровідність
щогодини
щогодини
1 раз на зміну
Частково-обезсолена вода після АН - 2 ст.
а). лужність
б). зміст
Через 4 години (в період регенерації)
Через 4 години
Колектор знесоленої води
а). лужність
б). жорсткість
в). зміст
г). Електропровідність
д). рН

2.4 Характеристика схеми управління витратою води та її температури

Схема автоматизації ХВО - 3 є достатньо сучасної, заснованої на застосуванні невеликих контролерів, що використовують модулі УСО, що підключаються з промислової мережі. Недорогий РС-сумісний процесорний блок і можливість гнучкого підключення модулів УСО забезпечують можливість побудови АСУТП за принципом «контролер на апарат».
Компактний конструктивне виконання дозволяє розмістити ці контролери безпосередньо в шафах / щитах автоматики, відмовившись від використання контролерні шаф. Розміщення контролера в безпосередній близькості від керованого апарату дозволяє мінімізувати довжину кабельних зв'язків.
Місцеве управління здійснюється через кнопкову панель контролера, яка встановлюється поруч з керованим апаратом. Панель управління - стаціонарна.
АСУТП ХВО - 3 на мережевих контролерах доцільно побудувати наступним чином:
1) Верхній рівень АСУТП повністю збігається з варіантом багатоканальних контролерів.
2) Число багатоканальних контролерів скорочується до 3-х, причому кожен контролер управляє роботою об'єкта рівня технологічної установки (а не функціональної групи):
a) Установкою підживлення тепломережі.
b) знесолюючої установкою.
c) Іншим обладнанням ХВО.
3) Мережеві контролери встановлені по одному на незалежно функціонуючий елемент технологічного обладнання: механічний фільтр, освітлювач, ланцюжок фільтрів блоку знесолення, групу баків та насосів і т.п.


3. Технологічна схема виготовлення палива

У котлах Орській ТЕЦ-1 спалюється природний газ, що представляє собою механічні суміші різних газов.Состав газу (у%) а) метан - 97,37 б) етан - 0,96 в) пропан - 0,46 г) бутан - 0,08 д) азот - 1,0 Властивості газу.) щільність - 0,6940 кГн / м 3 б) теплотворна здатність - 8047 ккал / нм 3 в) межа вибуховості в суміші з повітрям - 5% - 15% г) температура газу в магістральному газопроводі залежить від пори року.
Газорегуляторний пункт (ГРП) призначений для зниження тиску газу шляхом редукування до робочого = 0,08 МПа (0,8 кгс / см 2) і підтримання його в межах 10%. Найменша робочий тиск 0,07 МПа (0,7 кгс / см 2). Найбільша робочий тиск 0,09 МПа (0,9 кгс / см 2). До ГРП встановлені 4 фільтра - пиловловлювача з отключающими засувками.
Після фільтрів пилоуловлювачів газ за трьома газопроводами заходить у приміщення вузлів обліку, 2-х основних і малого вимірювання витрати газу. Основні вузли обліку витрат газу встановлені на газопроводах Ø 500 між засувками Г-6 і Г-7, Г-8 і Г-9, витрата газу від 0 до 200000 нм 3 / год кожний. Витратомір малої витрати газу встановлений на газопроводі Ø 300 між засувками Г-4 і Г-5, витрата газу від 0 до 63000 нм 3 / год. При роботі через один вузол обліку, інші повинні бути відключені засувками, з відключених ділянок знято надлишковий тиск газу через продувні свічки.
Для редукування газу застосовується двоступінчаста схема, для чого встановлено щільні дросельні заслінки: на першій ступені редукування 1 РД1 і 2 РД1. На другому щаблі редукування на котли I - III черги: котел ст. № 9; ВК № № 3, 4 і пікові водогрійні котли ВК-№ № 1, 2 - 1 РД2 і 2 РД2. Для котлів IV черги - 5 РД2 і 6 РД2. Регулятори першого ступеня редукують газ до тиску 6 кгс / см 2. Регулятори другого ступеня редукують газ від тиску 0,7 до 0,9 кгс / см 2. Пропускна здатність ГРП становить 250000 нм 3 / год. Після засувки Г3 встановлена ​​проставка для установки заглушки (на час ремонту газового обладнання).
Введення газу в будівлю ГРП виконаний двома сталевими трубами Æ 450 х 10 мм через вхідні засувки 15Г, 13Г, встановлені в будівлі ГРП, надходить на регулятори тиску першого ступеня 1 РД1, 2 РД1 і дросселіруясь до 6 кгс/см2 через вихідні засувки 12Г, 14Г надходить у зовнішній колектор Æ 720х8, розташований біля стіни ГРП. Перед засувками 12Г і14Г встановлені манометри для контролю за тиском газу в першій ступені редукування.
Перед вхідними засувками 13Г, 15Г, також між регуляторами тиску і вихідними засувками 12 Г , 14Г є продувні свечі.Пропускная здатність однієї нитки газопроводу першого ступеня редукування при розрахунковому вугіллі повороту заслінки тиску рівному 55% становить: а) максимальна - 234000нм 3 / часб) мінімальна - 202000нм 3 / часВторая щабель редукування виконана окремо для котлів I-III черги і для котлів IV черги. Другий ступінь редукування котлів I-III черги редукує газ з тиском 6 кгс/см2 до тиску 0,8 кгс/см2 і виконана двома трубопроводами Æ 529х7 мм з регуляторами 1-РД-2 і 2-РД-2. Один трубопровід з регулятором - робочий, другий - резервний. Пропускна здатність однієї нитки при розрахунковому вугіллі відкриття заслінки регулятора 55% становить 150851 нм3/час.
Третя байпасна нитка другого ступеня редукування з регулятором тиску РДУК-2-200 / 150 (3-РД-2) для котлів I-III черги виконана з труб Æ 219х 6 і призначена для пуско-налагоджувальних робіт, а також для роботи котла з мінімальним витратою газу 15661 нм 3 / год з редукуванням газу до 0,55 кгс / см 2. Другий ступінь редукування для котлів IV черги редукує з 6 кгс / см 2 до 0,8 кгс / см 2 і виконана двома трубопроводами Æ 426 х 6 кожен з регуляторами 5-РД-2 і 6-РД-2. Один трубопроводів робочий, другий - резервний.
Пропускна здатність однієї нитки при розрахунковому вугіллі повороту заслінки регулятора 60% становить 100600 нм3/час.Третья байпасна нитка другого ступеня редукування з регулятором тиску РДУК 2-200 / 150 (4-РД-2) виконана з трубопроводів Æ 219х6 мм і призначена для пуско - налагоджувальних робіт, а також під час роботи котлів з малою витратою газу. На вихідних колекторах другого ступеня редукування встановлено 8 зовнішніх запобіжних клапанів типу СППК-4-150-05, Ø сідла 72 мм .
Запобіжно-скидні клапани (ПСК) налаштовані на спрацьовування при підвищенні тиску газу за регуляторами на 15% вище найбільшого робочого тиску, тобто тиску спрацьовування ПСК становить 1,035 кгс/см2.

4. ЗАГАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА КОТЕЛЬНОГО ВІДДІЛЕННЯ

4.1. Характеристика структури управління відділення

Структура управління КТЦ аналогічна структурі, наведеною в пункті 1.3, за винятком нижнього рядка і відсутністю головного інженера.

4.2. Характеристика щита управління

За допомогою ЦТЩУ котлами здійснюються наступні операції:
1. Експлуатаційне обслуговування котлів і забезпечується економічна і безаварійна робота котлів.
2. Ведеться режим роботи котлів.
3. Виконуються операції з пуску, зупинки, випробуванню, опрессовке і перемиканнях в теплових схемах.
4. Машиніст веде спостереження за показами КВП і роботою автоматичних регуляторів і сигналізацій.
5. Ліквідовують аварійні положення, виявляють несправності в роботі устаткування та вживаються заходи щодо усунення їх. Виконуються операції з виведення обладнання в ремонт.
6. Машиніст ЦТЩУ котлами під час чергування зобов'язаний:
- Не допускати на робоче місце сторонніх осіб;
- Не рідше 2-х разів за зміну виробляти звірку приладів з водомірними колонками;
- Утримувати в чистоті робоче місце і обслуговуване устаткування, проводити прибирання закріпленого обладнання.
7. Щогодини на ЦТЩУ виробляють запису у добову відомість показань роботи приладів і порівнюють їх з попередніми, у разі різниці між показаннями негайно повідомляють начальнику зміни.
8. На робочому столі ЦТЩУ котлами ведеться оперативний журнал і відомості за встановленою формою, причому, крім показань вимірювальних приладів, повинні записуватися пуск, зупинка, перемикання устаткування, дефекти обладнання, а також надходять розпорядження адміністрації.
При пусках котлів ведуть пускову відомість із записами свідчень приладів через кожні 30 хвилин.

4.3. Характеристика контрольно-вимірювальних приладів і автоматики котлоагрегатів

При нормальній роботі котла, регулюючі органи повинні бути включені на автоматичне управління.
Регулювання не повинне супроводжуватися частими і значними коливаннями регульованих величин. Неприпустимі часті включення регулятора, поперемінно в сторону "більше" і "менше". Стрілка покажчика положення (УП) повинна знаходитися в робочому діапазоні шкали. Тривалий положення стрілки (УП) на позначці 100%, при справному стані його, вказує на недостатню пропускну здатність регулюючого клапана, який не забезпечує при повному відкритті необхідного витрати. Знаходження стрілки УП на позначці 0%, при навантаженнях котла близьких до номінальної, вказує на неприпустимо великий пропуск регулюючого органу в закритому положенні.
При відхиленнях тиску, температури пари та вмісту кисню в димових газах від допустимих значень або появі будь-яких появі в роботі авторегуляторів, машиніст ЦТЩУ котлами повинен перейти на ручне дистанційне регулювання, повідомивши про це НСЦ або старшому машиністові котельного відділення.
Найважливішими завданнями регулювання працюючого котла є:
а) підтримання постійного заданого тиску, температури пари і якості пари, б) забезпечення нормального харчування водою, при збереженні постійного рівня її в барабані, в) досягнення максимальної економічності котлоагрегата.г) У період участі Орській ТЕЦ-1 в загальному первинному регулюванні частоти на котлі, що працює в автоматичному режимі, повинні бути в обов'язковому порядку включені наступні автоматичні регулятори:
1. Головний регулятор з сигналом по тиску пари в загальному паропроводі (поперечного зв'язку), керуючий навантаженням котла.
2. Автоматичний регулятор палива.
3. Автоматичний регулятор живлення водою.
4. Автоматичний регулятор повітря на пальниках.
5. Автоматичний регулятор розрядження.
Протидії первинного регулювання частоти не допускається, за винятком випадків:
1) з дозволу диспетчера (НСС);
2) при виході потужності за допустимі при даному стані устаткування значення.
Відновлення заданої графіком потужності дозволяється після відновлення нормального значень частоти.
Рівномірний живлення котла та підтримання нормального рівня води в барабані здійснюється автоматичними регуляторами харчування, однак, і при їх роботі необхідно уважно стежити за рівнем води в котлі, перевіряти правильність роботи покажчиків рівня води і спостерігати за рівномірністю харчування, за вказівником витрати пари і води. Відхилення від середнього рівня води в барабані не повинна перевищувати ± 20 мм .
Не рідше одного разу на зміну необхідно перевіряти показання знижених покажчиків рівня між собою і звіряти з показаннями водовказівних колонок. У разі розбіжності свідчень, одного з знижених покажчиків рівня з показаннями водовказівних колонок, за рівнем води в барабані котла спостерігати по нормально чинному вказівником, а для усунення дефекту викликати персонал цеху ТАВ.

4.4. Захист котла

Технологічні захисту - це автоматичні пристрої, що захищають котлоагрегати від аварій і пошкоджень.
При надмірному відхилення параметрів (тиску, температури, рівня і т.д.), захист відключає котел з одночасною подачею сигналу в схему технологічної сигналізації і дзвенить дзвінок.
Значення уставок і витримки часу спрацьовування технологічного захисту визначаються заводами-виробниками основного обладнання для кожного виду захистів і уточнюються під час випробування агрегатів. Перемикач палива "ПТ" має три положення: газ, газ-мазут, мазут і дозволяє вибрати режим роботи захисту в залежності від виду палива, що спалюється.
Можливі наступні режими роботи:
при роботі на газі (понад 70%) - "ПТ" ставиться в положення - "Газ";
при роботі на мазуті (понад 70%) - "ПТ" ставиться в положення - "Мазут";
при роботі на змішаному (приблизно рівне співвідношення газ-мазут) паливі - "ПТ" ставиться в положення - "Газ - мазут".
Слід пам'ятати, що при роботі в 1-му та 2-му режимах, у випадку спрацювання захистів від падіння, підвищення тиску допоміжного палива закривається відсічною клапан допоміжного палива і відповідна засувка відсіченого палива. Котел залишається в роботі на основному виді палива. Пальники, через які надходило в топку допоміжне паливо, повинні бути відключені дистанційно. У режимі 3, при спрацьовуванні захистів по падінню, підвищення тиску газу або мазуту, відсікається лише одне паливо, за яким спрацював захист, котел залишається в роботі на іншому паливі.
1. Технологічні захисту, які діють на зупинення котла.
1.1. Підвищення рівня в барабані котла вище 2 межі.
1.2. Зниження рівня в барабані котла.
1.3. Зниження температури перегрітої пари.
1.4. Падіння тиску газу.
1.5. Підвищення тиску газу.
1.6. Погасання факела в топці котла.
1.7. Падіння тиску мазуту.
1.8. Падіння тиску повітря перед пальниками.
1.9. Відключення 2-х дуттьових вентиляторів (ДВ).
1.10. Відключення 2-х димососів (ДС).
1.11. Відключення 2-х РВП.
1.12 Дистанційне відключення котла.
2. Захисту, що діють на зниження навантаження котла.
2.1 Підвищення тиску перегрітої пари.
2.2 Підвищення температури перегрітої пари.
2.3 Відключення одного ДВ.
2.4 Відключення одного ДС.
2.5 Відключення одного РВП.
3. Захисту, що виробляють локальні операції.
3.1. Підвищення рівня в барабані I межа.

4.5. Характеристика експлуатаційних режимів котлоагрегатів

Джерелами теплової енергії на підприємстві ОТЕЦ - 1 є парові і водогрійні котли. Всі робочі парові котли на даному підприємстві можна поділити на 2 модельних ряди: котли БКЗ - 210 (котел № 9) і котли ТГМ - 84 (котли № 10, 11, 12, 13). Водогрійні казани також діляться в 2 модельних ряди: ПТВМ - 180 (котли № 1, 2, 3) і КВГМ - 180 (котел № 4).
Котли ТГМ-84. Котли ТГМ-84 виготовлені Таганрозьким котельним заводом.Параметри:
Продуктивність 420 т / часДавленіе в барабані 155 кгс / см 2 Тиск перегрітої пари 140 кгс / см 2 Температура перегрітої пари 550 ° СТемпература живильної води 230 ° СТопліво газ, мазут.
Котли БКЗ - 210 - 140ф. Котли БКЗ - 210 - 140Ф виготовлені Таганрозьким котельним заводом.Параметри:
Продуктивність - 210 т / год
Робочий тиск за головною парової засувкою - 140 кгс / см ²
Робочий тиск в барабані - 155 кгс / см ²
Температура перегрітої пари - 550 º С
Температура живильної води - 230 º С
Водяний V котла - 64 м ³
Паровий V котла - 34 м ³
Котли КВГМ - 180. Котли КВГМ - 180 виготовлені Таганрозьким котельним заводом.Параметри:
Продуктивність - 180 Гкал / часРабочее тиск - 10-35 атаТемпература води на вході - 104-110 ° СТемпература води на виході не вище 150 ° СРасход води: номінальний - 3860 т / часмінімальний - 3250 т / часТемпература відхідних газів при роботі на мазуті - 280 ° Сну газі - 182 ° СГідравліческое опір котла - 1,06 атм.Об'ем топки - 461 м3 Радіаційна поверхню нагріву - 479 м2 Конвективна поверхню нагріву - 5500 м2 ККД котла на мазуті - 86,8% ККД котла на газі - 89% Паливо: газ, мазутРасчетний витрата палива при нормальному навантаженні: газ - 25400 м3/год; мазуту - 22500 кг / часКотли ПТВМ - 180. Котли ПТВМ - 180 виготовлені Таганрозьким котельним заводом.Параметри:
Теплова продуктивність -180 Гкал / год
Робочий тиск - 12 кгс / см ².
Температура води на вході в котел -104 º С.
Температура води на виході з котла -150 º С.
Витрата мережної води через котел 3860 т / год
Температура вихідних газів при роботі:
на газі -182 º С;
на мазуті -223 º С
Гідравлічний опір котла -0,9-1,0 кгс / см ²
Об'єм топки -461 М ³
Лучевоспрінімающая поверхню екранів - 478 м ² .
Поверхня нагріву конвективної частини - 5500 м ²
ККД котла при роботі:
на газі - 88,8%
на мазуті - 87,35%
Паливо - газ, мазут.

