отчет. Отче т поучебнойпрактик е
 Скачать 218.76 Kb.
|
|
М  ИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждениевысшего образования«ЧЕРЕПОВЕЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт (факультет): Инженерно-технический Кафедра: Теплоэнергетики и Теплотехники О Т Ч Е Тпо У Ч Е Б Н О Й П Р А К Т И К Е Выполнил: Голенский О.И. Группа: 3ТТб-01-31зп Руководитель от кафедры университета: __________________________________ __________________________________ Дата начала: _______________________ Дата окончания: ____________________ Череповец, 2017 г. С  одержание:Введение. Обзор отечественного и зарубежного опыта предприятий теплоэнергетики. Общие сведения о предприятии. Общие положения теплофикационной установки. Характеристика оборудования теплофикационной установки теплосети. Требования по технике безопасности, допуск к ремонту и осмотру. Меры противопожарной безопасности при эксплуатации теплофикационной установки и теплосети. Выводы и заключения. Введение  База практики: посёлок городского типа Кадуй. Кадуйского муниципального района Вологодской области. Филиал ПАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС, котлотурбинный цех.Цель практики: узнать важнейшие отрасли и этапы развития технических знаний; основные возможности использования новых современных методов при проведении исследований; основных законов в области теплоэнергетики; основные методы контроля режимов работы теплоэнергетического оборудования. Задачи практики: научиться владеть методами оценки своих достоинств и недостатков, способами и средствами развития достоинств и устранения недостатков; современными новейшими информационно-коммуникационными технологиями; методами теоретического и экспериментального исследования; навыками организации метрологического обеспечения теплотехнических процессов. Обзор отечественного и зарубежного опыта предприятий теплоэнергетики  Российский рынок тепловой энергии обладает высоким уровнем централизации, однако отличается низкой энергоэффективностью. Зарубежный опыт показывает, что на предприятиях теплоэнергетики приоритетным направлением является комбинированная выработка (когенерация). Для повышения энергоэффективности отечественной экономики необходимо создание современной законодательной базы для теплоснабжения и обеспечения процессов когенерации.Россия - один из крупнейших в мире рынков тепловой энергии с высоким уровнем централизации, достигающим 68-70%. При этом система теплоснабжения, как и вся отечественная энергетика, отличается низкой энергоэффективностью. Централизованное теплоснабжение (ЦТ) представляет собой процесс обеспечения низкопотенциальной теплотой (пар, горячая вода, горячий воздух с температурой до 300 °С) нескольких отдельно стоящих потребителей от одного источника. С технологической точки зрения система централизованного теплоснабжения (СЦТ) представляет собой единовременный, трехзвенный процесс, состоящий из: ■ производства тепловой энергии; ■ транспортировки и потребления. Такой сложный процесс имеет ещё две характерные особенности, которые не всегда правильно учитываются в процессе строительства и дальнейшей эксплуатации объектов централизованного энергообеспечения. С одной стороны, СЦТ - это целенаправленный и непрерывный процесс воздействия на потребителей, который имеет форму услуги, с другой стороны, этот процесс имеет характер промышленного производства, товарным продуктом которого являются электрическая и тепловая энергия.  