Источники теплоты в системах теплоснабжения. Теплофикационная вода
Источники теплоты в системах теплоснабжения
Схему теплоснабжения для промышленных предприятий следует выбирать исходя из условий обеспечения надежности, экономичности и непрерывности подачи тепловой энергии с учетом возможности текущих изменений в процессе производства. Должны быть также предусмотрены условия для расширения сооружений теплоснабжения.
Выбор источников теплоты, режима их работы и планирование теплоснабжения производят на основании суммарных часовых, суточных и годовых расходов теплоты. Главная задача при проектировании систем теплоснабжения - определение расчетных тепловых нагрузок потребителей теплоты.
Определив годовую потребность в теплоте для отопления, решают вопрос о ее источниках. Таким источником может быть районная или заводская котельная. Обычно заводские котельные сооружают для обеспечения теплотой не только самого предприятия, но и близлежащих потребителей.
В зависимости от характера тепловых нагрузок котельные установки подразделяют на:
отопительные, вырабатывающие теплоту для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;
производственно-отопительные - для систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и для технологических целей;
производственные - для технологических целей.
Тепловые нагрузки при расчете котельных и выборе оборудования нужно определять главным образом для следующих режимов:
максимально зимний - для средней температуры наружного воздуха наиболее холодной пятидневки; по этому режиму определяется расчетная теплопроизводительность котельной;
средний за отопительный период - для средней температуры наружного воздуха за отопительный период;
летний - определяется расходом теплоты на технологические цели и горячее водоснабжение.
Число устанавливаемых котельных агрегатов не должно быть меньше двух и больше четырех-шести. Как правило, следует устанавливать однотипные агрегаты с одинаковой теплопроизводительностью. При мало колеблющейся тепловой нагрузке предпочтение нужно отдавать котельным агрегатам с большей производительностью.
В отопительно-производственных и производственных котельных резервные котельные агрегаты устанавливают в тех случаях, когда по условиям технологических процессов перерыв в теплоснабжении не допускается. В отопительных котельных резервные котлы не устанавливают.
В зависимости от типа котлов котельные подразделяют на водогрейные, паровые и комбинированные (смешанные).
Структурная схема теплоснабжения от водогрейной котельной показана на рис. 1. Циркулирующая при помощи насосов 3 сетевая вода поступает в водогрейные котлы, нагревается и вновь направляется в тепловую сеть. Для восполнения утечек и водоразбора в сеть добавляется вода от установки химводоочистки (ХВО) 7. Пройдя предварительно деаэрацию (на рисунке не показано), добавочная (подпиточная) вода насосом 6 через регулятор подпитки 5 подается в сеть. Для повышения температуры воды, поступающей в котлы, до значений выше точки росы (с целью предотвращения сернистой коррозии поверхностей нагрева) применяют так называемый рециркуляционный насос 2, подающий горячую воду из линии после котлов в линию перед котлами.
Рисунок 1. Структурная схема районного теплоснабжения от водогрейной котельной: а - непосредственное (зависимое) присоединение; б - независимое присоединение; l - система горячего теплоснабжения; ll - система отопления и вентиляции; III - система отопления и другие виды теплопотребления; 1 - водогрейный котел; 2 - рециркуляционный насос; 3 - сетевой насос; 4 - грязевик; 5 - регулятор подпитки; 6 - подпиточный насос; 7 - установка химводоочистки
Структурная схема теплоснабжения от паровой котельной приведена на рис. 2. Пар в паровые сети поступает непосредственно из котлов 1. Конденсат (трубопроводы показаны штриховыми линиями) возвращается в сборный конденсатный бак 8. Циркулирующая при помощи насосов 3 сетевая вода подогревается в пароводяных водонагревателях 2. Для восполнения утечек и водоразбора в сеть подпиточным насосом 6 через регулятор подпитки 5 добавляется вода от установки химводоочистки 7, прошедшая предварительную деаэрацию.