4.6. Права та обов'язки майстра (старшого машиніста)

При прийманні зміни старший машиніст к / о зобов'язаний:
4.6.1. Ознайомитися зі станом схеми та режимом роботи устаткування к / о шляхом особистого огляду, перевірити стан приміщень, освітлення, наявність засобів пожежогасіння у встановленому обсязі котельного відділення.
4.6.2. З'ясувати схеми роботи паропроводів гострої пари, поживних магістралей і вузлів, паропроводів власних потреб, мазуто-газопроводів та ін трубопроводів котельного відділення.
4.6.3. Перевірити свідчення основних контрольно-вимірювальних приладів. У разі виявлення їх появі в роботі приладів або відключення параметрів, отримати вичерпні пояснення від здає зміну і зажадати усунення появі в роботі або відновлення нормальних параметрів пари, води, газу, мазуту і т. д.
4.6.4. Отримати відомості від здає зміну про обладнання, за яким необхідно вести особливо ретельне спостереження для попереджень аварій і неполадок.
4.6.5. Встановити яке основне і допоміжне обладнання знаходиться в ремонті, резерві, роботі.
4.6.6. Читати всі записи в оперативному журналі, в журналі дефектів обладнання, журналі розпоряджень та ін, за час з попереднього свого чергування.
4.6.7. Старший машиніст к / о під час свого чергування є особою, відповідальною за правильне обслуговування та безпечну роботу всього обладнання котельні, обладнання ГРП, компресорної, пікової котельні з теплопункту.
4.6.8. Вести надійний і найбільш економічний режим роботи устаткування к / о
4.6.9. Забезпечувати номінальні паропродуктивність, параметри і якість пари.
4.6.10. Розподілити навантаження між котельнями агрегатами при зміні диспетчерського графіка.
4.6.11. Здійснювати операції з пуску, зупинки, випробуванню, опресування устаткування. Вести контроль за станом основного і допоміжного обладнання котельні, ГРП, компресорної, пікової котельні з теплопункту, за правильною експлуатацією їх персоналом котельні.
4.6.12. Не допускати аварій і шлюбів зі своєї вини і з вини підлеглого персоналу, інструктувати персонал з безпечних методів роботи.
4.6.13. Виконувати вимоги виробничої інструкції, інструкції з охорони праці, пожежної і газової безпеки, з експлуатації посудин що працюють під тиском, трубопроводів пари та гарячої води, станційних компресорних установок, повітроводів, газопроводів, самим вимагати цього від підлеглого персоналу, контролювати дотримання вимог ТБ ремонтним персоналом при виробництві ремонтних робіт.

5. ЗАГАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА турбінного відділення

5.1. Характеристика турбоагрегатів, теплові схеми турбоагрегатів

У турбінному відділенні ТЕЦ - 1 перебувають в експлуатації 4 парові турбіни, 3 з яких - конденсаційні типу ПТ-65/75-130/13 (№ 9,10,11) і одна - протитиску типу Р-50-130/13 (№ 12).
Основні характеристики турбіни парової типу ПТ-65 / 75 - 130 / 13:
Конденсаційна, з регульованими відборами пара (виробничим і теплофікаційних), номінальною потужністю 65000 кВт (65 МВт), з частотою обертання 3000 об / хв) призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму і відпустки пари і тепла для потреб виробництва та опалення.
1. Турбіна може працювати як у блоці з котлом, так і за схемою з поперечними зв'язками по свіжому пару.
2. Напрямок обертання ротора турбіни-за годинниковою стрілкою, якщо дивитися з боку турбіни на генератор.
3. Турбіна розрахована для роботи при наступних основний номінальних параметрах свіжої пари:
- Абсолютний тиск перед стопорним клапаном 12,5 МПа (130 кгс / см ²);
- Температура пари перед стопорним клапаном-555 º С.
4. Максимальна витрата свіжої пари - 396 т / год
5. Турбіна має два регульованих відбору пари:
- Виробничий - з номінальним абсолютним тиском 1,3 МПа (13 кгс / см ²);
- Теплофікаційний - з номінальним абсолютним тиском 0,12 МПа (1,2 кгс / см ²).
виробничий і теплофікаційний відбори пари мають наступні межі регулювання абсолютного тиску:
- Виробничий-від 1,0 до 1,6 МПа (від 10 до 16 кгс / см ²);
- Теплофікаційний-від 0,07 до 0,24 МПа (від 0,7 до 2,4 кгс / см ²).
6. Витрата охолоджуючої води через конденсатор турбіни -8000 м ³ / год, при розрахунковій Т = 20 º С.
7. При номінальних параметрах свіжої пари, номінальній витраті охолоджуючої води, повністю включеної регенерації, кількість живильної води, що проходить через ПВД, рівному 105% витрати пари на турбіну, з деаератором 0,6 МПа (5 кгс / см ²), при потужності турбіни 65 МВт, номінальні величини відборів складають:
- Виробничий відбір при абсолютному тиску пари в камері відбору 1,3 МПа (13 кгс / см ²) - 140 т / год;
- Теплофікаційний відбір при абсолютному тиску пари в камері відбору 0,12 МПа (1,2 кгс / см ²) - 115 / год.
8. Максимальна потужність турбіни 75 МВт, при повністю включеної регенерації, може бути отримана при різних поєднаннях величин теплофікаційного і виробничого відборів, визначають за діаграмою режимів. За цих режимах (75 МВт), абсолютний тиск в камері регулюючої ступені ЦВТ, не повинно перевищувати максимально допустимого 10,1 МПа (103 кгс / см ²), а максимальний пропуск пари - не більше 180 т / год.
9. Підігрів основного конденсатора здійснюється в подогревателях низького тиску, деаераторі.
Теплова схема турбіни парової типу ПТ-65 / 75 - 130 / 13:
Турбіна представляє собою одновальний 2-х циліндровий агрегат, що складається з ЦВД і ЦНД. Паровпуска в обох циліндрах розташований з боку середнього підшипника, що знижує осьові зусилля на опорний підшипник.
1. Свіжий пар від котла подається до окремо стоїть парової коробці, в якій розташований клапан АЗВ Ø 280 мм , Звідки по пропускних трубах надходить до регулюючих клапанів ЦВТ.
2. ЦВД має сопловий паророзподіл. Чотири регулюючих клапана Ø 125 розташовані в парових коробках, дві з яких приварені до верхньої половині циліндра, а дві - бічні - до нижньої половині циліндра.
Регулюючі клапани № № 1,2 мають розвантаження.
3. ЦВД-литої конструкції з жарильної сталі. Проточна частина ЦВД має одновенечную регулюючу щабель і 16 ступенів тиску - лівого обертання. Відпрацювавши у ЦВД, частина пара надходить у регульований виробничий відбір, інша частина направляється в ЦНД. Тиск у камері виробничого відбору підтримується регулюючими клапанами ЦНД.
4. За пропускних трубах пар зі ЦВД надходить до парових коробок регулюючих клапанів ЦНД. Передня частина ЦНД виконана литою з вуглецевої сталі. Вихлопна частина ЦНД - зварна.
5. Проточна частина ЦНД складається з двох частин:
Перша - до камери теплофікаційного обміну - має регулюючу щабель і 8 ступенів тиску-ЧСД, друга частина - низького тиску - має регулюючу щабель з поворотною діафрагмою і три ступені тиску ЧНД.
Тиск теплофікаційного відбору регулюється поворотною діафрагмою.
6. Обидва ротора-РВД і РНД - гнучкі, тобто критичні числа обертів: РВД-2100 об / міні РНД-2250 об / хв проходять до виходу на номінальні обороти -3000об/мін. РВД-цельнокований. На РНД 9 дисків отковать заодно з валом; 4 останні диска насадні. РВД та РНД з'єднані між собою муфтою, мають один загальний і завзятий підшипник. Кожен ротор спирається на два опорних підшипника; передній РНД підшипник комбінований (опорно - завзятий).
7. Фікс-пункт турбіни розташований на задньому фундаментній рамі ЦНД; розширення турбіни відбувається в бік підшипника.
8. Кінцеві і діафрагменні ущільнення ЦВД, ЦНД - лабірінтовие.
З камери після першої обойми (по ходу пара) переднього кінцевого ущільнення ЦВД, пара відводиться в перший відбір на ПВД № 7.
З камери після другої обойми переднього ущільнення ЦВД пар по трубі на верхній половині циліндра відводиться у вихлопну частину.
Камери після третьої обойми переднього ущільнення, першої обойми заднього ущільнення ЦВД, першої обойми переднього ущільнення і першого ущільнювального кільця заднього ущільнення ЦНД пов'язані трубопроводом із загальним колектором Ду-300, який через регулюючий клапан пов'язаний з охолоджувачем пара ущільнень.
У пусковому режимі на ущільнення в колектор підводиться гріючий пар деаераторів 6 ата, тиск у якому автоматично підтримується регулюючим клапаном «після себе», встановлений на лінії подачі пари з деаераторів.
У робочому режимі пар з деаераторів 6 ата в колектор на ущільнення ЦВД і переднє ущільнення ЦНД-не подається, шляхом закриття електрозадвіжкі на лінії подачі пари. Тиск в колекторі відсмоктування автоматично підтримується в межах 103 - 105 кПа (1,03-1,05 кгс / см ²), регулюючим клапаном «після себе», встановленим перед охолоджувачем пара ущільнення.
Таким чином досягається ефект самоущільнення. Деаераторної пар подається тільки в камеру заднього ущільнення ЦНД. З крайніх камер усіх кінцевих камінних ущільнень ЦВД і ЦНД, пар відсмоктується в загальний колектор, куди також заведені трубопроводи відсмоктувачів з верхніх камер штоків клапанів автоматичного замка (АЗВ) ЦВД, регулюючих клапанів ЦВТ (РК ЦВТ) і від штоків регулюючих клапанів ЦНД (РК ЦНД ), який з'єднаний з конденсатором пара ущільнень. На лінії відсмоктування пари з камери, після першої обойми переднього ущільнення ЦВТ - в перший відбір на ПВД № 7 до КОС є засувка з ел. приводом для перекриття від відбору, з метою подачі свіжого пари через спеціальний трубопровід Ду-20 в камеру відсмоктування, для підігріву РВД, при його відносному вкороченні.
9. Турбіна обладнана валоповоротное пристроєм (ВПУ), що обертає РТ з частотою 3,4 об / хв. ВПУ відключається автоматично при перевищенні зазначеної частоти обертання РТ.
10. Для скорочення часу прогріву турбіни і поліпшення пуску, передбачений паровий обігрів фланців горизонтального роз'єму ЦВД і підведення гострої пари на переднє ущільнення ЦВД.
Основні характеристики турбіни парової типу Р-50-130-13:
Парова турбіна типу Р-50-130-13 виготовлена ​​на ЛМЗ, одноциліндрова, з протитиском, з одновенечной регулюючої ступенем і 16-ю ступенями тиску. Ротор цельнокованний.
1. Ротор генератора виготовлений з цілісної поковки спеціальної сталі. Обмотка ротора виконана з безпосереднім охолодженням міді воднем.
Примітка: а) генератор № 12 на повітряному охолодженні до роботи не допускається;
б) без подачі охолоджуючої води в Газоохолоджувачі, генератор працювати не може.
2. Основні технічні дані турбіни:
Номінальна потужність - 50000квт;
Швидкість обертання ротора - 3000 об / хв;
Тиск свіжої пари перед стопорним клапаном - 130 ата;
Температура свіжої пари перед стопорним клапаном - 550 º С.
Тиск пари протитиску у вихлопних патрубках
Розрахункове - 10-18 ± 3 ата
Максимальна витрата пари - 480т/час.
3. Розрахункова кількість критичних обертів ротора турбіни складає -1790 об / хв, з'єднується з ротором генератора 1640/4820 об / хв., Збудника - 5000 об / хв. Обертання ротора відбувається за годинниковою стрілкою, якщо дивитися на турбіну з боку переднього підшипника. Турбіна має сопловий регулювання. Свіжий пар надходить до турбіни за двома паропроводах, через головні парові засувки IV-П-15, IV-П-16 з байпасами, розплодженим поблизу від стопорного клапана, розташованим в парових коробах, вваренних в передню частину циліндра. По виході з циліндра турбіни, пара з тиском направляється на промислове використання. Крім того, турбіна забезпечена 5-м (обвідним) клапаном, що вступає в роботу при режимах з максимальним пропуском пари через регулюючу щабель, при протитиску понад 10 ата і перепускає пар з камери регулюючого коліна за 4-у сходинку.
Циліндр турбіни має спеціальний обігрів фланців, шпильок для зменшення різниці температур між фланцями і стінками циліндра, рівномірного прогріву фланців і шпильок. Для контролю за температурою фланців і шпильок встановлені термопари. Кінцеві ущільнення ротора виконані без камінів, з автоматичним регулюванням їх роботи спеціальним регулятором, що забезпечує необхідну подачу пари через клапан і які підтримують у камері ущільнень 2,0-3,0 ата. З крайніх камер пароповітряна суміш відсмоктується ежектором у вакуумний охолоджувач. Фікспункт турбіни розташований на рамі заднього підшипника, з боку турбогенератора і теплове розширення агрегату відбувається в бік підшипника.
4. Лопатковий апарат турбіни розрахований і налаштований на роботу при частоті мережі 50 Герц, що відповідає числу оборотів ротора турбогенератора 3000 в хвилину.
Робота турбіни при частоті нижче 50 Герц і вище 50,0 Герц - не допускається.
5. Турбіна допускає повторний пуск в роботу через будь-який час після її зупинки, для чого вона забезпечена валоповоротное пристроєм, що обертає ротор зі швидкістю близько 3-4 об / хв.
6. Турбіна обладнана для промивання пристроєм, що допускає промивку проточної частини на ходу зволоженим парою при зниженій навантаженні.
Промивання проточної частини турбіни проводиться за спеціальною інструкцією заводу № 1165.