В себестоимость этой энергии в размере то 70% до 90% входят энергетические ресурсы (топливо, электроэнергия, вода, технологические материалы и др.). Важное значение в топливно-энергетическом комплексе страны занимает коммунальная энергетика. На её долю приходится около 30% потребляемой тепловой энергии и около 13% электрической энергии, производимых в стране. Главным потребителем и организатором услуг жизнеобеспечения является жилищно-коммунальный комплекс страны. Наиболее сложной и ресурсоёмкой составляющей этого комплекса является коммунальная энергетика, обеспечивающая население услугами тепло- и электроснабжения. Коммунальная энергетика преимущественно воспроизводит большую часть тепловой энергии на собственных источниках, а также транспортирует её, оперирую при этом более низким техническим потенциалом, чем промышленная энергетика. Из этого следует, что основу коммунального теплоснабжения составляют собственные домовые и групповые котельные, а также квартальные и районные (городские) тепловые станции с тепловыми и распределительными сетями от них. Международное энергетическое агентство, в одном из своих обзоров, отметило, что на долю централизованного теплоснабжения в России приходится около 40% от общего энергопотребления страны, а общий объём продаж тепловой энергии в данной отрасли составляет 6% ВВП. В связи с ростом стоимости энергоносителей последний показатель может возрасти, так как общая эффективность производства энергии снизится, если не принять все необходимые меры по энергосбережению и сохранению доли когенерационной выработки. Комбинированная генерация (когенерация) представляет собой одновременный и эффективный процесс производства нескольких видов энергии и энергетических товарных продуктов, то есть электрической и тепловой энергии, промышленного холода, сжатых газов и др.  Неоспоримым преимуществом когенерации является более эффективное использование первичных топливных ресурсов при производстве нескольких видов энергии, а также снижение отрицательного воздействия на природную среду. Расходы тепловой энергии на обогрев одного квадратного метра в России в полтора-два раза выше, чем в странах Европы, при этом потери при транспортировке в несколько раз больше. В теплоэнергетике низкая энергоэффективность наблюдается на всех стадиях, начиная с производства, заканчивая потреблением энергии. Потери при транспортировке и распределении тепла в локальных системах некоторых районов достигают 50%. Это обусловлено старыми коммуникациями жилого фонда. Низким уровнем культуры энергосбережения, а также отсутствием мотивов у потребителей в экономии тепла. Сопоставляя практику функционирования отечественного и зарубежного теплоэнергетического комплекса, можно отметить опыт некоторых государств, которые смогли применить более совершенные методы работы на подобных предприятиях. Наиболее плодотворные шаги в развитии теплоэнергетики можно наблюдать в Дании, где под воздействием нефтяного кризиса 70-х годов, были приложены огромные усилия для повышения эффективности всего энергетического комплекса страны. Следствием проведенной политики стало создание самой протяжённой системы централизованного теплоснабжения в Европе, а также производство 80% тепла и электроэнергии комбинированным способом. В 1990 году в Дании был принят закон, подразумевающий, что снабжение теплом должно быть организовано с целью поддержания высокого уровня комбинированного производства электрической и тепловой энергии. Также законом предусмотрено преобразование любого предприятия, мощностью свыше 1 МВт, для комбинированного производства энергии. Многие страны пытаются создать определенные условия на нормативно-правовом уровне для обеспечения когенерации в теплоэнергетике. Так например, в Словакии и Польше существуют требования, в соответствии с которыми теплоснабжающие  компании обязаны закупать тепло, которое произведено в режиме комбинированной выработки с минимальными издержками. В Германии в соответствии с законом от 2002 года предприятия, попадающие в определенную категорию, получают право на субсидии от государства, а также приоритетному доступу к электрическим сетям. В Словакии, Швеции, Италии и США применяются налоговые льготы, которые направляются на развитие новых когенерирующих производств. Как показывает опыт зарубежных стран, производство электро- и тепловой энергии в комбинированном режиме является достаточно выгодным, однако для этого необходимо найти оптимальный баланс распределения