Рисунок 2. Структурная схема районного теплоснабжения от паровой котельной: а - непосредственное (зависимое) присоединение потребителей; б - независимое присоединение потребителей; 1 - паровой котел; 2 - пароводяной водонагреватель; 3 - сетевой насос; 4 - грязевик; 5 - регулятор подпитки; 6 - подпиточный насос; 7 - установка химводоочистки; 8 - конденсатный бак; 9 - питательный насос
Главными источниками теплоты при теплофикации, под которой понимают централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и теплоты, являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Схемы ТЭЦ, обеспечивающих комбинированную выработку теплоты и электроэнергии, зависят от типа теплофикационных турбин и принятой системы теплоснабжения.
На рис. 3 показана структурная схема теплофикации на базе ТЭЦ с теплофикационной турбиной. Пар из котла 1 поступает в турбину 2. Часть пара давлением 0,12...0,25 МПа отбирают из турбины, и она поступает в водонагреватели 4 сетевой (теплофикационной) воды, циркуляцию которой в тепловой сети и системах потребителей теплоты обеспечивают сетевые насосы 9. Отдав в водонагревателях 4 скрытую теплоту парообразования, пар конденсируется. Насосы 13 направляют конденсат в регенеративные подогреватели 14 для подогрева питательной воды, направляемой в котлы. Паром указанного выше давления можно нагреть воду до температуры 104... 115 °С. Для получения теплофикационной воды с более высокой температурой (до 150 °С) применяют подогрев в пиковой котельной 5 с водогрейными котлами. Возможные утечки из сети и водоразбор компенсируют специально подготовленной в установке химводоочистки 15 водой, подаваемой подпиточным насосом 10 через регулятор подпитки 7.
Рисунок 3. Структурная схема теплофикации: а - непосредственное (зависимое) присоединение потребителей; б - независимое присоединение потребителей; 1 - паровой энергетический котел; 2 - теплофикационная турбина; 3 - генератор переменного тока; 4 - водонагреватель; 5 - пиковая котельная с водогрейными котлами; 6 - задвижка; 7 - регулятор подпитки; 8 - грязевик; 9 - сетевой насос; 10 - подпиточный насос; 11, 13 - конденсатные насосы; 12 - конденсатор турбины; 14 - регенеративный подогреватель; 15 - установка химводоочистки
Сравнение ТЭЦ с конденсационной электрической станцией (КЭС), т.е. с паротурбинной электростанцией, вырабатывающей только электроэнергию, показывает, что на ТЭЦ теплота, затраченная на производство пара, используется значительно полнее, так как скрытая теплота парообразования отборов пара передается теплофикационной воде, подаваемой затем тепловым потребителям. На КЭС же скрытая теплота парообразования отработавшего в турбинах пара передается в конденсаторе охлаждающей воде, которая поступает в градирню, т. е. как источник теплоты не используется. Поэтому КЭС имеет КПД до 40%, тогда как у ТЭЦ он достигает 80 %.
Таким образом, теплофикация позволяет более рационально использовать топливо, а значит, экономить его. В этом главнейшая выгода теплофикации по сравнению с раздельным теплоснабжением от котельных и электроснабжением от КЭС. При комбинированной схеме уменьшаются и другие издержки производства, однако ТЭЦ требует больших капиталовложений, чем котельная и КЭС.
Экономичность теплофикации зависит от размера дополнительных капиталовложений при теплофикации (табл. 1, 2), количества и стоимости сэкономленного топлива, соотношения численности персонала, обслуживающего сравниваемые установки. Чем меньше мощность ТЭЦ, тем менее экономична теплофикация.
ВВЕДЕНИЕ
Организм человека непрерывно выделяет тепло, количество которого - qчтв Вт, зависит от индивидуальных особенностей человека и интенсивности выполняемой им работы.