5.2. Регулювання, захист і масляна система турбін

Регулювання та захист турбіни типу ПТ - 65/75 - 130/13:
1. Турбіна обладнана гідравлічною системою регулювання, яка забезпечує необхідний вплив на регулюючі клапани і поворотну діафрагму турбіни, а також пристроями автоматичного захисту, що забезпечують запобігання розвитку аварії, у разі виникнення аварійної ситуації.
2. Система регулювання підтримує частоту обертання РТ з нерівномірністю близько 4,5%.
При роботі турбіни з регульованою електричним навантаженням і регульованими відборами пара, нерівномірність регулювання тиску пари в камерах відбору становить:
- Виробничий відбір близько 0,29 МПа (3 кгс / см ²), при зміні витрати від 0 до 140 т / год;
- Теплофікаційний відбір близько 0,043 МПа (0,43 кгс / см ²), при зміні витрати від0 до 115 т / год.
3. При скиданні електричного навантаження з відключенням або без відключення генератора від мережі, незалежно від величини електричної та теплової навантажень, які перед цим несла турбіна, система регулювання забезпечує утримання турбіни на холостому ходу або на навантаженні власних потреб без спрацьовування бойків регулятора безпеки.
4. Кер а при пуску синхронізації і роботі під навантаженням здійснюється за допомогою МУТ за місцем. Маховик МУТ розташований на фасадній кришці переднього підшипника.
5. Регулятори тиску теплофікаційного і виробничого відборів силь-фонного типу, служать для підтримки заданого тиску в камерах відбору. Заданий тиск у камерах відбору встановлюється натягом пружини регулятора, маховиком за місцем.
Включення в роботу і відключення РД виробляються маховиками натягу пружин РД, розташованими на бічній стінці переднього підшипника (див. п.15.9.; П. 15.10 даної інструкції).
6. Обмежувач потужності в потрібних випадках обмежує відкриття РК регулятором швидкості. ОМ діє односторонньо, не перешкоджаючи закриття РК. Маховик управління ОМ розташований на фасадній кришці переднього підшипника, поруч з МУТ.
7. Система регулювання забезпечує закриття АЗВ, РК і поворотною діафрагми:
- При підвищенні частоти обертання РТ на 11-12% понад номінальної, від дії відцентрових вимикачів (бойків);
- У разі відмови в роботі відцентрових вимикачів при підвищенні частоти обертання приблизно на 14% понад номінальної, від дії додаткового захисту.
8. Турбіна може бути зупинена;
а) вручну, однієї з двох кнопок на корпусі переднього підшипника турбіни;
б) дистанційно, зі щита управління-ключем;
в) за допомогою захистів, які подають імпульс на зупинення турбіни.
9. Турбіна забезпечена захистами, які впливаючи на електромагнітний вимикач, автоматично припиняють доступ свіжого пара у ЦВД, при виникненні таких аварійних ситуацій:
- Неприпустимому осьовому зсуві РТ, як у бік генератора, так і у бік регулятора швидкості;
- Неприпустимому підвищенні тиску в конденсаторі;
- Неприпустимому падінні тиску масла на змащення підшипників;
- Неприпустимому зниженні температури свіжої пари перед турбіною;
- Пониження рівня в демпферному баку;
- Спрацьовуванні тепломеханічних захистів генератора.
Регулювання і захист турбіни типу Р-50-130-13:
1. Перестановка регулюючих клапанів турбіни виробляється двостороннім поршневим сервомотором, золотником якого управляє регулятор швидкості і регулятор тиску (протитиск).
Регулятор швидкості автоматично здійснює підтримку сталості числа оборотів агрегату з нерівномірністю близько 5%, норма 4,5 - 6,5%.
Блок золотників регулятора швидкості включає в себе механізм управління, який призначений для: а) зарядки золотників регулятора безпеки;
б) послідовного відкриття стопорного і регулюючих клапанів;
в) подрегуліровкі числа обертів при синхронізації генератора на холостому ходу;
г) управління електричним навантаженням при роботі генератора в паралель при включеному регуляторі тиску.
При включеному регуляторі тиску, що має місце тільки при роботі генератора в паралель, управління тепловим навантаженням проводиться регулятором тиску.
Механізм управління регулятора швидкості і регулятора тиску мають ручний привід.
2. Турбіна обладнана обмежувачем потужності, використовуваним для обмеження відкриття регулювальних клапанів регулятором швидкості.
При протитиску нижче 14 ата в сервомотора регулюючих клапанів утворюється зайвий запас ходу через що турбіна під дією регулятора тиску може перевантажитися неприпустимим чином.
Обмежувач потужності призначений обмежувати електричне навантаження тільки при зниженні частоти мережі.
3. Турбіна обладнана регулятором безпеки, два відцентрових байка якого спрацьовують при досягненні числа оборотів, що лежать в межах 10 - 12% понад номінальний 3300 - 3360 об / хв., Що викликає закриття автоматичного стопорного клапана, припиняє доступ свіжого пара до регулюючих клапанів турбіни.
Одночасно під дією регулятора безпеки закриваються і регулюючі клапани турбіни. Той же результат досягається і при виключенні турбіни від мережі.
Зупинка турбіни здійснюється або вимиканням турбіни від руки за допомогою кнопки ручного вимикача або ж дистанційно з ЦТЩУ при повороті ключа відключення турбіни в положення "Відключити".
За допомогою механізму управління можна знову приступити до відкриття автоматичного стопорного клапана при зниженні числа обертів до значення 101-102% від номінального (3030-3060 об / хв).
4. Турбіна обладнана електромагнітним вимикачем за спрацьовування якого закриваються автоматичний стопорний клапан і регулюючі клапани.
Вплив на електромагнітний вимикач, що приводить до його спрацьовування, здійснюється:
а) реле осьового зсуву ротора з одночасною подачею аварійного сигналу при осьовому зсуві ротора в місці розташування упорного підшипника більш ніж на 1,75 мм проти притиснення до неробочим колодкам;
б) захисним пристроєм від неприпустимого збільшення перепаду тиску (понад 5,5 кгс/см2) на останньому щаблі турбіни;
в) ключем для дистанційного відключення турбіни з ЦТЩУ.
5. Зворотні клапани на трубопроводах не регулюють відборів пари до ПВД мають примусове закриття при:
а) закриття автоматичного стопорного клапана;
б) відключення генератора.
Кожен зворотний клапан має гідравлічний сервомотор, що приводиться в дію подачею води від автоматичного стопорного клапана і від масляного вимикача генератора.
6. Масляна система турбіни живить маслом марки ТИП-22, як систему регулювання (при тиску 20 кгс / см ², так і систему змащення (при тиску 0,8 кгс / см ²) на рівні підшипників турбогенератора.
Подача масла в систему регулювання здійснюється відцентровим масляним насосом, що приводиться безпосередньо від валу турбіни в систему змащення, до маслоохолоджувачів, масло подається з тиском 3 кгс / см ² здвоєним ежектором, який одночасно забезпечує необхідний підпір на всмоктування відцентрового насоса близько 1 кгс / см ².
7. Для обслуговування турбогенератора в період пуску, передбачено три масляних електронасоса:
а) пусковий, типу 6 ЧСЧ-М, продуктивністю 150 м ³ / год, напір 450 мм вод ст., приводиться в дію від ел. двигуна змінного струму, напругою 380 Вольт, потужністю 125 кВт при 985 об / хв;
б) резервний, типу 5 Стройтрест-60, продуктивністю 180 м ³ / год, напір 26 - 30 мм вод ст., приводиться в дію від ел. двигуна змінного струму, напругою 380 Вольт, потужністю 22 кВт при 1450 об / хв;
Резервний маслонасос забезпечує маслом систему змащення до включення пускового масляного насоса, а також працює при зупинці турбіни.
в). аварійний маслонасос (насос мастила), типу 4 Стройтрест-60, продуктивністю 90-108 м ³ / год, напір 22 - 25 мм вод ст., приводиться в дію від ел. двигуна постійного струму, напругою 220 Вольт, потужністю 14 кВт при 1500 об / хв;
працює від акумуляторної батареї.
Примітка:
Для перевірки маслопроводу системи регулювання на щільність, пусковий маслонасос переводиться на роботу з установкою ел. двигуна змінного струму, напругою 3000 Вольт, потужністю 400 кВт при 1470 об / хв.
8. Турбіна обладнана реле падіння тиску масла, яке автоматично:
а) включає ел. двигун резервного масляного насоса мастила, що працює на змінному струмі, при зниженні тиску в системі мастила після маслоохолоджувачів до 0,6 кгс / см ², з одночасною подачею попереджувального сигналу;
б) включає ел. двигун аварійного маслонасоса, що працює на постійному струмі, якщо тиск у системі змащення впаде до 0,5 кгс / см ²;
в) відключає турбіну і дає заборона на включення валоповоротного при пониженні тиску масла в системі змащення до 0,3 кгс / см ², з одночасною подачею сигналу.
9. Робоча ємність масляного бака 14 м ³ до верхнього рівня, ємність масляної системи близько 16 тн.
Покажчик рівня масла в баку забезпечується контактами для подачі світлових сигналів: при мінімальному рівні за шкалою приладу - 50 мм ; При максимальному рівні - 320 мм .
10. Маслоохолоджувачі типу МБМ-63-90 з поверхнею охолодження 60 м ² кожного, з робочим тиском охолоджуючого масла 5 кгс / см ², робочим тиском води 5 кгс / см ², температура на вході 20 º С - у кількості 2-х штук служать для охолодження масла циркуляційної водою, з температурою не вище 33 º С. Крім того, в аварійних випадках до маслоохладителя підведена сира вода після фільтрів.
Тиск води в маслоохладителя не повинно перевищувати 0,8 кгс / см ². Витрата охолоджуючої води на кожен маслоохладитель дорівнює 180 м ³ / год, гідравлічний опір при цьому витраті одно 1,65 мм вод. ст .. Витрата масла через маслоохладитель - 34 м ³ / год.
11. Регенеративні пристрій призначений для підігріву живильної води парою, що відбираються з проміжних ступенів турбіни і складається з трьох поверхневих підігрівачів високого тиску № А, Б, В.
а) поверхневі підігрівачі № А, Б типу ПВ-425-230, з поверхнею нагріву 425 м ² кожен, продуктивністю по воді 504 т / год;
б) підігрівач № В типу ПВ-350-230, з поверхнею нагріву 350 м ² кожен, продуктивністю по воді 400 т / год.
Гріє пар на підігрівач А подається з паропроводу добірного пара 10-16 ата, на підігрівач Б надходить - з другого відбору 32 ата, на підігрівач У пар надходить з першого відбору 50 ата.
Підігрівач високого тиску забезпечений:
а) охолоджувачем конденсату гріючої пари, розташованим у межах підігрівача;
б) регулюючим клапаном відведення конденсату;
в) зрівняльним посудиною для приєднання датчика електронного рівня з сигналізатором, що впливає на клапан автоматичного захисту для відключення підігрівників по воді, при аварійному підвищенні рівня конденсату.
12. Підігрівачі високого тиску складаються з групового захисного пристрою, що складається з автоматичної клапана на вході і зворотного клапана на виході живильної води з підігрівачів, автоматичного клапана з електромагнітом і трубопроводом пуску і відключення.
Захисний пристрій відключає підігрівачі і направляє живильну воду по байпасу, у разі порушення водяний щільності трубних систем і підвищення рівня конденсату в корпусі будь-якого з підігрівачів вище встановленого (по приладу на тепловому щиті).
Конденсат пари, що гріє підігрівачів високого тиску каскадно, через підігрівач А подається в деаератор 6 ата № 4 і № 5.
13. Відсмоктування пара з камер лабірінтових ущільнень турбіни виробляється в спеціальний вакуумний охолоджувач (ПС-50), забезпечений ежектором підтримує тиск в охолоджувачі 0,94-0,96 ата, конденсат якого направляється в бак нижніх точок.
Охолоджувач лабіринтового пара охолоджується хім.очіщенной знесоленої водою, за допомогою встановлених 2-х відцентрових насосів.

5.3. Характеристика трубопроводів в турбінному відділенні

У КТЦ розташовані такі трубопроводи пари та гарячої води:
- Паропроводи гострої пари котлів і турбін, поперечна зв'язок між котлами № № 9,10,11,12,13 та турбінами № № 9,10,11,12, паропроводи гострої пари і поперечна зв'язок відноситься до паропроводах 1-ої категорії 2 - ї групи;
- Колектор холодного живлення котлів відноситься до трубопроводів 1-ої категорії 4-ої групи;
- Колектор гарячого харчування котлів відноситься до трубопроводів 1-ої категорії 4-ої групи;
- Паропроводи добірного пара турбін на виробництво, тиском 10 ÷ 16 кгс / см 2 відносяться до трубопроводів 3-ї категорії 1-ої групи.
При експлуатації гол. паропроводу персоналом котлотурбінного цеху повинні виконуватися:
- Контроль за приладами теплових переміщень паропроводів;
- Спостереження за станом гол. паропроводів;
- Контроль за температурними режимами роботи гол. паропроводів при пусках і зупинках.
Паропровід високого тиску призначається для подачі пари від котлів № № 9,10,11,12,13 через поперечну зв'язок на т / а № № 9,10,11,12, так і на пряму (блочно) котел № 10 на т / а № 9; котел № 11 на т / а № 10; котел № 12 на т / а № 11; котел № 13 на т / а № 12; крім к / а № 9, який працює на т / а № № 9 , 10,11,12 тільки через поперечну зв'язок.
Паропровід поперечного зв'язку виконаний із сталі 12Х1МФ з зовнішнім діаметром 325х38; від котлів № № 10,11,12,13 з діаметром 273х32, від поперечного зв'язку до т / а № № 9,10,11,12 з діаметром 273х32 виконаний із сталі 12Х1МФ , від к / а 9 до засувки 0-П-19 діаметром 273 х 32 з переходом на діаметр 325х38 зі сталі 12Х1МФ.
На магістралях гол. паропроводу є у верхніх точках - воздушника, а в нижніх точках і тупикових ділянках - дренажні пристрої.
Призначення дренажного пристрою - це продування гол паропроводу при прогріванні, обеспаріваніе при виведенні у ремонт. Прогрівання паропроводу здійснюється на РДНД при виведенні в ремонт через дренажі паропровід з'єднується з атмосферою.
На поперечного зв'язку гол. паропроводу встановлені засувки I-П-19 (зв'язок по пару КТЦ IV оч. і к / а 9) і засувка 0-П-19, яка дозволяє вивести в ремонт половину гол. паропроводу поперечного зв'язку.