издержек между выработкой тепла и электроэнергии. Энергоэффективность в качестве приоритетного направления развития российской энергетики была зафиксирована в Энергетической стратегии РФ до 2020 года, результаты которой были признаны неудовлетворительными, проектах федеральных законов «Об энергосбережении и энергетической эффективности», «О теплоснабжении», так же данный принцип заложен в Энергетическую стратегию РФ до 2030 года. Обеспечение приоритетности строительства и загрузки комбинированной выработки тепла и электроэнергии отражено в этих нормативно-правовых актах как ключевой механизм наиболее эффективного использования топлива. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, неоднозначно рассматривается в профессиональной среде, и вызывает разные мнения экспертов по поводу ее перспектив и эффективности. С одной стороны, очевидно, что выработка тепловыми компаниями электрической энергии в дополнение к тепловой, выгодна, особенно в энергодефицитных районах, где существующие электростанции не в состоянии покрыть растущую потребность в энергии. С другой стороны, в законодательном плане развитие когенерации тормозится из-за отсутствия нормативного регулирования существенных вопросов, в частности, взаимодействия с электрическими системами общего назначения.  Совершенно очевидно, что для повышения энергоэффективности экономики страны, необходимо создание современной законодательной базы для российского теплоснабжения и обеспечения процессов когенерации. Направленной энергетической стратегии для этого недостаточно. Она должна послужить основой для разработки концепции развития теплоснабжения, которая будет содержать план нормативно-правовых актов и четкие целевые показатели для отрасли. Без такой концепции вести системную работу по реформированию теплоснабжения крайне затруднительно. Примерами таких документов могут послужить проекты, принятые в европейских странах. Система регулирования должна обеспечивать мотивацию, как теплоснабжающих организаций, так и потребителей к энергоэффективности. Она должна создавать необходимые финансово - экономические условия для модернизации и, в первую очередь, для привлечения инвестиций и капиталовложений.Общие сведения о предприятии Череповецкая ГРЭС — крупнейшая электростанция Вологодской области и одна из самых крупных станций Северо-западного федерального округа, с установленной мощностью 1050 МВт. Станция состоит из трех идентичных конденсационных энергоблоков по 210 МВт и одного парогазового энергоблока мощностью 420 МВт (ПГУ-420). Первый энергоблок Череповецкой ГРЭС пущен в эксплуатацию 22 декабря 1976 года. Второй и третий блоки были пущены соответственно в 1977, 1978 годах. Парогазовый энергоблок введен в эксплуатацию в ноябре 2014 года. Основное топливо станции — газ или уголь, резервное топливо — мазут. В качестве основных видов топлива на электростанции используются каменный уголь марок ДСШ и ДМСШ: хакасский (разрез Степной, Черногорская угольная компания, Хакассразрезуголь, Восточно-бейский), интинский (Интауголь) и кузнецкий (разрезы Евтинский, Задубровский) и природный газ. Резервное топливо – газ; растопочное топливо – газ, мазут. Общие положения теплофикационной установкой  4.1. Для отопления и горячего водоснабжения поселка и филиала ПАО «ОГК-2» Череповецкая ГРЭС (далее Череповецкая ГРЭС) принята схема с открытым водозабором. Теплофикационная установка состоит из:- вакуумных деаэраторов -- 3 шт.; - щелевого деаэратора -- 1 шт.; - бака подпитки теплосети БПТС – 2 шт.; - подогревателей хим.