Часть выделяемого тепла - qчф Вт, используется для обеспечения протекания физиологических процессов организма, а основное количество расходуется на испарение пота с поверхности тела -qчи Вт, и отводится в окружающую среду за счет конвективного -qчк Вт, и лучистого -qчл Вт, теплообмена с ней. При изменении параметров окружающей среды или интенсивности труда, соотношения перечисленных величин и их численные значения могут существенно меняться, в то время как высокая работоспособность и ощущение комфорта у человека сохраняется только приравновесиитеплопотерь и тепловыделений его организма:
qчтв - qчф - qчи - qчк - qчл =0. (1.1)
Собственная система терморегуляции человеческого организма в состоянии поддерживать равновесие его тепловыделений и теплопотерь лишь при колебаниях температуры воздуха окружающего человека в пределах от 14 до 23 °С[4].
В холодный период года, когда температура наружного воздуха - tн °C,опускается нижеtoвp, для предотвращения снижения температуры воздуха в помещение ниже минимально допустимого значения, необходимо подводить в него тепло от системы отопления.
Большинство регионов России расположено в зонах с суровым климатом, где в течение продолжительных периодов (Дудинка - 305, Москва - 213, Сочи - 90 суток в году) наблюдаются температуры tнниже toвp.
Комфортные температуры воздуха в помещении обеспечиваются при этом, только при работе систем отопления, потребляющих до 30% всего расходуемого в стране топлива.
Инженер-промтеплоэнергетик, также как и бакалавры-теплоэнергетики, в процессе своей профессиональной деятельности постоянно сталкивается с процессами проектирования, эксплуатации и совершенствования систем отопления жилых, общественных и промышленных помещений и должен уметь:
-определять их потребности в тепле;
-свободно ориентироваться в многообразии используемых отопительных систем и их элементов и выбирать наиболее рациональные из них;
-изыскивать оптимальные пути снижения затрат топливно-энергетических, материальных и денежных ресурсов на сооружение и эксплуатацию систем отопления, при сохранении высокой надежности их работы и необходимого уровня комфортности для находящихся в помещениях людей и проводимых технологических процессов.
studfiles.net
3. Обслуживание теплофикационной установки.
3.1. Для каждого сетевого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных и данных испытаний должны быть установлены:
расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющего пара и сетевой воды;
температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой воды;
расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора;
предельное допустимое давление с водяной и паровой стороны каждого подогревателя.
Испытания должны проводиться на вновь смонтированном оборудовании установок подогрева сетевой воды и периодически (1 раз в 4 года) в процессе эксплуатации.При нормальной эксплуатации теплофикационной установки различается летний и зимний режимы работы.
3.2. Летний период. Температура сетевой воды должна поддерживаться в соответствии с графиком.
В работе должны находиться:
вспомогательный подогреватель сетевой воды ПСВ-А или ПСВ-Б, нагрев воды в которых осуществляется выпаром из дренажного бака и расширителя чистых продувок 2-ой очереди,
основной подогреватель БО-1 или БО-2, нагрев воды в которых осуществляется паром от РОУ-7,8/0,12-0,25 или, при работе ТГ-3 или ТГ-4, паром теплофикационного отбора турбины ТГ-3 или ТГ-4,
один сетевой насос СН-1 или СН-2 и один насос откачки конденсата из основных подогревателей.
При работе основных подогревателей следует следить за тем, чтобы разряжение в подогревателях не было больше, чем в коллекторе отсоса агрессивных газов. В противном случае отсос агрессивных газов со всех подогревателей будет вестись не на эжектор агрессивных газов, а в основной бойлер. Регулировать разряжение в основных бойлерах следует открытием и закрытием обводной задвижки основных подогревателей, обводная задвижка пиковых подогревателей открыта полностью.
3.3. Зимний период. Температура сетевой воды на город и Комсомольский район (магистраль №1 и магистраль №3) выдерживается в соответствии с утвержденным графиком. Допускается среднесуточное отклонение от графика согласно договора с ДУМП «Теплосеть» не более чем на 3оС.