6. ПРИСТРІЙ ТА ОСНОВНІ ТЕХНІЧНІ ДАНІ ГЕНЕРАТОРІВ ТА СИСТЕМИ ОХОЛОДЖЕННЯ
6.1. У КТЦ на водневому охолодженні працюють турбогенератори № № 9,10,11,12. Застосування водню як охолоджуючої середовища на турбогенераторах дає величезні переваги в порівнянні з повітряним.
Водень в 14,4 рази легший за повітря, він має кращу в 7 разів теплопровідністю ніж повітря. Це дозволяє на тих же генераторах виробляти при водневому охолодженні значно більшу ел. потужність, ніж при повітряному охолодженні. Водень в звичайних умовах-газ без кольору, запаху, смаку. До недоліків відноситься вибухонебезпечність водню в суміші з повітрям або киснем.
При вмісті в повітрі водню 4 - 75% за обсягом утворюється вибухонебезпечна суміш.
6.2. У КТЦ на водневому охолодженні працюють турбогенератори № № 9,10,11,12. Робота цих турбогенераторів на повітряному охолодженні ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ.
Допускається нетривала робота т / г 9,10,11,12 при повітряному охолодженні тільки в режимі холостого ходу без збудження.
Генератор
Тип генератора
Газовий обсяг зі вставленим ротором
Потужність генератора при водневому охолодженні, МВТ
№ 9
ТБ-60-2МФ
50 м 3
75
№ 10
ТБ-60-2МФ
50 м 3
75
№ 11
ТБ-60-2МФ
50 м 3
75
№ 12
ТВФ-60-2
34 м 3
60
6.3. Ущільнення валу ротора і схема оливопостачання ущільнень генераторів.
У турбогенераторах з водневим охолодженням запобігання витоку водню в місці виходу валу ротора здійснюється за допомогою спеціальних засобів ущільнення підшипників, що розміщуються між торцевими щитами генератора і опорними підшипниками ротора генератора.
Принцип дії ущільнення валу полягає в запиранні водню безперервним зустрічним потоком масла, що подається у вузький зазор між валом ротора і вкладишем ущільнення під тиском, що перевищує тиск водню.
Значення перепаду тисків масло-водень знаходиться в межах 0,04-0,06 Мпа (0,4-0,6 кгс / см 2).
Номінальне значення перепаду уточнюється при налагодженні системи оливопостачання і на працюючому генераторі підтримується незмінним спеціальної регулюючої апаратурою. Зменшення перепаду тиску ущільнюючого масла над тиском водню до 0,03 МПа (0,3 кгс / см 2) може призвести до витоку водню через ущільнювальні підшипники, збільшення цього перепаду до 0,08-0,1 МПа (0,8-1, 0 кгс / см 2) також може призвести до витоку водню, в першому випадку - за рахунок незначного перевищення тиску масла над тиском водню, а в другому - у слідстві великої витрати масла у бік повітря, великих швидкостей олії та її ежектує здібності.
6.4. Ущільнюючі підшипники генераторів встановлених в КТЦ виконані торцевого типу з притиском вкладишів до гребеню валу сталевими пружинами.
Ущільнення торцевого типу складається з вкладиша і корпусу, що кріпиться до торцевого щита. Замикаючий масляний шар створюється між торцевою поверхнею вкладиша і бічною поверхнею наполегливої ​​диска валу. Зусилля від тиску масла в масляному шарі, що зростає в міру збільшення частоти обертання за рахунок клиновий оброблення робочої поверхні вкладиша, намагається віджати останній від валу і розірвати масляну плівку. Для запобігання цьому явищу штучно створюється зусилля притиснення, яке врівноважує зусилля віджимання вкладиша від наполегливої ​​диска.
Притиск вкладиша до валу створюється за допомогою спільної дії спеціальних пружин і тиску водню.
Робоча поверхня вкладиша залита бабітом. Мають спеціальну оброблення, з почергових в тангенціальному напрямку клинових та плоских майданчиків, розділених радіальними канавками, кільцевою канавкою, зовнішнього і внутрішнього кільцевих пасків. Клинові майданчики при номінальній частоті обертання ротора є основним несучим елементом, що забезпечує освіту суцільний масляної плівки товщиною 0,08 - 0,15 мм між затятим диском валу і вкладишем, змазує робочі поверхні та відводу втрати тертя.
Через ці майданчики і зовнішній суцільний пасок проходить основний потік масла на бік повітря, що досягає 95% загальної витрати масла, що надходить в ущільнення. Плоскі майданчики контактують з поверхнею наполегливої ​​диска при відсутності суцільної масляної плівки, тобто при низьких частотах обертання і роботі від ВПУ. Між несучою поверхнею і внутрішнім кільцевим пояском розташовується кільцева переривчаста канавка, в яку подається ущільнююче масло під тиском, що перевершує тиск водню. Ця канавка разом із внутрішнім паском забезпечує герметизацію газового об'єму генератора і незначний витрата масла у бік водню. Газовий обсяг генератора відділений від камери зливу масла у бік водню маслоуловітель лабіринтового типу. Злив масла пройшов на строну повітря здійснюється в картер опорного підшипника. Вкладиш утримується від обертання за допомогою шпоночно вузла. Масляний режим ущільнювальних підшипників контролюється кількістю зливається масла у бік водню. При нормальній роботі підшипника струмінь зливається олії має діаметр 3 - 6 мм . При надлишковій кількості олії на підшипнику струмінь зливається масла у бік водню має діаметр більше 6 мм , При нестачі масла на підшипник струмінь має діаметр менше 3 мм або припиняється зовсім.
При пуску і зупинки турбоагрегату, зростання або зниження навантаження відбувається теплове переміщення валопровода, а отже змінюється положення наполегливих дисків щодо корпусів ущільнень вала. При відході наполегливої ​​диска від бабітового заливки, збільшується мінімальна товщина масляного шару і знижується зусилля в масляному клині. Зусилля притискання вкладиша стає вище отжимающим зусилля в масляній плівці. Коли різницю зусиль перевершить зусилля тертя вкладиша в корпусі, вкладиш зрушиться і піде за валом. При зближенні наполегливої ​​диска з вкладишем товщина масляного шару зменшиться і зросте зусилля в масляному клині.
З'являється неврівноважена різниця зусиль, яка віджимає вкладиш від валу, переборюючи сили тертя.
6.5. У режимах роботи зі зниженою частотою обертання (пуск, зупинка турбоагрегату, обертання від ВПУ) гідродинамічний зусилля ущільнюючого олії значно знижується і виникає напівсухе тертя між вкладишем і диском. У тому режимі зусилля притискає вкладиш до диска сприймається меншою площею бабітового поверхні - тільки плоскими майданчиками. Якщо питомий тиск на бабіт в режимі напівсухого тертя велике, то неминучий прискорений знос бабіту, який накопичується при повторенні подібних режимів і особливо при тривалому обертанні від ВПУ.
У результаті зносу зменшуються несучі клинові майданчики, знижується гідродинамічний зусилля і несуча здатність вкладиша.
Урівноваження зусилля притискає вкладиша до диска при номінальній частоті обертання досягається при зменшеній товщині масляного шару, що веде до підвищення температури вкладиша в процесі експлуатації. При прискореному зносі бабіту товщина масляного шару може знизитися на стільки, що подальше підвищення температури бабіту може призвести до його розм'якшення в напрямку обертання валу і перекриття маслоподающіх отворів у вкладці.
Істотним недоліком ущільнень вала генераторів турбін ст. № № 9,10,11,12 є їхня підвищена чутливість до порушення їх оливопостачання. Короткочасне зниження тиску масла (перепад тисків масло-водень) при порушенні роботи системи оливопостачання для конструкції торцевих ущільнень генераторів турбін представляють велику небезпеку, як з-за можливого пропуску водню в картері, так і тому, що несуча здатність вкладишів різко знижується, порушується рівновага зусиль , що діють на вкладиші, виникає режим напівсухого тертя.
6.6. При недостатній подачі масла на ущільнюючий підшипник підвищується температура вкладиша і зливається з підшипника масла, при збільшеній подачі масла - температура вкладиша і зливається масла знижується.
Температура вкладишів ущільнень вала є найбільш представницьким параметром, що характеризує їх стан. Виплавліваніе бабіту сегментів наполегливих підшипників відбувається при температурі колодок 130 про С. Враховуючи температурний запас і спосіб контролю температури нагріву бабіту в ущільненні торцевого типу, температура бабіту торцевих ущільнень не повинна перевищує 80 о С.
Масло, що подається на ущільнюючі підшипники, повинно мати температуру 40-45 о С. Температура масла на виході з ущільнень не повинна перевищувати 65 о С.
Різниця температур входить і виходить масла не повинна перевищувати 30 о С.
6.7. В якості основного джерела оливопостачання ущільнень вала використовується інжектор, який вважається найбільш простим і надійним пристроєм через відсутність в ньому обертаються і труться елементів.
Напірним масла інжектора є масло із системи регулювання турбіни, масло для ущільнювальних підшипників генераторів береться із системи змащення турбіни, після маслоохолоджувачів і за допомогою інжектора подається на ущільнюючі підшипники. Подається масло на ущільнення генератора повинно мати тиск після інжектора не менше 3 кгс / см 2. Крім інжектора встановлено два відцентрових насоса ущільнень як резерв. Один з яких резервний, з двигуном змінного струму, а інший - аварійний, з двигуном постійного струму, що подає масло на ущільнення з чистого відсіку головного масляного бака турбіни (ГМБ). Нормально в роботі знаходиться інжектор, електронасоси знаходяться в резерві на блокуванні по зниженню тиску масла на ущільнення.
Регулювання подачі масла на ущільнюючі підшипники генераторів проводиться диференційованими регуляторами перепаду тиску (РПД) типу:
на генераторі - № 9,10, 11 - тип ДРДМ-30М - ущільнююче масло;
на генераторі - № 12 - тип ДРДМ-12М - ущільнююче масло.
Регулятори тиску масла ДРДМ-30М, ДРДМ-12М забезпечують постійний перепад тиску між тиском газу в корпусі генератора і тиском масла перед підшипниками як при зміні тиску масла, так і при зміні оборотів генератора.
З напірного колектора (після інжектора або НУГ) масло як правило надходить в маслоохолоджувач (МО) (при нормальній роботі), в якому масло охолоджується до 40-42 о С, а потім у масляні фільтри (МФ), один з яких-у роботі , інший-в резерві.
Після МФ масло подається на вхід РПД. Тиск мала перед РПД має бути в межах 8-10 кгс / см 2. Після РПД масло подається в демпферний бак і під тиском вище тиску водню надходить на обидва ущільнення валу.
Схема оливопостачання ущільнень пов'язана із зливним трубопроводом олії з підшипників турбіни і тому завжди знаходиться в заповненому стані.
При відмові диференційованого регулятора масло в (ДБ) або підшипники може бути подано через засувку УМ-20.
Безпосередньо перед підшипниками встановлені запірні вентилі, які нормально повністю відкриті і служать для коригування витрати масла на підшипник у разі поганої роботи.
Робота оливопостачання ущільнювальних підшипників генераторів з відключеним ДБ ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ.
Робота ущільнень крім ДБ передбачається як тимчасовий захід, на випадок усунення несправностей в системі оливопостачання ущільнень.
Пройшовши ущільнення валу велика частина масла зливається в бік повітря - в картери опорних підшипників генераторів і лише незначна частина в сторону водню, в зливну водневу камеру.
З водневої камери, щоб уникнути і попадання водню в ГМБ турбіни, масло зливається в схему оливопостачання через водородоотделітельний бачок, U-образний гідрозатвор. U-образні гідрозатвори встановлені на всіх генераторах, що забезпечують роботу генератора з тиском газу в корпусі до 0,5 кгс / см 2.
Для можливості роботи генераторів з тиском газу вище 0,5 кгс / см 2 на генераторах № № 9,10,11,12 встановлені поплавкові механічні гідрозатвори типу 3Г-30. Поплавковий гідрозатвор включається в схему паралельно U-образним гідрозатвори.
Нормально поплавковий гідрозатвор знаходиться постійно в роботі. При перекладі генератора в режим роботи з тиском газу в корпусі генератора вище 0,5 кгс / см 2, необхідно попередньо включати U-образний гідрозатвор і перевірити нормальну роботу поплавкового гідрозатвори.

7. ГОЛОВНИЙ ЩИТ УПРАВЛІННЯ
Головний щит управління - мозок станції, з пульта якого координується робота всього обладнання станції.
Головний щит управління на ТЕЦ - 1 являє собою приладовий щит, який грає роль головної ланки в системах автоматизації технологічних процесів. На головному щиті управління розташовуються електричні, пневматичні, і гідравлічні прилади і апарати контролю, управління, регулювання та харчування.
Пульти, шафи, щити засобів автоматизації виробничих процесів призначені для розміщення на них засобів контролю, і управління технологічними процесами, контрольно-вимірювальними приладів, сигнальних пристроїв, апаратури управління, автоматичного регулювання, захисту, блокування, лінії зв'язку між ними.
Головний пульт управління виконує такі основні функції:
· Аналіз режимів технологічного обладнання;
· Контроль технологічних параметрів;
· Управління (відкриття, закриття, стоп) та контроль станційних і агрегатних засувок;
· Контроль режимів перекачування, готовності магістральних та підпірних насосних агрегатів;
· Обробка граничних значень параметрів по агрегату (котел і турбіна).
Щити і пульти управління на ТЕЦ застосовуються з метою:
· Розширення функціональних можливостей автоматизації в порівнянні з існуючими системами;
· Забезпечення обліку споживання і вироблення енергоресурсів: витрати газу (рідкого палива), витрати води, пари, теплової енергії на опалення і гаряче водопостачання, витрати конденсату з виробництва, витрати газу по котлах.
Щити і пульти управління (Стативи) представляють собою металевий каркас з перфорованого швелера з технологічної обв'язкою. Забарвлення металоконструкцій виробляється епоксидно-порошковими фарбами методом електростатичного напилення.
Стійки укомплектовуються вимірювальними приладами (датчиками тиску, перепаду тиску, температури, вібрації, сили струму, рівня) і сигналізують приладами релейного типу (датчиками-реле напору, що сигналізують манометрами і реле тиску, сигналізаторами рівня).
Щити і пульти управління виготовляються у вигляді відкритих стійок, як для індивідуального, так і для повнозбірного монтажу із загальною обв'язкою.
Можливе розміщення стояків у блочно-комплектних пристроях (блок-боксах) для систем автоматизації, контролю та управління.
Пульти, шафи, щити засобів автоматизації виробничих процесів встановлюються у виробничих приміщеннях і спеціальних щитових приміщеннях: операторських, диспетчерських, і т.д.

8. ПОКАЗНИКИ ТЕПЛОВОЇ ЕКОНОМІЧНОСТІ ТЕЦ
Всі основні теплові показники ТЕЦ можна приблизно розраховувати за нижче наведеними формулами:
1. Витрата умовного палива:

де - Витрати природного газу;
- Витрата мазуту;
- Нижча теплота згоряння природного газу;
- Нижча теплота згорання мазуту.
2. Питома витрата умовного палива на відпустку тепла:

де - Відпустка тепла споживачам
3. ККД ТЕЦ:

де - Відпуск електроенергії
4. ККД брутто котлоагрегату:

де - Вироблення тепла;
- Витрата перегрітої пари;
- Витрата пари на безперервну продувку;
- Відповідно, ентальпія перегрітого пара, пара на продувку і ентальпія живильної води.

Усереднені витрати палива на всіх котлах ТЕЦ - 1 зведені в наступну таблицю:

Тип котла
Кількість пальників
Витрата палива на 1 пальник
Витрата палива на весь котел
газ,
мазут,
газ,
мазут,
1,2,3
ПТВМ-180
20
1265
-
25300
-
4
КВГМ-180
6
3796
-
22776
-
9
БКЗ-210
8
2000
-
16000
-
10
ТГМ-84
18
1765
1,7
31770
30,6
11
ТГМ-84
18
1765
1,7
31770
30,6
12
ТГМ-84
18
1900
1,7
34200
30,6
13
ТГМ-84Б
6
5000
5,0
30000
30,0

9. ОРГАНІЗАЦІЯ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОКРЕМИХ ЦЕХІВ

9.1. Компресорний цех

На території ОТЕЦ-1 знаходиться трубопровід стисненого повітря, що використовується для власних потреб підприємства (постачання стисненим повітрям різного пневматичного обладнання). Цей трубопровід підключений до компресора ВП - 20/8М продуктивністю 20 м / Хв і тиском 8 атм. Компресор знаходиться в компресорному цеху, який розташовують безпосередньо біля КТЦ II черги. Компресор представляє собою двоступеневу крейцкопфні, машину подвійної дії, з кутовим розташуванням циліндра. Компресор забезпечений автоматичної аварійної захистом. Компресор приводиться в дію від синхронного ел. двигуна, типу ДСК-12-24-12, потужністю -125 кВт. Напруга - 380 В. Число оборотів-500 об / хв.