воды ПХВ – 2 шт.; - сетевых насосов бойлеров -- 5 шт.; - подпиточных насосов – 3 шт.; - подогревателей сетевой воды типа ПСВ-200-7- 6 шт. и ПСВ - 315/23 -1 шт. - подогревателей сетевой воды на ПК типа БПСВ - 3 шт; - подпиточных насосов на ПК -- 2 шт.; - сетевых насосов на ПК - 4 шт.; - двух предохранительных клапанов рычажно-грузовых (Ø -80мм) наобратном трубопроводе с отключающей арматурой для ревизии и ремонта, с трубопроводом подачи воздуха, штуцером под манометр для проверки и настройки давления срабатывания; - прямых, обратных и других трубопроводов; Параметры теплосети, температура и давление в прямой и обратной линиях теплосети должны поддерживаться в строгом соответствии с режимной картой в зависимости от температуры наружного воздуха и поправки на скорость ветра. При эксплуатации тепловых сетей должно обеспечиваться бесперебойное снабжение потребителей теплом и горячей водой установленных параметров, при нормативных потерях теплоносителя и тепла. Все переключения по теплосети производятся по разрешению НСЭ. 4.2. Для подпитки теплосети используется умягченная вода, которая подается через подогреватели водопроводной воды в ХЦ, где проходит обработку, накапливается в баках умягченной воды, расположенных в хим. цехе, и насосами подается по двум ниткам в главный корпус (ГК).  В КТЦ умягченная вода проходит через охладители конденсата тепляка, являясь охлаждающей средой, затем через подогреватель хим.воды, подогреваясь до температуры 75 ÷ 85 ºС, поступает в вакуумные деаэраторы либо в щелевой деаэратор, где подвергается деаэрации и накапливается в баке подпитки теплосети.Для обеспечения качественной хим.подготовки умягченной воды в хим.цехе изменение расхода умягченной воды на ГК за один приём производить не более чем на 20 т/ч. 4.3. Теплосеть может подпитываться от деаэраторов пусковой котельной, где имеются два насоса подпитки теплосети (НПТС). В аварийных случаях на пусковой котельной, на всасе НПТС, можно подать пожарную воду (глушка), а также частично обессоленную воду помимо насосов подпитки теплосети. На главном корпусе для аварийной подпитки теплосети в напор НПТС подводится пожарная вода с двумя последовательно установленными задвижками и ревизией между ними. При нормальной работе задвижки должны быть закрытыми, а ревизия открыта. Характеристика оборудования теплофикационной установки теплосети 5.1. Бак подпитки теплосети № 1. Для накапливания деаэрированной воды и для создания необходимого подпора на всасе насосов подпитки теплосети служит бак подпитки  теплосети емкостью 1000 м3. Высота бака 12 метров. В баке подпитки теплосети (БПТС) всегда должен быть достаточный запас воды.С целью защиты внутренних стенок от коррозии в него введен герметик. 5.2. Бак подпитки теплосети № 2. Бак подпитки теплосети № 2 может работать с БПТС-1, как в параллели, так и отдельно. Емкость бака 1000 м3. Высота бака 12 м. Уровень в баке не должен быть выше 10,5 м. из-за начала работы перелива, не ниже 2,5 м. из-за возможности неустойчивой работы (срыва) НПТС. 5.3. Вакуумный деаэратор. Вакуумный деаэратор производительностью 100 т/час, предназначен для удаления агрессивных газов (О2 и СО2) из умягченной воды, используемой для подпитки теплосети, с обязательным нагревом воды до температуры насыщения при давлении в деаэраторе. Деаэратор состоит из корпуса, разделенного по высоте на камеру № 1 и камеру № 2 (рабочую), сепаратора и патрубка для отвода выпара. Для распыливания подпиточной воды в объеме корпуса используют форсунки, которые патрубками соединены с соответствующими камерами. Для создания вакуума в рабочем объеме деаэратора применены водоструйные эжектора. Подпиточная вода с температурой равной температуре насыщения подается в верхнюю камеру № 1, распыляется в рабочем объеме деаэратора и через сливной патрубок отводится во всас насосов подпитки теплосети. При распылении воды происходит ее деаэрация. Выделившиеся при деаэрации агрессивные газы и выпар отсасываются эжектором. Сепаратор служит для отделения частиц воды, вносимых потоком парогазовой среды.  Для увеличения производительности деаэратора можно подать подпиточную воду по перемычке в камеру № 2.Для уменьшения количества попадающей недеаэрированной воды на стенки вакуумных деаэраторов выполнено два яруса каплеотбойников с делителями потока и дополнительного отсоса ПВС от стенок. 