В работе должно находиться оборудование: вспомогательные подогреватели ПСВ-А и ПСВ-Б, турбина-2, один или два основных подогревателя, включенных параллельно, пиковый подогреватель БП-1, включаемый при низких температурах наружного воздуха, один или два сетевых насоса (два насоса включаются при низких температура наружного воздуха, когда увеличиваются расходы сетевой воды), один или два насоса откачки конденсата бойлеров.
При снижении запаса топлива до величины близкой к величине неснижаемого нормативного запаса топлива, который на ГРЭС-2 составляет 315 т, состав включаемого оборудования определяет главный инженер станции, оборудование включается в работу по указанию НСС.
При низких запасах питательной воды с разрешения главного инженера станции для увеличения производительности испарителей разрешается подавать вторичный пар от ИУ-3 (ИУ-4) на подогреватели ПСВ-А и ПСВ-Б, а также подавать вторичный пар от ИУ-4 в линию теплофикационного отбора. Время начала и окончания подачи зафиксировать в оперативной документации. При этом следует помнить, что данные режимы работы испарителей приводят к снижению экономичности работы станции и коррозии трубных пучков подогревателей сетевой воды.
3.4. При эксплуатации оборудования теплофикационной установки необходимо обеспечить:
нормативные значения температуры сетевой воды за каждым подогревателем;
надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки;
оптимальные режимы работы конденсатных, подпиточных и сетевых насосов.
3.4.1. Поддержание температуры сетевой воды в соответствии с графиком зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха. Допуcтимое среднесуточное отклонение температуры +/- 3 оС. Регулирование нагрева сетевой воды при работе ТГ-2 осуществляется изменением нагрузки на турбине; при работе основных подогревателей - регулятором давления за РОУ 7,8/0,12-0,25; при работе ТГ-3 или ТГ-4 механизмом управления регулятора давления в теплофикационном отборе ТГ-3 или ТГ-4. Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления части трубной системы подогревателя конденсатом не допускается.
3.4.2. Поддержание давления в тепловых сетях в прямой магистрали 0,8 – 0,9 МПа (8,0-9,0кгс/см2), нормальное давление в обратной магистрали 0,18-0,2 МПа (1,8-2,0 кгс/см2) по показаниям на компьютере ГЩУ, в случае отсутствия показаний теплосчетчиков на компьютере ГШУ давление поддерживается по манометрам, установленным на прямом и обратном трубопроводах в районе РУ-3, отметка 2.9 м. Давление в обратной магистрали по условиям надежной работы конденсатора турбины-2 не должно превышать 2,5 кгс/см2. При нагревании сетевой воды в конденсаторе ТГ-2 давление в обратной линии должно быть 0,18 – 0,19 МПа (1,8 – 1,9 кгс/см2) по манометру для обеспечения давления на всасе сетевых насосов не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см2).
3.4.3. Давление на всасе сетевых насосов должно быть не более 0,15 МПа (1,5 кгс/см2) и не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см2). Допустимое отклонение давления +/- 0,02 МПа (0,2 кгс/см2). Поддержание давления в обратной магистрали осуществляется увеличением или уменьшением расхода воды на подпитку тепловой сети.
3.4.4. Необходимый уровень конденсата в подогревателях. Регулировка уровня осуществляется изменением положения датчика регулятора уровня. При полностью открытом регуляторе и высоком уровне конденсата в бойлерах необходимо включить второй насос откачки конденсата. Более точного регулирования уровня можно добиться путем частичного открытия или закрытия электрифицированной задвижки помимо регулятора уровня.
3.4.5. Допустимый температурный напор подогревателей, который при полном давлении в теплофикационном отборе не должен превышать 15оС. Повышение температурного напора (при нормальном уровне конденсата и нормальной работе устройств по отсосу неконденсирующихся газов) свидетельствует о загрязнении трубной системы подогревателей. Трубная система подогревателей должна очищаться не реже одного раза в год (перед началом отопительного сезона), а также при повышении температурного напора свыше 10 оС.