9.2. Система відкачування стічних вод з пром. майданчика ОТЕЦ - 1 на золовідвал № 2

При експлуатації системи відкачування стічних вод з пром. майданчика ОТЕЦ-1 на золовідвал № 2 повинні бути забезпечені:
1. Надійність обладнання, пристроїв і споруд внутрішньої і зовнішньої системи відкачування стічних вод з пром. майданчика ОТЕЦ-1 на золовідвал № 2.
2. Раціональне використання ємності золовідвалу.
3. Запобігання забруднень і стічними водами повітряного і водного басейну, а також навколишньої території.
4. Своєчасне нарощування дамби золовідвалу.
5. Щільність трактів і устаткування, справність облицювання і перекриттів каналів, золопроводов, вимикаючих пристроїв.
Експлуатація системи відкачування стічних вод з пром. майданчика ОТЕЦ-1 на золовідвал № 2 повинна бути організована в режимах, які забезпечують:
1. Оптимальні витрати води та електроенергії.
2. Виняток заморожування зовнішніх водоводів, замулювання каналів і колодязів.
Обладнання багерні насосної № 1:
1. Багерні насоси ст. № 1, № 2; № 3.
Тип 12 Гр-8Т2.
Відцентровий, одноступінчатий, консольний з подвійним корпусом.
Підшипник радіально-опорний роликовий № 3631 - 1 шт. і підшипник завзятий № 46234 -2 шт.
Мастило підшипників - олія «Індустріальне-45».
Обертання робочого колеса за годинниковою стрілкою, якщо дивитися на електродвигун з боку насоса.
Напір насоса - 70 - 79 м вод.ст.
Продуктивність - 1000-1500 м ³ / год
Електродвигун асинхронний, тип А 13-46-6
Потужність - 630 квт
Число оборотів - 980 об / хв
Напруга -3000 вольт
Перекачувана середовище - стічні води з очисних споруд ТЕЦ і КТЦ.
Температура - не более50 º С
2. Дренажні насоси ст. № № 1, 2.
Тип 4НФУ
Відцентрові, одноступінчаті, консольні
3. Дренажний насос ст. № 3
Тип 4К-8
Відцентровий, одноступінчатий, консольний
Продуктивність - 360 м ³ / год
Напір - 6 м вод.ст.
4. Дренажний насос № 4
Тип До 100-65-200
Відцентровий, одноступінчатий, консольний
Продуктивність - 100 м ³ / год
Напір - 50 м вод.ст.
Обладнання багерні насосної № 2
1. Багерні насоси ст. № № 1, 2, 3 - першого підйому.
Багерні насоси ст. № № 1А; 2А; 3А - другого підйому.
Тип ГРТ 1250/71
Відцентровий, одноступінчатий, консольний з подвійним корпусом.
Мастило підшипників - олія «Індустріальне-45».
Продуктивність - 1250 м ³ / год
Напір - 71 м вод.ст.
Електродвигун асинхронний
Потужність - 630 квт
Число оборотів - 980 об / хв
Напруга -6000 вольт
2. Сальникові насоси (насоси ущільнення)
Служать для ущільнення сальників багерні насосів першого підйому № № 1, 2, 3 встановлено 2 шт.
Тип - ЦНС -105-98.
Продуктивність - 105 м ³ / год
Напір - 98 м вод.ст.
Для ущільнення сальників багерні насосів другого підйому № № 1А; 2А; 3А встановлені 2 шт.
Тип - ЦНС -105-196.
Продуктивність - 105 м ³ / год
Напір -196 м вод.ст.
Дренажні насоси призначені для відкачування води з дренажного приямка.
Дренажний насос ст. № 1
Тип - ЦНС -3
Продуктивність -36,4 м ³ / год
Напір -15,9 м вод.ст.
Шламовий водоструминні насос № 2
Продуктивність - 30 м ³ / год
Напір -6 м вод.ст.
Дренажний насос ст. № 3-водоструминні ежектор.
Устаткування насосної освітленої води.
1. Насоси освітленої води ст. № № 1, 2, 3 призначені для подачі освітленої води на ТЕЦ, для повторного використання в системі гідрозоловидалення.
Тип насосів - 300Д90
Продуктивність - 900 м ³ / год
Напір -18 м вод.ст.
Електродвигун асинхронний, тип А-272-6
Потужність - 100 квт
2. Дренажні насоси № № 1, 2.
Тип ВКС-5/24
Продуктивність - 8,5-18,4 м ³ / год
Напір - 10 - 20 м вод.ст.
Схема роботи гідрозоловидалення багерні насосної № 1.
Гідросуміш з котельного відділення надходить в багерні по каналу, розташованому в стічній прохідному тунелі. Перед входом до багерні канал розділяється на два канали (до криниць № № 1, 2). Переключення на колодязі проводиться шляхом переказу поворотною шандори.
Крім того на кожній криниці є своя запірна Шандора. За запірної Шандором поперек каналу зроблено поглиблення, що є попередніми железоуловітелем.
Після попереднього железоуловітеля гідросуміш надходить в приймальний колодязь. Поперек приймального колодязя встановлена ​​похила грати з осередками шириною 20 мм .
Прийомний колодязь з'єднується з буферним колодязем амбразурою, розташованої на висоті 2300 мм від підлоги багерні.
Якщо в приймальний колодязь надійшло більше суміші ніж відкачується багерні насосами, то гідросуміш через амбразуру заповнює буферний колодязь. При нормальній роботі слід підтримувати рівень гідросуміші на 1,5 - 2 м вище дна колодязя.
Золопроводи і золовідвал № 2.
Золовідвал ТЕЦ є відповідальним гідротехнічною спорудою, аварії якого можуть призвести до тяжких наслідки не тільки для станції, але і для об'єктів народного господарства та населених пунктів, розташованих поблизу золовідвалу.
Золовідвал № 2 «новий» розташований на північ від ТЕЦ-1 в урочищі Козак-Чекан на відстані 9,5 км . Висота подачі води -108 М над майданчиком ТЕЦ. Ємність наповнення золовідвалу 4 млн. м ³.
В експлуатації знаходиться з 1983 року. Максимальна висота огороджувальної дамби 36 м .
Площа золовідвалу -42 Га . Золовідвал яружного типу.
Гребінь огороджувальної дамби на позначці 308,0 м . Ширина греблі -10 М .
Для можливості аварійних скидів води при сильних повенях (паводках) передбачений аварійний водоскид.
Максимальний рівень води золовідвалу -295 См .
Аварійне скидання при рівні -298 См .
Для контролю за осіданнями і зміщеннями дамби золовідвалу встановлена ​​мережа поверхневих і глибинних реперів.
Від багерні насосної № 2 до золовідвалу № 2 прокладено три золопровода діаметром 426 мм . Протяжність траси - 6,5 км
Від золовідвалу № 2 до насосної освітленої води прокладений залізобетонний канал, протяжністю 70 м .
Трубопровід освітленої води Ø 530 мм від насосної освітленої води до ТЕЦ протяжність траси -10 Км .

10. ХАРАКТЕРИСТИКА ІНФОРМАЦІЙНОЇ МЕРЕЖІ ТЕЦ
Інформаційна опорна мережа ОТЕЦ - 1 будується на основі 7-ми підсистем:
· Первинні канали мережі зв'язку;
· Вузли зв'язку;
· Комплекс розподіленого контролю та управління агрегатами та інформаційною мережею;
· Система архівації інформації та забезпечення безперебійного живлення;
· Інформаційні сервери колективного користування;
· Інтеграція з російськими мережами;
· Універсальна система підключення абонентської комп'ютерної техніки;
Первинні канали зв'язку будуються на основі одномодового оптоволоконного кабелю по топології "зірка" з центром на стаціонарній АТС.
Система розподіленого контролю та управління Інформаційної Опорною Мережею представляє собою програмно-апаратний комплекс із центром управління в будівлі АТС.
Для організації безперебійного електроживлення інформаційної мережі використовується розподілена система гарантованого електроживлення.
Інформаційні сервери колективного користування - це спеціально організовані інформаційні ресурси Опорною Мережі, до яких забезпечено доступ абонентів з багаторівневою системою реєстрації.
В якості постачальника послуг Internet, що забезпечує доступ до російських і світових ресурсів використовується АТ "ВолгаТелеком" м. Орськ.
Для організації зв'язку між вузлами телекомунікаційної розподіленої мережі зв'язку використовуються сучасні оптичні канали зв'язку, які дозволяють побудувати магістраль передачі даних на території підприємства.
Службовий вхідний оптичний шафа розташований усередині будівлі АТС, в якому закінчуються кабелі, введені в будинок зовні.
Для інформаційної опорної мережі із загального магістрального багатожильного оптичного кабелю виділено два одномодових волокна, один з яких служить для прийому інформації, інший для передачі.
Для підключення активного устаткування інформаційної опорної мережі використовується оптичний одномодовий кабель для внутрішньої прокладки, який приварений до магістрального кабелю і закінчується стандартним ST коннектором. Кабель для внутрішньої проводки закріплений по всій довжині стяжками до напрямних конструкціям і входить у розподільний шафа. Для працездатності мережі в цілому, необхідно, щоб по всій довжині оптичного кабелю загасання було не більше 0,4 Дб / км. Передача інформації з одномодовим оптичним волокнам виробляється на довжинах хвиль 1,3 і 1,55 мкм.
У якості каналоутворюючого обладнання використовуються трансивери фірми Nbase NX300, які передають оптичний сигнал на відстань до 10 км при загасання не більше 0,4 Дб / км. Вони призначені для підключення обладнання Ethernet з роз'ємом AUI в одномодових волоконнооптичних лінію зв'язку. Протокол передачі інформації - Ethernet CSMA-CD. Трансивери імєєют режим роботи як напівдуплекс (10Мб/сек), так і повний дуплекс (20Мб/сек).

11. Автоматизація

11. 1. Автоматичне керування тепловими процесами

На такий електростанції, як ОТЕЦ - 1, що входить в енергосистему, повинно здійснюватися безперервне цілодобове регулювання поточного режиму роботи за частотою і перетокам активної потужності, що забезпечує:
виконання заданих диспетчерських графіків активної потужності;
підтримання частоти в нормованих межах;
підтримка перетоків активної потужності в допустимих діапазонах, виходячи з умов забезпечення надійності функціонування енергосистем, об'єднаних і єдиної енергосистем;
коректування заданих диспетчерських графіків і режимів роботи, об'єднаних і єдиної енергосистем при зміні режимних умов.
Регулювання частоти і перетоків активної потужності має здійснюватися спільною дією систем первинного (загального і нормованого), вторинного та третинного регулювання.
Загальне первинне регулювання частоти повинно здійснюватися всіма електростанціями шляхом зміни потужності під впливом автоматичних регуляторів частоти обертання роторів турбоагрегатів та продуктивності котлів, реакторів АЕС і т. п.
Нормоване первинне регулювання частоти повинно забезпечуватися виділеними електростанціями. На ТЕЦ - 1 розміщується необхідний первинний резерв. Параметри і діапазон нормованого первинного регулювання задаються відповідними органами диспетчерського управління.
Вторинне регулювання (в цілому по єдиній енергосистемі і в окремих регіонах) здійснюється з метою підтримки і відновлення планових режимів за частотою і перетокам активної потужності.
Вторинне регулювання здійснюється оперативно або автоматично (з використанням систем автоматичного регулювання частоти і перетоків потужності - АРЧМ) виділеними для цих цілей електростанціями, на яких повинен підтримуватися необхідний вторинний резерв активної потужності.
Використання системи автоматичного управління та режимів роботи, що перешкоджають зміні потужності при змінах частоти (обмежувачі потужності та регулятори тиску «до себе» на турбінах, режим ковзного тиску при повністю відкритих клапанах турбін, регулятори потужності без частотної корекції, відключення регуляторів потужності або пристроїв автоматичного регулювання продуктивності котельних установок) допускається лише тимчасово при несправності основного обладнання або систем автоматичного регулювання.
Після зміни потужності, спричинених зміною частоти, персонал електростанції повинен вжити необхідних заходів для виконання вимог участі в первинному регулюванні частоти. При зниженні частоти нижче встановлених значень диспетчер єдиної енергосистеми Росії або ізольовано працює (аварійно відокремилася) об'єднаної енергосистеми (енергосистеми, енергорайона) має ввести в дію наявні резерви потужності.
Регулювання параметрів теплових мереж має забезпечувати підтримку заданого тиску і температури теплоносія в контрольних пунктах.
Допускається відхилення температури теплоносія від заданих значень при короткочасному (не більше 3 год) зміні затвердженого графіка, якщо інше не передбачено договірними відносинами між енергосистемою і споживачами тепла.
Регулювання в теплових мережах здійснюється автоматично або вручну шляхом впливу на:
роботу джерел і споживачів тепла;
гідравлічний режим теплових мереж, в тому числі зміною перетоків та режимів роботи насосних станцій і теплоприймача;
режим підживлення шляхом підтримання постійної готовності водопідготовчих установок теплоджерел до покриття змінюються витрат підживлювальної води.

11.2. Автоматичні регулятори теплових процесів

Висока економічність при різних режимах підтримується автоматичними регуляторами горіння. Падіння економічності при переході від економічної до максимально тривалому навантаженні зазвичай не перевищує 2-3%.
Котли обладнані звуковими сигналізаторами граничних рівнів води і автоматичними регуляторами живлення котла.
На всіх котлах ТЕЦ - 1 передбачені водосмотри, не дивлячись на наявність автоматичних регуляторів харчування та дистанційного приводу для управління регулюючими живильними органами з робочого місця машиніста котла. У всіх інших випадках спостереження за рівнем води і харчуванням котлів покладається на машиніста котла.
Основні операції з управління блоком здійснюються обчислювальної підсистемою спільно з автоматичними регуляторами. У найбільш складних режимах роботи, таких як пуск, зупинка, аварійні режими, обчислювальна підсистема працює як порадник чергового оператора. Роль і кваліфікація чергового оператора із застосуванням АСУ не тільки не знижується, але постійно підвищується. Операторами на ТЕЦ - 1 працюють, як правило, техніки, які мають досвід роботи і добре знають не тільки основне і допоміжне тепломеханічне обладнання, але й вивчили склад і принципи роботи АСУ і вміють контролювати роботу системи автоматичного управління.
Для забезпечення постійної відповідності між виробленням пара, подачею палива, повітря і води котельні агрегати в 1999 - 2002 рр.. були забезпечені автоматичними регуляторами живлення і горіння - системою AMAX. Ця система враховує здатність самого котельного агрегату запасати (акумулювати) деяка кількість тепла, яке може бути використане в момент переходу від одного навантаження до іншої до того, як буде встановлено відповідний новому навантаженні режим харчування і горіння. Система AMAX дозволяє регулювати харчування котельного агрегату з робочого місця машиніста.
У котлах для всього можливого діапазону солевмісту живильної води продування здійснюється за якістю води у сольових відсіках. Котли № 10, 11 і 12 оснащені автоматичними регуляторами розміру продувки за значенням солевмісту котлової води.

11.3. Автоматизація допоміжного обладнання

Автоматизація системи захисту парової турбіни від падіння тиску масла:
Захист працює від 3-х датчиків тиску масла ДЕМ за схемою "2" з "3-х". Один датчик налаштований на 0,7 кгс / см 2, два на 0,3 кгс / см 2. При зниженні тиску масла до 0,7 кгс / см 2 загоряється табло "Тиск масла на змащення I межа". При досягненні тиску масла 0,3 кгс / см 2 подається команда на відключення турбіни з витримкою часу 3 сек., При цьому:
- Випадає блінкер "Падіння тиску масла на змащення", загоряється табло "Тиск масла на змащення аварійно" і працює звуковий сигнал;
- Спрацьовують соленоїди автомата безпеки і закривається стопорний клапан;
- Випадають блінкера "Аварійне відключення турбіни" і "Автомат безпеки";
- Загоряються табло "Стопорний клапан закритий" і "Аварійне відключення турбіни";
- Після закриття стопорного клапана йдуть на закриття головні парові засувки I-П-15, I-П-16 і засувки промислового відбору I-ПО-1, I-ПО-2;
- Відкривається засувка зриву вакууму;
- Відкриваються вентиля зворотних клапанів турбіни з витримкою часу 20 сек.;
- Закриваються зворотні клапана;
- Проходить команда на закриття засувок по пару до ПВД-5, 6, 7 і ПНД-2;
- Без витримки часу після закриття стопорного клапана проходить команда на відключення генератора і спалахує табло "Генератор відключено".
Автоматизація системи контролю вакууму в конденсаторі:
Захист працює від 3-х вакуум-реле за схемою "2" з "3-х". Одне реле налаштовано на 630 мм . Рт.ст. (I межа), два на 470 мм . Рт.ст. (II межа). Захист вводиться автоматично при нормальному вакуумі, підтвердженим 2-ма вакуум-реле. При падінні вакууму до I межі загоряється табло "Вакуум низький" і працює звуковий сигнал. При подальшому падінні вакууму до II межі подається команда на відключення турбіни, при цьому:
- Випадає блінкер і спалахує табло "Вакуум аварійний";
- Спрацьовують соленоїди автомата безпеки і закривається стопорний клапан;
- Випадають блінкера "Аварійне відключення турбіни" і "Автомат безпеки";
- Загоряються табло "Стопорний клапан закритий" і "Аварійне відключення турбіни";
- Після закриття стопорного клапана йдуть на закриття головні парові засувки I-П-15, I-П-16 і засувки промислового відбору I-ПО-1, I-ПО-2;
- Відкривається засувка зриву вакууму;
- Відкриваються вентиля зворотних клапанів турбіни з витримкою часу 20 сек.;
- Закриваються зворотні клапана;
- Проходить команда на закриття засувок по пару до ПВД-5, 6, 7 і ПНД-2;
- Без витримки часу після закриття стопорного клапана проходить команда на відключення генератора і спалахує табло "Генератор відключено".
Автоматизація системи контролю температури пари перед турбіною:
Захист працює від датчиків температури гострої пари в трубопроводах № 1 і № 2 і датчика температури гострої пари в стопорних клапанів за схемою "2" з "3-х". Захист вводиться автоматично при температурі 520 ° С у стопорних клапанів і при відкритому стопорних клапанів. При зниженні температури в стопорних клапанів до 520 ° С загоряється табло "Температура в стопорних клапанів низька I межа". При подальшому зниженні температури в стопорних клапанів і в паропроводах № 1,2 до температури 495 ° С подається команда на відключення турбіни, при цьому:
- Спрацьовують соленоїди автомата безпеки і закривається стопорний клапан;
- Після закриття стопорного клапана йдуть на закриття головні парові засувки I-П-15, I-П-16 і засувки промислового відбору I-ПО-1, I-ПО-2;
- Відкриваються вентиля зворотних клапанів турбіни з витримкою часу 20 сек.;
- Закриваються зворотні клапана;
- Проходить команда на закриття засувок по пару до ПВД-5, 6, 7 і ПНД-2;
- Команда на відключення генератора проходить через 3 сек. після спрацювання реле зворотного потужності (РОМ), загоряється табло "Генератор відключено" (від блінкера).
Автоматизація контролю стану генератора:
При внутрішньому пошкодженні генератора (спрацювання "Диференціальної захисту генератора Г9", "Диференціальної захисту трансформатора Т9", "Газової захисту трансформатора Т9", "Максимальної струмового захисту генератора Г9") зі схеми електричної захисту проходить імпульс у схему технологічного захисту на відключення турбіни, при цьому:
- Спрацьовують соленоїди автомата безпеки і закривається стопорний клапан;
- Після закриття стопорного клапана йдуть на закриття головні парові засувки I-П-15, I-П-16 і засувки промислового відбору I-ПО-1, I-ПО-2;
- Відкриваються вентиля зворотних клапанів турбіни з витримкою часу 20 сек.;
- Закриваються зворотні клапана;
- Проходить команда на закриття засувок по пару до ПВД-5, 6, 7 і ПНД-2;
- Команда на відключення генератора проходить через 3 сек. після спрацювання реле зворотного потужності (РОМ), загоряється табло "Генератор відключено" (від блінкера).