5.3.1. Характеристика вакуумного деаэратора. Производительность деаэратора (расход воды после ПХВ) 10 -100 т/час. Вакуум 0,75 - 0,85 кгс/см2. Концентрация кислорода в деаэрированной воде не более 50 мкг/дм3. Давление подпиточной воды перед деаэратором не более 3 кгс/см2. 5.4. Щелевой деаэратор Деаэратор щелевой, циклонный (ДЩЦ(С) -100) служит для удаления коррозионно-активных газов (О2, СО2) из умягчённой воды, предназначенной для подпитки теплосети. Вода поступает через щелевой деаэратор через патрубки подвода воды, которые крепятся к подающим трубопроводам через присоединительные фланцы. Далее вода поступает на щелевое сопло, где происходит её дробление и увеличение скорости потока. Поток попадает на цилиндрическую поверхность, где за счёт ускорения создаются условия для эффективного разделения парогазовой и водяной фаз. Затем поток, попадая на стенки корпуса, теряет скорость, увеличивает толщину слоя, что препятствует процессу обратной абсорбции удалённых газов. Деаэрированная вода естественным образом стекает в патрубок отвода деаэрированной воды. Парогазовая смесь (выпар) выходит из щелевого деаэратора через патрубок отвода выпара. Для стабилизации выпара и лучшего разделения фаз в деаэраторе выполнены перегородки. Деаэратор имеет две секции производительностью 65 % и 30 % от номинального расхода, которые могут работать вместе или по отдельности, что обеспечивает устойчивую работу деаэратора в пределах от  10 % до 120 %. Разряжение в рабочей зоне деаэратора создаётся инжектором.Для устойчивой работы деаэратора температура умягчённой воды должна быть в пределах 98º ÷ 104º С для атмосферной деаэрации или соответствовать температуре насыщения при соответствующем разряжении для вакуумной деаэрации. 5.5. Бойлерная установка главного корпуса. Бойлерная установка предназначена для нагрева сетевой воды. Она состоит из одного основного, одного пикового подогревателя на каждом блоке, и одного аварийного бойлера (А.Б.), запитанного по сетевой воде параллельно остальным бойлерам, по пару от коллектора 11 ата, а дренаж направлен в БНТ бл.2. Бойлер установлен на ТГ-2. Сетевая вода последовательно проходит основной и пиковый бойлера. Схема предусматривает вывод одного из бойлеров в ремонт и резерв при работающем другом бойлере. Для возможности распределения сетевой воды между бойлерными установками блоков № 1,2,3 установлены ручные задвижки Ду 300 на трубопроводе сетевой воды с ОБ на ПБ на ТГ-1,2. Для различных режимов работы блоков устанавливаются следующие положения этих задвижек: - при работе 3-х блоков с номинальной нагрузкой задвижки открыты на 30%; - при работе 3-х блоков с минимальной нагрузкой - то же самое; - при работе 2-х блоков с номинальной нагрузкой, 3-ий блок стоит или работает с минимальной нагрузкой задвижки приводятся в положение, соответствующее минимальному 15% расходу воды через бойлера стоящего или работающего с минимальной нагрузкой блока; - если стоит блок № 3 или работает с минимальной нагрузкой, то задвижки Ду 300 открыты на 50% на бл. № 1,2, а расход сетевой воды через бойлерную установку ТГ-3 ограничивается прикрытием до 15% электрифицированными задвижками (вход, выход);  - если стоит блок № 1 или блок № 2 или блоки работают с минимальной нагрузкой, соответственно прикрывается задвижка Ду 300 до 15% на стоящем блоке, а на работающем открыта на 50 %;- при работе резервного бойлера положение задвижек на обводных линиях зависит от нагрузок на блоках, от количества работающих блоков и от величины недогрева сетевой воды, но в общем случае они приводятся в положение соответствующее максимальному расходу воды через резервный бойлер. 5.6. Насосное оборудование главного корпуса. Подпиточные насосы теплосети служат для подачи деаэрированной воды (подпиточной) в обратную линию теплосети, для восполнения потерь в системе и поддержания постоянного давления в обратной магистрали теплосети в пределах 1-2 кг/см2. 5.6.1. Подпиточные насосы типа Д-200-36. Центробежный, одноколесный, горизонтальный насос имеет спиральный корпус с 2-х сторонним полуспиральным подводом воды к рабочему колесу и разъемом в горизонтальной плоскости. Вал насоса стальной, работает на двух шарикоподшипниках. Рабочее колесо чугунное, насажено на вал на шпонке и укреплено чугунными приставками и втулками. Благодаря двухстороннему подводу воды к колесу, гидравлические осевые усилия взаимно уравновешиваются, без специальных отверстий в диске. Случайные осевые усилия, появляющиеся в роторе, воспринимаются шарикоподшипниковой опорой на свободном конце вала. Уплотняющие кольца и защитные втулки вала чугунные, легко сменяемые. Сальники с водяным уплотнением и хлопчатобумажной набивкой.  Направление вращения ротора против часовой стрелки, если смотреть со стороны электрического двигателя. Соединение насоса с электрическим двигателем через упругую муфту.Смазываются подшипники солидолом, который набивается в корпус подшипника. 5.6.2. Сетевые насосы типа ЦН-400-105. Насос центробежный, горизонтальный, спирального типа, двухступенчатый, с односторонним всасом. Вращение ротора - по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода. Корпус насоса чугунный, состоит из двух частей: нижней - корпуса, и верхней- крышки, соединенных между собой шпильками. Движение воды между ступенями происходит по подводящим полуспиральным каналам, отлитым в корпусе насоса. Для выпуска воздуха из насоса, в крышке имеется отверстие, для слива воды из насоса, в гидравлических каналах нижней части корпуса имеется отверстие. Рабочие колеса имеют пространственные лопатки, которые насажены на вал на общей шпонке. Ротор статически сбалансирован. Опорам ротора служат два подшипника. Смазка жидкая. В расточке корпуса подшипника установлены уплотнения, а на валу отбойные кольца, предохраняющие маслованны от утечки масла и попадания воды в масляную камеру. Уровень масла контролируется при помощи масломерного щупа. Между кольцами набивки, со стороны всасывания, предусмотрена кольцевая камера, к которой подводится вода для гидравлического затвора с целью предотвращения подсоса воздуха. Охлаждение подшипников происходит технической водой. На сетевых насосах № 5,4,1 смазка подшипников производиться солидолом, вода на охлаждении подшипников не подается. Напряжение на двигателях НПТС-1,2,3; СНБ-1,2,3,4 -380 В, СНБ-5 – 6 кв. Подогреватели сетевой воды.  Производительность подогревателя -- 400 м 3/час.Сетевые подогреватели предназначены для подогрева сетевой воды паром, давлением 6 ата от редукционной установки. Эти подогреватели поверхностного типа, передача тепла в них от пара к воде происходит через стенки трубок, образующих поверхность нагрева. Пароводяной теплообменник состоит из следующих основных узлов: - передней водяной камеры с перегородкой. Камера крепится к фланцу подогревателя на болтах; - трубной системы, состоящей из двух трубных досок с развальцованными в них прямыми латунными трубками и металлического каркаса; - корпуса подогревателя, выполненного из стали; - задней водяной камеры. Подогреватели двухходовые по воде и пару. 5.7.1. Охладители конденсата греющего пара. Охладители конденсата греющего пара подогревателей сетевой воды изготовлены по МВН-2052-36 с латунными трубками. Латунные трубки развальцованы в трубных досках. Сетевая вода из обратного трубопровода теплотрассы сетевыми насосами подается на вход в охладитель конденсата греющего пара подогревателя сетевой воды. Сетевая вода проходит по латунным трубкам, а конденсат греющего пара поступает в межтрубное пространство. Охладитель конденсата служит для первоначального подогрева сетевой воды и является одноходовым теплообменником. Схема включения теплообменника противоточная. Подогретая вода для дальнейшего нагрева направляется в подогреватель сетевой воды. В подогревателе сетевая вода проходит по латунным трубкам, а греющий пар от РУ-6 ата поступает в межтрубное пространство. Подогреватели сетевой воды включаются по схеме прямотока с двумя ходами по пару и воде. Сетевая вода после подогревателя направляется в прямой трубопровод теплосети. Конденсат греющего пара из сетевого подогревателя сливается в охладитель конденсата и, отдав тепло сетевой воде, поступает в деаэратор.  