11.6. Структурна схема АСУ ТП
На електростанції ТЕЦ - 1 функціонує АСУ ТП, вирішальне такі типові комплекси задач:
техніко-економічне планування;
управління збутом електричної і теплової енергії;
управління розвитком енерговиробництва;
управління якістю продукції, стандартизацією і метрологією;
управління паливопостачання;
управління кадрами;
Автоматичні системи управління технологічним процесом (АСУ ТП) функціонують як самостійні системи і як підсистеми інтегрованих АСУ енергосистем.
До складу комплексу технічних засобів АСУ входять:
засоби збору та передачі інформації (датчики інформації, кана-
ли зв'язку, пристрої телемеханіки, апаратура передачі даних і т. д.);
засоби обробки і відображення інформації (ЕОМ, аналогові і цифрові прилади, дисплеї, принтери, функціональна клавіатура та ін);
засоби управління (контролери, виконавчі автомати, електротехнічна апаратура: реле, підсилювачі потужності тощо);
допоміжні системи (безперебійного електроживлення, кондиціонування повітря, автоматичного пожежогасіння та ін.)
Підрозділи, що обслуговують АСУ ТП, повинні забезпечують:
надійну експлуатацію технічних засобів, інформаційного та програмного забезпечення АСУ;
подання відповідно до графіку відповідним підрозділам інформації, обробленої в ЕОМ;
ефективне використання обчислювальної техніки у відповідності з діючими нормативами;
удосконалення і розвиток системи управління, включаючи впровадження нових завдань, модернізацію програм, що знаходяться в експлуатації, освоєння передової технології збору та підготовки вихідної інформації;
ведення класифікаторів нормативно-довідкової інформації;
організацію інформаційної взаємодії із суміжними ієрархічними рівнями АСУ;
розробку нормативних документів, необхідних для функціонування АСУ;
аналіз роботи АСУ, її економічної ефективності, своєчасне подання звітності.

11.7. Апаратура контролю та регулювання при автоматизації

Контроль тиску і температури конденсату, живильної води і пари виробляється стандартними приладами для вимірювання і реєстрації.
Температурний контроль металу, корпус циліндрів і трубопроводів здійснюється за допомогою термопар і вторинних приладів, дозволяючи оцінити тепловий стан турбіни на всіх режимах роботи і в стані резерву.
Контроль механічних величин на парових турбінах здійснюється:
Абсолютна розширення турбіни.
Первинні датчики встановлені на фундаментних рамах переднього і середнього стільця. Показують прилади - на щиті управління. Прилади абсолютного розширення показують величину переміщень переднього і середнього стільця в осьовому напрямку - щодо фундаментної рами стільця. «0» приладу відповідає положенню стільця на фундаментній рамі, при температурі металу турбіни рівній температурі навколишнього повітря.
Осьовий зрушення ротора турбіни.
Первинний датчик встановлений в корпусі середнього стільця (біля упорного підшипника). Показує прилад і реєстратор - на щиті управління. «О» приладу відповідає положенню ротора притиснутому затятим диском до робочих затятим колодкам з боку генератора.
Прилади осьового зсуву показують величину осьового зміщення ротора від нульового положення в бік генератора або регулятора швидкості.
Відносні розширення роторів ЦВТ і ЦНД.
Первинний датчик відносного розширення РВД установлений у корпусі переднього підшипника. Первинний датчик відносного розширення РНД розташований в картері підшипників № № 4,5. Показують і реєструють прилади - на щиті управління. «О» приладів відносних розширень роторів встановлюється при температурі металу корпусів циліндрів і роторів турбіни рівній температурі навколишнього повітря і положення роторів відповідному п.2.6.3.2. Прилади показують зсув роторів в осьовому напрямку щодо первинного датчика.
Викривлення валу.
Первинний датчик встановлений в корпусі переднього підшипника. Показує прилад-на щиті управління. Прилад показує зміна відстані від датчика до ротора при обертанні останнього, тобто радіальне биття ротора в місці установки датчика.
Вібрація підшипників турбіни.
Первинні датчики розташовані на кронштейнах, що встановлюються на горизонтальних роз'ємах корпусів підшипників. Показують прилади і реєстратор - на щиті управління. Прилад показує величину віброшвидкості підшипникової опори.
На т / а змонтована апаратура «Вібробіт-100». Апаратура вимірює і контролює наступні параметри:
1. Осьовий зрушення роторів.
2. Різниця розширення роторів і ЦВД.
3. Різниця розширення роторів і ЦНД.
4. Теплове розширення ЦНД.
5. Теплове розширення ЦВД.
6. Викривлення валу турбіни.
7. Обороти ротора турбіни.
8. Хід сервомоторів - ЦВД, ЦСД, ЦНД.
9. Вібрацію опор підшипників (вертикальну, поперечну, осьову).

12. ОСНОВНІ ЗАХОДИ ЩОДО ЗАХИСТУ НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
Метою екологічної політики ОТЕЦ - 1 є підвищення рівня екологічної безпеки, зростання капіталізації суспільства на основі надійного та екологічно безпечного виробництва, розподілу і транспорту тепло-та електроенергії, комплексного підходу до використання природних енергетичних ресурсів.
Досягнення мети передбачається на основі рішення негативного впливу на навколишнє середовище.
1. Зниження обсягів викидів в атмосферу:
- Окислів азоту;
- Твердих частинок;
- Окислів сірки;
- Парникових газів.
2. Скорочення скидів забруднюючих речовин у водні об'єкти.
3. Раціональне використання водних ресурсів структурними підрозділами компанії.
4. Скорочення утворення виробничих відходів.
5. Зниження питомих викидів, скидів забруднюючих речовин на тонну умовного палива (кг / т.у.т) або одиницю продукції, що випускається (кВт.год, Гкал).
6. Зниження втрат енергії в теплових мережах.
Основні напрями вирішення цього завдання:
технологічне переозброєння і поступове виведення з експлуатації технічно та морально застарілого обладнання, впровадження сучасних існуючих технологій;
вдосконалення технологічних процесів виробництва електро-і теплоенергії, реалізація заходів з енергозбереження, зниження втрат при транспортуванні;
зниження антропогенного впливу на навколишнє середовище;
реалізація заходів щодо підвищення ефективності паливозабезпечення;
скорочення утворення відходів виробництва та забезпечення безпечного поводження з ними, здійснення заходів з переробки відходів;
економічно та екологічно обгрунтована децентралізація виробництва енергії;
запобігання забруднення водних об'єктів і збереження біологічних ресурсів.
Забруднення повітря пов'язане в основному з викидами димових газів, що утворюються при спалюванні органічного палива в котлах електростанції. Особлива увага приділяється основним видам забруднюючих речовин, що викидаються електростанцією: оксиду азоту, діоксиду сірки та золі.
Основні напрямки зниження шкідливого впливу на атмосферне повітря:
1. Підвищення енергоефективності підприємств.
2. Поліпшення якості палива, що спалюється (наприклад, спалювання вугілля і мазуту з низьким вмістом сірки) і використання екологічно чистішого виду палива.
3. Застосування нових технологій спалювання органічного палива.
4.Іспользованіе технологічних методів придушення утворення окислів азоту в топках котлів.
5. Уловлювання забруднюючих речовин і очищення димових газів.
6. Зниження неконтрольованих викидів.
Впровадження сучасних енергетичних установок приводить як до підвищення їх економічності, так і до скорочення викидів та скидів забруднюючих речовин.

13. ОРГАНІЗАЦІЯ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОБЛАДНАННЯ
Технічним обслуговуванням устаткування займається оперативний персонал. Відповідальним за проведення ТО є керівник підрозділу. Основним завданням персоналу є підтримка нормальної роботи обладнання з дотриманням усіх необхідних параметрів.
Обсяг технічного обслуговування і планового ремонту визначається необхідністю підтримки справного і працездатного стану обладнання, будівель і споруд з урахуванням їх фактичного технічного стану. Рекомендований перелік робіт з технічного обслуговування і ремонту наведено в «Правилах організації технічного обслуговування та ремонту обладнання електростанцій».
Вимоги до обладнання. Всі гарячі частини обладнання, дотик до яких може викликати опіки, повинні мати теплову ізоляцію. Температура на поверхні ізоляції при температурі навколишнього повітря 25 град повинна бути не вище 45 град. При знаходженні обладнання в зоні можливого потрапляння на нього легкозаймистих речовин, воно повинно бути покрито металевою обшивкою для запобігання теплової ізоляції від просочування цими речовинами.
Елементи обладнання, розташовані на висоті більше 1,5 м від рівня підлоги (робочої площадки), слід обслуговувати із стаціонарних майданчиків з огорожами і сходами.
Рухомі частини обладнання, до яких можливий доступ працюючих, повинні мати механічні захисні огорожі, відповідні вимогам ГОСТ12.2.062-81.
Поточний ремонт здійснюється в міру необхідності, не рідше одного разу на рік, за заздалегідь складеним і затвердженим графіком. Його призначення полягає у підтримці обладнання в справному працездатному стані на період до наступного капітального ремонту.
Розрізняють ремонти малий і середній. Малим називається найменший за обсягом вид планового ремонту, при якому замінюють або відновлюють невелика кількість зношених деталей, а також регулювання механізмів. Малий ремонт проводиться під час роботи або короткочасного зупинки устаткування силами експлуатаційного персоналу і включає в себе: часткову розбирання, заміну і ремонт зношених дрібних деталей; регулювання і перевірку справності обладнання і запобіжної арматури; виправлення течі і ширяння; заправку машин, що обертаються мастильними матеріалами і т. д.
В обсяг середнього ремонту включають роботи, що виконуються в період експлуатації обладнання та при зупинці його на короткий термін. У період зупинки устаткування виробляють часткову розбирання і заміну швидкозношуваних деталей і окремих вузлів (термін служби яких дорівнює або менше міжремонтного періоду або періоду між двома сусідніми ремонтами), очищають поверхні нагрівання й газоходи від шлаку і золи, обпресовують котли, усувають виявлені присоси повітря в газоходи , ремонтують арматуру, КВП і автоматичні регулятори, відновлюють теплову ізоляцію і т.д. У період поточного ремонту виявляють ступінь необхідності в капітальному ремонті, а також проводять складання попередньої відомості виявлених дефектів і зняття ескізів запасних частин. Поточний ремонт здійснюється на місці встановлення обладнання силами експлуатаційного персоналу спільно із ремонтним. Поточний ремонт здійснюється за рахунок експлуатаційних витрат.
Наряд на роботу виписується у двох примірниках. В обох примірниках повинна бути дотримана чіткість і ясність записів. Виправлення та перекреслення написаного тексту не допускаються. Наряд видається тільки на одного виконавця робіт з однією бригадою на одне робоче місце. На руки виробнику видається тільки один примірник наряду. Допускається видача наряду на кілька робочих місць однієї схеми приєднання тепломеханічного обладнання, на кілька однотипних робочих місць одного агрегата. Розширення робочого місця, зміна числа робочих місць і умов проведення робіт, а також заміна керівника робіт без видачі нового наряду забороняється.

14. Техніка безпеки

14. 1. Організаційні та технічні заходи

14.1.1. Роботи на обладнанні виробляються за письмовими нарядами-допусками і усним розпорядженням.
14.1.2. Організаційними заходами, що забезпечують безпеку робіт при ремонті обладнання, є:
- Оформлення роботи нарядом-допуском або розпорядженням;
- Допуск до роботи;
- Нагляд під час роботи;
- Переведення на інше робоче місце;
- Оформлення перерв у роботі;
- Оформлення закінчення роботи.
14.1.3. Наряд-допуск - це письмове розпорядження на безпечне проведення роботи, що визначає зміст, місце, час і умови її виконання, необхідні заходи безпеки, склад бригади і осіб, відповідальних за безпеку.
У залежності від обсягу ремонтних робіт та організації їх виконання бланк наряду може бути оформлений у вигляді:
- Наряду на виконання будь-якої конкретної роботи на одному робочому місці або на послідовне виконання однотипних робіт на кількох робочих місцях однієї схеми приєднання тепломеханічного обладнання електростанції або теплової мережі;
- Загального наряду на виконання роботи в цілому на агрегаті, на кількох робочих місцях або ділянках теплової мережі;
- Проміжного наряду для виконання робіт на окремих вузлах агрегату та його допоміжному обладнанні, на окремих робочих місцях або ділянках теплової мережі. Проміжний наряд видається тільки за наявності загального наряду.
14.1.4. Газонебезпечні роботи проводяться у відповідності з вимогами Правил безпеки в газовому господарстві та галузевої нарядно-допускний системи, викладеної у цих Правилах.
Газонебезпечні роботи повинні виконуватися під керівництвом та контролем керівника робіт. У процесі її проведення всі розпорядження видаються лише цією особою. Інші посадові особи і керівники можуть давати вказівки членам бригади тільки через керівника робіт.
14.1.5. Наряд (в тому числі, спільний наряд) видається на термін дії заявки на ремонт обладнання.
Якщо термін дії його минув, а ремонт не закінчений, заявка і наряд продовжуються. Наряд може продовжити особа, яка видала його, або особа, яка має право видачі нарядів на ремонт даного обладнання, на строк до повного закінчення ремонту. При цьому в обох примірниках наряду в рядку "Наряд продовжив" робиться запис про новий термін його дії.
Термін дії проміжних нарядів при їх продовження керівником робіт за загальним поряд не повинен перевищувати терміну дії загального наряду.
14.1.6. За нарядами виконуються наступні роботи:
- Ремонт котельних агрегатів (робота всередині топок, барабанів, на конвективних поверхнях нагріву, електрофільтрах, в газоходах, повітропроводах, в системах пилоприготування, золоуловлювання і золовидалення);
- Ремонт турбін і їхнього допоміжного обладнання (конденсаторів, теплообмінних апаратів, масляних систем);
- Ремонт конвеєрів, пристроїв, що скидають паливо з стрічкових конвеєрів, живильників, елеваторів, дробарок, грохотів, вагоно-перекидачів, багерів;
- Ремонт електромагнітних сепараторів, вагів стрічкових конвеєрів, щепо-і корнеуловітелей, а також механізованих пробовідбірників твердого палива;
- Ремонтні роботи в мазутному господарстві;
- Ремонт насосів (живильних, конденсатних, циркуляційних, мережевих, підживлювальних тощо) і мішалок, перелік яких встановлює роботодавець;
- Ремонт обертових механізмів (дуттьових і млинових вентиляторів, димососів, млинів та ін);
- Вогневі роботи на устаткуванні, в зоні діючого устаткування і у виробничих приміщеннях;
- Установка і зняття заглушок на трубопроводах (крім трубопроводів води з температурою нижче 45 ° С);
- Ремонт вантажопідіймальних машин (крім колісних і гусеничних самохідних), кранових візків, підкранових колій, скреперних установок, перевантажувачів, підйомників, фунікулерів, канатних доріг;
- Демонтаж і монтаж обладнання;
- Врізка гільз і штуцерів для приладів, установка і зняття вимірювальних діафрагм витратомірів;
- Установка, зняття, перевірка і ремонт апаратури автоматичного регулювання, дистанційного керування, захисту, сигналізації та контролю, що вимагають зупинки, обмеження продуктивності і зміни схеми та режиму роботи обладнання;
- Ремонт трубопроводів і арматури без зняття її з трубопроводів, ремонт або заміна імпульсних ліній (газо-, мазуто-, масло-і паропроводів, трубопроводів пожежогасіння, дренажних ліній, трубопроводів з отруйними і агресивними середовищами, трубопроводів гарячої води з температурою вище 45 ° С );
- Роботи, пов'язані з монтажем і наладкою датчиків;
- Роботи в місцях, небезпечних щодо загазованості, вибухонебезпечності і поразки електричним струмом і з обмеженим доступом відвідування;
- Роботи в камерах, колодязях, апаратах, бункерах, резервуарах, баках, колекторах, тунелях, трубопроводах, каналах і ямах, конденсаторах турбін та інших металевих ємностях;
- Дефектоскопія обладнання;
- Хімічне очищення обладнання;
- Нанесення антикорозійних покриттів;
- Теплоізоляційні роботи;
- Складання і розбирання лісів і кріплень стінок траншей, котлованів;
- Земляні роботи в зоні розташування підземних комунікацій;
- Завантаження, довантаження і вивантаження фільтруючого матеріалу, пов'язані з розкриттям фільтрів;
- Ремонтні роботи в хлораторної, гідразин та аміачної установках;
- Водолазні роботи;
- Роботи, що проводяться з плавучих засобів;
- Ремонт водозабірних споруд (робота, при якій можливе падіння персоналу у воду);
- Ремонт димових труб, градирень, споруд і будівель.
14.1.7. Виходячи з місцевих умов до переліку робіт, що виконуються за нарядами, можуть бути включені додаткові роботи. Перелік цих робіт затверджується головним інженером підприємства.
14.1.8. Право видачі нарядів надається інженерно-технічним працівникам цеху (ділянки), у віданні якого перебуває обладнання, що пройшли перевірку знань, допущеним до самостійної роботи і включеним у список осіб, які мають право видачі нарядів.
У разі відсутності на підприємстві зазначених осіб право видачі нарядів надається начальникам змін електростанції і черговим диспетчерам теплової мережі, якщо вони не є допускають за виданими ними нарядами. Черговий персонал, який має право видачі нарядів, повинен бути внесений до списку осіб, що мають це право.
14.1.9. Списки осіб, які мають право видачі нарядів, повинні затверджуватися головним інженером підприємства. Списки повинні коректуватися при зміні складу осіб. Копії списків повинні знаходитися на робочих місцях начальників змін цехів (блоків), чергових по району.
14.1.10. Видача нарядів на ремонт обладнання, що належить іншим цехам (дільницям) підприємства (електродвигунів, обладнання теплового контролю і автоматики тощо), але пов'язаного з тепломеханічне обладнання або розташованого на теплосилових установках та поблизу них, провадиться особами, у віданні яких знаходиться обладнання , але з дозволу начальника зміни цеху, на території якого вони розміщені. Дозвіл повинен бути завізована на полях наряду.
14.1.11. При комплексному ремонті устаткування персоналом ремонтного підприємства (цеху, дільниці) дозволяється видача загального наряду в цілому на агрегат, на кілька робочих місць або ділянок теплової мережі.
Перелік устаткування і ділянок схеми, на яких дозволяється видача загального наряду, повинен бути складений керівником цеху (району), у віданні якого вони знаходяться, узгоджений з керівником ремонтного цеху (служби, дільниці) і затверджений головним інженером підприємства.
Право видачі загальних нарядів надається начальнику цеху (району) або його заступнику, у віданні якого перебуває обладнання.
Керівниками робіт за загальними нарядами призначаються особи з числа інженерно-технічних працівників ремонтних цехів (служб, дільниць) електростанцій і теплових мереж. При відсутності ремонтних цехів (служб, дільниць) на електростанціях і в теплових мережах керівниками робіт за загальними нарядами призначаються особи з персоналу ремонтних підприємств.
14.1.12. При виконанні ремонтних робіт за загальним нарядом повинні видаватися проміжні наряди.
Право видачі проміжних нарядів надається керівнику робіт по загальному наряду.
14.1.13. Списки осіб, які можуть бути керівниками робіт за загальними нарядами, керівниками та виконавцями робіт за нарядами, проміжним нарядами і розпорядженнями, повинні затверджуватися головним інженером підприємства й корегуватися при зміні складу осіб. Копії цих списків повинні знаходитися на робочому місці видає наряди, загальні наряди і начальника зміни цеху (диспетчера теплових мереж).
14.1.14. Списки працівників підрядних організацій, які можуть бути керівниками робіт за загальними нарядами, керівниками та виконавцями робіт за нарядами і проміжним нарядам, повинні бути затверджені головними інженерами цих організацій та передані підприємствам, у віданні яких знаходиться обладнання. Зазначені списки при зміні складу осіб повинні своєчасно коректуватися.
Представлення особам підрядних організацій права працювати в якості керівників та виконавців робіт повинно бути оформлено керівництвом електростанції або теплових мереж розпорядчим документом або нанесенням резолюції на листі організації, яка відряджає.
14.1.15. Роботи, які потребують проведення технічних заходів щодо підготовки робочих місць і не зазначені у п. 5.2.6, можуть виконуватися за розпорядженням.
Перелік робіт, виконуваних за розпорядженням однією людиною, повинен бути визначений виходячи з місцевих умов і затверджений головним інженером підприємства.
14.1.16. Право видачі розпоряджень надається особам, які мають право видачі нарядів.
14.1.17. Розпорядження передаються безпосередньо або за допомогою засобів зв'язку і виконуються згідно з вимогами цих Правил.
Розпорядження мають разовий характер, термін їх дії визначається тривалістю робочого дня виконавців.
За необхідності продовження роботи розпорядження має віддаватися і оформлятися заново.
14.1.18. Облік і реєстрація робіт за нарядами і розпорядженнями виробляються в журналі обліку робіт за нарядами і розпорядженнями.
У зазначеному журналі реєструються тільки первинний допуск до роботи і повне закінчення її з закриттям наряду (розпорядження).
Журнал повинен бути пронумерований, прошнурований та скріплений печаткою. Термін зберігання закінченого журналу 6 міс. після останнього запису.
Первинні і щоденні допуски до роботи за нарядами оформляються записом в оперативному журналі, при цьому вказуються тільки номер наряду і робоче місце.
14.1.19. Проміжні наряди і розпорядження на проведення робіт, що видаються відповідальними особами ремонтного цеху (служби, дільниці) електростанції (теплових мереж), або підрядної організації, реєструються у журналах обліку робіт за нарядами і розпорядженнями, що ведуться цими підрозділами і організаціями.

14.2. Вимоги до персоналу.

14.2.2. Особи, прийняті на роботу по обслуговуванню тепломеханічного обладнання, повинні пройти попередній медичний огляд і надалі проходити його періодично в терміни, встановлені для персоналу енергопідприємств.
14.2.3. Осіб, які не досягли 18-річного віку, забороняється залучати до наступних робіт з важкими і шкідливими умовами праці:
- Котлоочістним;
- Ремонту устаткування котлотурбінного та пилоприготувальних цехів, паливоподачі;
- Експлуатації газотурбінних установок, обладнання пилоприготувальних цехів, паливоподачі, котлотурбінний цехів теплових електростанцій;
- Обслуговування контрольно-вимірювальних приладів і автоматики в діючих цехах теплових електростанцій;
- Обслуговування підземних теплопроводів і споруд теплових мереж, теплофікаційних вводів;
- Експлуатації та ремонту устаткування в зоні іонізуючих випромінювань;
- Газоелектрозварювальних;
- Постійним земляних робіт;
- Експлуатації рухомого складу, переїздів, стрілочних постів, шляхів та земляного полотна на залізничному транспорті паливно-транспортних цехів;
- Обслуговування хлораторного обладнання;
- Обслуговування вантажопідіймальних машин і механізмів як кранівників, машиністів, стропальників, такелажників;
- Обслуговування газового обладнання та підземних газопроводів;
- Обслуговування посудин і трубопроводів, підконтрольних Держміськтехнагляду Росії;
- Водолазним та обслуговування водолазних та підводних робіт;
- Водінню автотранспортних засобів, електро-і автонавантажувачів; ремонту автомобілів, що працюють на етилованому бензині, з монтажу та демонтажу шин;
- Рентгено-гамма-дефектоскопії;
- Верхолазним;
- Зберігання, транспортування та застосування вибухонебезпечних речовин;
- Із застосуванням пневматичного інструменту та будівельно-монтажного пістолета;
- З відкритою ртуттю;
- Обслуговування спеціалізованих складів з паливно-мастильними та вибуховими матеріалами, отрутохімікатами, кислотами і лугами, хлором і хлорним вапном;
- З нафтопродуктами;
- Пов'язаних з підйомом і переміщенням важких вище норм, встановлених для підлітків.
14.2.4. Жінки не допускаються до робіт, зазначених у Списку виробництв, професій і робіт з важкими і шкідливими умовами праці, на яких забороняється застосування праці жінок, прийнятому Постановою Державного комітету СРСР з праці і соціальних питань і Президії ВЦРПС 240/П10-3 від 25.07. 1978
14.2.5. Особи, які обслуговують обладнання цехів електростанцій і теплових мереж, повинні знати і виконувати ці Правила стосовно до займаної посади чи до професії.
14.2.6. Персонал, який використовує у своїй роботі електрозахисних засобів, зобов'язаний знати і виконувати Правила застосування та випробування засобів захисту, які використовуються в електроустановках, технічні вимоги до них.
14.2.7. У осіб, які обслуговують обладнання основних цехів електростанцій і теплових мереж, та осіб, допущених до виконання спеціальних робіт, повинна бути зроблена про це запис у посвідченні про перевірку знань.
14.2.8. Спеціальними роботами слід вважати:
- Верхолазні;
- Обслуговування посудин, що працюють під тиском;
- Вогневі і газонебезпечні;
- Роботи з ртуттю;
- Роботи з електро-, пневмо-і абразивним інструментом;
- Стропальні;
- Обслуговування устаткування, підвідомчого Міністерству шляхів сполучення Росії;
- Роботи з вантажопідіймальними механізмами, керованими з підлоги;
- Переміщення вантажів із застосуванням авто-та електронавантажувачів;
- Роботи на металообробних і абразивних верстатах.
Перелік спеціальних робіт може бути доповнений рішенням керівництва підприємства з урахуванням місцевих умов.
14.2.9. Навчання і підвищення кваліфікації персоналу електростанцій і теплових мереж має здійснюватися відповідно до Правил організації роботи з персоналом на підприємствах і в установах енергетичного виробництва, Правилами експлуатації теплопотребляющіх установок і теплових мереж споживачів і Правилами техніки безпеки при експлуатації теплопотребляющіх установок і теплових мереж споживачів (для тих підприємств, на які вони поширюються).
14.2.10. Персонал, що допускається до обслуговування тепломеханічного обладнання, в якому для технологічних потреб застосовуються горючі, вибухонебезпечні і шкідливі речовини, повинен знати властивості цих речовин і правила безпеки при поводженні з ними.
14.2.11. Персонал, який обслуговує обладнання в газонебезпечних місцях, а також дотичний з шкідливими речовинами, повинен знати:
- Перелік газонебезпечних місць у цеху (районі);
- Отруйна дія шкідливих речовин і ознаки отруєння ними;
- Правила виконання робіт і перебування у газонебезпечних місцях;
- Правила користування засобами захисту органів дихання;
- Пожежонебезпечні речовини і способи їх гасіння;
- Правила евакуації осіб, постраждалих від шкідливих речовин, з газонебезпечних місць і способи надання їм долікарської допомоги.
Персонал, який обслуговує котельні установки, що працюють на природному газі, і газове господарство, крім вимог, викладених у цих Правилах, повинен знати відповідні розділи Правил безпеки в газовому господарстві та виконувати їх вимоги.
14.2.12. Весь персонал повинен бути забезпечений за діючими нормами спецодягом, спецвзуттям та індивідуальними засобами захисту у відповідності з характером виконуваних робіт і зобов'язаний користуватися ними під час роботи.
14.2.13. Персонал повинен працювати у спецодязі, застебнутому на всі гудзики. На одязі не повинно бути розвіваються частин, які можуть бути захоплені рухомими (обертовими) частинами механізмів. Засукувати рукава спецодягу і підвертати халяви чобіт забороняється.
При роботах з отруйними і агресивними речовинами, расшлаковку поверхонь нагріву котлів, узвозі гарячої золи із бункерів, а також при виконанні електрогазозварювальних, обмуровочних, ізоляційних робіт, розвантаженні і навантаженні сипучих і пилять, брюки повинні бути надіті поверх чобіт.
При знаходженні в приміщеннях з діючим енергетичним обладнанням, у колодязях, камерах, каналах, тунелях, на будівельному майданчику і в ремонтній зоні весь персонал повинен одягати застебнуті подбородним ременем захисні каски. Волосся повинні забиратися під каску. Застосування касок без подбородних ременів забороняється. Працівник, який використовує таку каску або не Застебнувшись подбородний ремінь, від виконання роботи повинен бути усунений як не забезпечений засобом захисту голови.
14.2.14. Весь виробничий персонал повинен бути практично навчений прийомам звільнення людини, що потрапила під напругу, від дії електричного струму і надання йому долікарської допомоги, а також прийомам надання долікарської допомоги потерпілим при інших нещасних випадках.