Требования по технике безопасности, допуск к ремонту и осмотру Ремонтные работы на теплофикационной установке и теплосети должны производиться по наряду. Подготовка к ремонту агрегатов и механизмов в теплофикационной установке должна выполняться согласно условиям производства работ, указанных в наряде, при этом агрегат должен быть отключен, его запорная арматура установлена в положение, обеспечивающее безопасное выполнение работ. Приводы арматуры, отключающей агрегат, должны быть заперты на цепи с замком. На отключенных приводах и на пусковом устройстве механизма должны быть вывешены запрещающие плакаты: " Не открывать - работают люди", на ключах управления приводов запорной арматуры или насосов должны быть вывешены плакаты: "Не включать - работают люди". Эл. схемы приводов эл. задвижек и эл.двигателей насосов должны быть разобраны., на ключи управления вывешены плакаты «Не включать- работают люди». При необходимости одновременной работы на вращающемся механизме и эл.двигателе должны быть расцеплены полумуфты. Производство работ внутри сосудов (бойлера, подогреватели и д р.) разрешается при надежном их отключении и при наличии достаточной вентиляции их. Оборудование теплофикационной установки должно содержаться в чистоте, необходимо следить, чтобы рабочее место было достаточно освещено. Не допускать разлив смазочного масла и нахождение на оборудовании и вблизи него промасленного обтирочного материала.  При работе насосов вращающиеся части должны быть ограждены, а эл.двигатели заземлены. При производстве уборки необходимо быть осторожным: не просовывать руки за ограждения вращающихся частей, не касаться горячих поверхностей, не вставать на ограждения, не наматывать обтирочный материал на руки, спец. одежда должна быть опрятной, застегнутой на все пуговицы и не иметь развевающих частей. Женщины должны работать в брюках.7. Меры противопожарной безопасности при эксплуатации теплофикационной установки и теплосети Персонал должен знать места расположения средств пожаротушения и правила их применения, содержать их в постоянной готовности для ликвидации пожара. Использовать пожарный инвентарь для других целей запрещается. Баки подпитки теплосети, залитые герметиком, являются пожароопасным оборудованием. При проведении огневых работ необходимо соблюдать требования ПБ как при работах на мазутных баках. На период проведения пожароопасных работ выставлять пожарные посты с пожарной техникой. При возникновении пожара на оборудовании теплофикационной установки или в прилегающих районах необходимо сообщить на БЩУ, указать конкретные места пожара и приступить к ликвидации загорания первичными средствами пожаротушения. При загорании разлитого масла необходимо принять меры, препятствующие растеканию масла и, как следствие, ограничению распространения пламени. При возгорании герметика в БПТС тушение производить согласно оперативного плана ликвидации возгорания герметика в БПТС.  Тушение электроустановок и кабелей до10 Кв без снятия напряжения возможно только углекислотными огнетушителями, водой и пеной разрешается тушить только после снятия напряжения, при этом отвод пожарного рукава должен быть заземлен. Все сварочные работы в цехе должны производиться по наряду на производство огневых работ, при наличии на месте производства работ первичных средств пожаротушения.8. Выводы и заключения Выполнил обзор отечественного и зарубежного опыта по теплоэнергетическим установкам и системам. Провел анализ тепловых схем КТЦ. Провел анализ основного и вспомогательного оборудования КТЦ. Изучил должностные инструкции обслуживающего персонала КТЦ. Провел анализ безопасных условий труда. Рассмотрел мероприятия, проводимые цехом по снижению вредного воздействия. Изучил пуск и останов механизмов теплосети. Автоматический режим управления. |