14.3 Права та обов'язки відповідального за безпеку робіт
14.2.15. Відповідальними за безпеку робіт, що виконуються за нарядами (розпорядженнями), є:
- Видає наряд, віддає розпорядження;
- Керівник робіт;
- Виконавець робіт;
- Черговий або особа з числа оперативно-ремонтного персоналу, що готує робоче місце;
- Допускає до робіт;
- Спостерігає;
- Члени бригади.
14.2.16. Видає наряд, віддає розпорядження встановлює необхідність і можливість безпечного виконання даної роботи і відповідає за правильність і повноту зазначених ним у вбранні заходів безпеки. При проведенні робіт по наряду (в тому числі, загального та проміжного) видає наряд вказує в ньому заходи щодо підготовки робочих місць, а по проміжному поряд - і заходи безпеки в процесі виконання роботи. Крім того, він відповідає за призначення керівника робіт у відповідності зі списками, затвердженими в установленому порядку, а також за призначення спостерігає.
Видає наряд, віддає розпорядження здійснює цільовий (поточний) інструктаж керівника робіт (особи, якій безпосередньо видається завдання).
14.2.17. Керівник робіт відповідає:
- За призначення виконавця робіт відповідно до затверджених списків;
- За чисельний склад бригади, який визначається з умов забезпечення можливості нагляду за бригадою з боку виконавця робіт (наглядача);
- За достатню кваліфікацію осіб, включених до складу бригади;
- За забезпечення виконавця робіт ППР, технічними умовами на ремонт або технологічною картою;
- За повноту цільового (поточного) інструктажу виконавця робіт і членів бригади;
- За повноту та правильність заходів безпеки в процесі виконання робіт. При виконанні робіт по наряду (крім загального і проміжного) ці заходи вказує керівник робіт у рядках наряду "Особливі умови";
- За забезпечення бригади справним інструментом, пристосуваннями, такелажними засобами та засобами захисту, що відповідають характеру роботи.
Керівник робіт спільно з виконавцем робіт повинен приймати робоче місце від допускає і перевіряти виконання заходів безпеки, зазначених у наряді.
Керівник і виконавець робіт не несуть відповідальності за неприйняття оперативним персоналом у повному обсязі заходів з підготовки робочого місця: виконанню необхідних операцій з відключення, запобігання помилкового включення в роботу, спорожнення, розхолоджування, промивання і вентиляції обладнання; перевірці відсутності надлишкового тиску, шкідливих, вибухо- , пожежонебезпечних, агресивних та радіоактивних речовин; установці огорож і вивішуванню знаків безпеки.
Керівник робіт повинен здійснювати періодичний (не рідше, ніж через кожні 2 год від часу допуску бригади до роботи) нагляд за роботою бригад в частині дотримання ними правил техніки безпеки. Йому і членам бригади забороняється впливати на запірну, регулюючу і запобіжну арматуру, на вентилі дренажів і воздушником.
Керівниками робіт за нарядами можуть призначатися інженерно-технічні працівники цехів електростанції (районів теплової мережі) і підрядних організацій, що мають для цього достатню кваліфікацію.
14.2.18. Призначення керівника робіт не обов'язково при роботі за розпорядженням. Необхідність призначення керівника робіт у цьому випадку визначає особа, що віддає розпорядження.
14.2.19. При виконанні ремонтних робіт виконавець робіт відповідає:
- За правильність виконання необхідних у процесі виробництва робіт заходів безпеки, зазначених у наряді;
- За дотримання ним самим і членами бригади вимог інструкцій з охорони праці та виконання заходів безпеки, визначених ППР, технологічними документами та технічними умовами;
- За чіткість і повноту інструктажу і вказівок, які він дає членам бригади безпосередньо на робочому місці;
- За наявність, справність і застосування інструменту, інвентарю, засобів захисту, такелажних пристроїв;
- За збереження встановлених на місці роботи огороджень, знаків безпеки, запірних пристроїв.
Виконавець робіт, здійснюючи керівництво бригадою, не повинен брати безпосередньої участі в роботі, якщо її виконання вимагає безперервного спостереження за членами бригади.
14.2.20. Виконавець робіт по загальному поряд є керівником робіт по проміжному поряд. Він несе всю відповідальність як керівник робіт, обсяг і зона яких визначені в проміжному наряді.
Виробники робіт за загальними нарядами призначаються інженерно-технічні працівники підрозділів підприємства і підрядних організацій, що можуть бути керівниками робіт за проміжними нарядами.
Виробниками робіт за нарядами, проміжним нарядами і розпорядженнями можуть призначатися працівники підрозділів підприємства і підрядних організацій, що мають кваліфікацію не нижче IV розряду.
При ремонті допоміжного обладнання допускається призначати виконавцями робіт робітників, які мають III розряд.
14.2.21. Черговий чи особа з числа оперативно-ремонтного персоналу, що готує робоче місце, відповідає за правильне і точне виконання заходів з підготовки робочого місця, визначених вищим черговим персоналом та інструкцією з експлуатації обладнання (відключення обладнання, відкриття дренажів і воздушником, обв'язка арматури ланцюгами, закриття її на замок, установка огорож, вивішування плакатів чи знаків безпеки тощо).
14.2.22. Допускає відповідає:
- За правильність підготовки робочого місця;
- За правильність допуску до роботи і повноту інструктажу керівника робіт, виконавця робіт і спостерігає.
14.2.23. Допускає до роботи за загальними нарядами є начальник зміни цеху (ділянки). У випадку відсутності посади начальника зміни цеху (ділянки) допускає є старший черговий даного цеху (ділянки).
Первинний допуск до робіт за нарядами і розпорядженнями повинен виробляти начальник зміни цеху (ділянки) або з його дозволу підлеглий йому персонал, що обслуговує дане обладнання, згідно зі списком, затвердженим головним інженером.
У теплових мережах допускають є інженерно-технічні працівники району (майстер, старший майстер, інженер, начальник району або його заступник) і керівник робіт на даній ділянці (обладнанні). При відсутності районування у теплових мережах допускають до роботи можуть бути також директор підприємства і його заступник.
14.2.24. Допускає до роботи за загальними нарядами, нарядами і розпорядженнями на віддаленому об'єкті є черговий цього об'єкта. При відсутності на віддаленому об'єкті чергового допуск здійснює начальник зміни цеху (району, дільниці) або підпорядкований йому персонал.
14.2.25. Допускає до щоденного продовження роботи за нарядами (крім проміжного), а також при переведенні бригади на інше робоче місце з дозволу начальника зміни цеху (дільниці) або особи, що його замінює, може бути:
- Підлеглий йому черговий персонал, що обслуговує обладнання;
- Керівник (виробник) робіт при виконанні робіт на ділянці теплової мережі.
За відсутності зазначених вище осіб, а також при виконанні робіт на віддалених об'єктах (берегових насосних і ін) допускають до щоденного продовження робіт можуть бути призначені особи із числа чергових на віддалених об'єктах або особи, уповноважені начальником зміни цеху (району, дільниці).
14.2.26. Допускається суміщення однією особою обов'язків двох осіб з включенням в кожний із списків, що встановлюють їх повноваження.
При виконанні робіт допускається одне з суміщень обов'язків:
- Видає наряд (розпорядження) і керівника робіт;
- Керівника робіт та виконавця робіт, у разі якщо на нього видано тільки один наряд;
- Керівника робіт і допускає в теплових мережах.
При цьому поєднання обов'язків виконавця робіт і допускає забороняється, за винятком випадків, зазначених у пп. 5.4.11 і 5.4.13 цих Правил.
14.2.27. Обов'язки допускає до роботи по проміжному поряд виконує виробник робіт за загальним нарядом, який є одночасно керівником робіт по проміжному поряд, на ділянці і в зміні якого намічається виробництво робіт по даному проміжного наряду.
14.2.28. Спостерігає призначається для нагляду за бригадою будівельників, різноробочих, такелажників та інших осіб при виконанні ними роботи за нарядом або розпорядженням у безпосередній близькості від діючого обладнання.
Необхідність призначення спостерігає при виконанні вищевказаних робіт визначає особа, що видає наряд.
Спостерігають призначаються особи, які мають право бути виконавцями робіт, або особи чергового персоналу.
При призначенні спостерігає в рядку наряду "Виробникові робіт (наблюдающему)" вписуються відповідні підрядковий текст прізвища, ініціали, посаду, розряд виконавця робіт і в дужках - спостерігає. Спостерігає розписується в рядку наряду "Виробник робіт" після підпису виконавця робіт.
14.2.29. Приймаючи робоче місце від допускає, що спостерігає перевіряє правильність його підготовки і виконання необхідних для виконання робіт заходів безпеки відповідно до цих Правил.
Спостерігає відповідає за безпеку членів бригади при впливі на них виробничих факторів з боку діючого технологічного обладнання (стежить, щоб робітники не наближалися на небезпечні відстані до працюючого обладнання і комунікацій, забезпечує безпечний прохід персоналу до робочого місця і збереження огорож та попереджувальних знаків безпеки).
Відповідальним за безпеку працюючих при виконанні самої роботи є виконавець робіт, який постійно повинен перебувати на робочому місці.
Наблюдающему забороняється поєднувати нагляд з виконанням будь-якої іншої роботи.
14.2.30. Члени бригади відповідають:
- За виконання вимог інструкцій з охорони праці та вказівок щодо заходів безпеки, отриманих при інструктажі перед допуском до роботи і під час роботи;
- За застосування виданих засобів захисту, спецодягу і справність використовуваного інструмента і пристосувань;
- За чітке дотримання умов безпеки виконання роботи.

15. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ТЕЦ

15.1. Характеристика основних фондів.

До складу основних виробничих фондів підприємства входять фонди основного виду діяльності - вироблення електричної та теплової енергії, у тому числі на будівлі, споруди, машини і обладнання, транспортні засоби, інструмент, виробничий і господарський інвентар, інші, не перераховані вище види фондів, у тому числі бібліотечні.
Середньорічна вартість основних фондів становить 626328,8 тис.руб.

1 травня .2. Характеристика оборотних фондів.

Під складом оборотних коштів розуміється сукупність елементів, що утворюють оборотні виробничі фонди і фонди обігу.
Елементами оборотних коштів є:
- Сировина;
- Основні матеріали і напівфабрикати;
- Допоміжні матеріали;
- Паливо та пальне;
- Тара і тарні матеріали;
- Запчастини для ремонту;
- Інструменти, хоз.інветарь та інші швидкозношувані предмети;
- Витрати майбутніх періодів;
- Грошові кошти;
- Дебітори;
По місцю і ролі в процесі відтворення оборотні кошти поділяються на наступні чотири групи:
1. кошти, вкладені у виробничі запаси;
2. кошти, вкладені у незавершене виробництво і витрати майбутніх років;
3. кошти, вкладені у готову продукцію;
4. грошові кошти та кошти в розрахунках.
По ступені планування оборотні кошти поділяються на нормовані і ненормовані. До ненормованих відносяться: товари відвантажені, грошові кошти і кошти в розрахунках. Всі інші елементи оборотних коштів підлягають нормуванню.
За джерелами нормування оборотні кошти поділяються на власні та прирівняні до них і позикові. Джерелом формування власних оборотних коштів є кошти, призначені на інвестиції. Джерелом позикових - кредити банків і кредиторів.
Під структурою оборотних коштів розуміється співвідношення між елементами в загальній сумі оборотних коштів. Важливим показником структури оборотних коштів є співвідношення між коштами, вкладеними в сферу виробництва і в сферу обігу. Від правильного розподілу сукупної суми оборотних коштів між сферою виробництва і сферою обігу багато в чому залежать нормальне функціонування їх, швидкість оборотності і повнота виконання властивих їм функцій: виробничої та платіжно-розрахункової.

15.3. Характеристика промислово - виробничого персоналу

Промислово - виробничий персонал - основний персонал підприємства, безпосередньо зайнятий виробничою діяльністю чи обслуговуючий її. На ОТЕЦ - 1 на сьогоднішній день чисельність робочого персонал складає 458 чоловік, 432 з яких безпосередньо пов'язані з виробничим процесом.

1 травня .4. Характеристика виробничих витрат

Кошторис витрат на виробництво включає статті витрат на технологічні цілі, цехові витрати, статті витрат на утримання та експлуатацію устаткування.
Статті витрат на технологічні цілі включають:
- Електроенергію на технологічні цілі;
- Газ на технологічні цілі;
- Заробітну плату виробничих робітників;
- Відрахування від заробітної плати.
Цехові витрати включають:
- Заробітну плату апарату управління цеху;
- Відрахування від заробітної плати;
- Амортизацію будівель, споруд;
- Плату за оренду будівель, споруд;
- Утримання будівель, споруд, інвентарю;
- Поточний ремонт будівель та споруд;
- Капітальний ремонт будівель і споруд;
- Охорону праці;
- Випробування, досліди, дослідження;
- Інші витрати;
- Амортизацію нематеріальних активів.
Статті витрат на утримання та експлуатацію обладнання включають:
- Плату за оренду обладнання та транспортних засобів;
- Амортизацію обладнання і транспортних засобів;
- Експлуатацію обладнання (крім поточного ремонту) - вартість мастильних, обтиральних та інших допоміжних матеріалів, необхідних для догляду за обладнанням та утриманням його в робочому стані; заробітна плата допоміжних робітників (наладчиків, електромонтерів, чергових слюсарів, обслуговуючих виробниче обладнання); відрахування від заробітної плати допоміжних робітників, які обслуговують виробниче обладнання.
Поточний ремонт обладнання і транспортних засобів-вартість спожитих запасних частин та інших матеріалів, витрачених при поточному ремонті виробничого обладнання та транспортних засобів; заробітна плата робітників, що виконують ремонтні роботи, відрахування від заробітної плати робітників, що виконують ремонтні роботи.

1 травня .5. Собівартість продукції

Калькуляційній одиницею на електростанціях є вироблена собівартість 1 кВт * год, відпущеного з шин електростанції, та 1 Гкал, відпущеної з колекторів електростанції.
Витрати на виробництво включаються до собівартості енергії та її передачі і розподілу того звітного місяця, до якого вони належать, незалежно від часу оплати (наприклад, земельний податок, який сплачують до бюджету 3-4 рази на рік, у той час як нарахування і віднесення на собівартість має відбуватися щомісяця).
З метою спрощення калькулювання собівартості електричної та теплової енергії дозволяється розподіляти витрати між електричною і тепловою енергією пропорційно витраті умовного палива.
У планову собівартість енергії та її передачі і розподілу не включаються непродуктивні витрати: природний спад, списання витрат товарно-матеріальних цінностей у межах норм природного убутку та інші непродуктивні витрати; ці витрати включаються тільки в фактичну собівартість із метою виявлення та порівняльного аналізу непродуктивних витрат.
Кошторис витрат на виробництво продукції дає можливість визначити сумарні витрати на виробництво продукції за певний період; на основі калькуляції розраховується собівартість одиниці продукції, витрати розподіляються між видами продукції і послуг. У калькуляції витрати групуються за такими статтями:
· Паливо на технологічні цілі;
· Вода на технологічні цілі;
· Основна заробітна плата виробничих робітників;
· Додаткова заробітна плата виробничих робітників (дана заробітна плата призначена для створення резерву грошових коштів, необхідних для оплати відпусток працівників, і залежить від тривалості відпустки. Цей резерв може і не створюватися відповідно до положень податкової облікової політики підприємства);
· Відрахування на соціальні потреби;
· Витрати по утриманню та експлуатації обладнання (амортизація силових і робочих машин, передавальних пристроїв, інструменту, внутрішньоцехового транспорту);
· Витрати з підготовки та освоєння виробництва (пускові витрати);
· Цехові витрати (заробітна плата апарату управління цехом, амортизація та витрати по утриманню та ремонту будівель та інвентарю загальноцехового призначення, витрати з охорони праці);
· Загальнозаводські (загальностанційних) витрати (заробітна плата адміністративно-управлінського апарату, відрядження, канцелярські витрати, амортизація та витрати по утриманню та ремонту загальностанційних засобів та ін.)

Використана література
1) Назмеев Ю.Г. Теплообмінні апарати ТЕС. М.: МЕІ, 2002-260с.
2) Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж. М.: НЦ ЕНАС, 2003р.-263с.
3) Правила техніки безпеки при експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій і теплових мереж. М.: НЦ ЕНАС, 2001 - 224с.
4) Панін В.І. Котельні установки малої та середньої потужності. М: Стройиздат ,1975-384с.
5) Павлов І.І., Федоров М.М. Котельні установки і теплові мережі. М.: Стройиздат, 1977-301с.
6) Перелік інструкцій начальника котлотурбінного цеху. Книга № 1, 2, 3, 4.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Наукова робота
421.3кб. | скачати


Схожі роботи:
Котельні міні-ТЕЦ
Електрична частина ТЕЦ 180МВТ
Планування виробництва електроенергії і тепла на ТЕЦ
Впровадження парогазових турбін в енергосистему ТЕЦ 21 і 27
Планування та розрахунок ефективності виробництва продукції ТЕЦ
Методи аналізу ступеня очищення конденсату на ТЕЦ
Аналіз фінансового стану підприємства на прикладі ТЕЦ-1 Генеральна Бурятія
Бухгалтерський облік розрахунків з оплати праці та іншими операціями на прикладі Стерлітамацької ТЕЦ
© Усі права захищені
написати до нас