3.4.6. Контроль работы насосов:
следить за состоянием фланцевых и болтовых соединений арматуры, не допуская протечки и подсосов через них;
следить за состоянием электродвигателей насосов, не допуская их перегрузки;
следить за температурой подшипников насосов, которая не должна превышать 65 оС;
периодически проверять вибрацию корпусов подшипников насосов;
следить за работой сальников насосов, при правильной затяжке сальников вода через них должна просачиваться каплями или тонкой струйкой, нагрев сальника указывает на слишком сильную затяжку или на недостаточное поступление охлаждающей воды.
3.4.7. Контроль за насосами, находящимися в резерве (на АВР):
полностью открыты задвижки на стороне всасывания и стороне нагнетания резервного насоса;
проверено количество и качество масла в подшипниках;
открыта подача охлаждающей воды на подшипники и сальники насосов, а также отсос воздуха из корпуса резервного насоса.
3.5. При эксплуатации оборудования необходимо выполнять следующее:
производить регистрацию показаний приборов, всех переключений и выявленных неисправностей оборудования;
следить за правильностью положения уставок сигнализации и АВР;
следить за исправностью КИП и автоматики.
3.6. Проверять исправность манометров с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей путем «установки стрелки манометра на ноль». Проверка манометров может проводиться путем сверки показаний двух или более манометров, показывающих давление среды на одном участке. Проверка манометров производится для трубопроводов с рабочим давлением до 14 кгс/см2 включительно - не реже 1 раза в смену.
3.7. В соответствии с графиком производить переход на резервное оборудование, опробование АВР насосов и проверку сигнализации.
3.7.1. Обслуживание насосного оборудования теплофикационной установки производится согласно производственной инструкции «По эксплуатации насосного оборудования». Опробование АВР и переход на резервное насосное оборудование производится по графику не реже одного раза в месяц.
3.7.2.При переходе с рабочего на резервный насос необходимо выполнить следующие операции:
проверить готовность резервного насоса к работе;
включить электродвигатель пускаемого насоса; убедиться в нормальной работе насосного агрегата и повышении давления в напорном коллекторе;
поставить переключатель блокировок включенного насоса в положение «работа»;
открыть отсос воздуха из корпуса включенного насоса;
отключить останавливаемый насос и, убедившись в том, что давление в напорном коллекторе осталось в пределах нормы, поставить переключатель блокировок в положение «резерв»;
закрыть отсос воздуха из корпуса остановленного насоса.
3.8. При работе установки подогрева сетевой воды необходимо вести наблюдение за:
уровнем в подогревателях, не допуская их работы с затоплением трубных пучков и воздухоотсасывающих коллекторов, а также работы без уровня;
работой регуляторов уровня;
давлением пара в отборах и подогревателях, не допуская работы с не полностью открытыми задвижками и КОС на паропроводах отборов;
значениями нагрева и температурного напора в каждом подогревателе;
гидравлической плотностью подогревателя по качеству конденсата греющего пара. По показателям качества конденсат бойлеров должен отвечать нормам качества питательной воды:
жесткость 1 экв/л
солесодержание до 1 мг/л
содержание соединений железа 20 мкг/л
содержание соединений меди 5 мкг/л
содержание растворенного кислорода после деаэратора 10 мкг/л
содержание нефтепродуктов 0,3 мг/л
значение рН 9,1+0,1
содержание кремниевой кислоты 80 мкг/кг
содержание соединений натрия 50 мкг/кг
содержание аммиака 1000 мкг/кг
содержание гидразина 20-60 мкг/кг
3.9. Наиболее экономичная работа турбоустановки достигается при обеспечении минимальных недогревов сетевой воды в подогревателях.
Причинами повышенного недогрева могут быть:
неплотность задвижки на обводе сетевого подогревателя или группы подогревателей;
неудовлетворительный отсос ПВС из корпусов подогревателей, особенно работающих под разрежением;
повышенные присосы воздуха в подогреватели, работающие под разрежением;
уменьшение рабочей поверхности подогревателя из-за большого числа заглушенных трубок или затопления части поверхности при повышении уровня;
тепловая перегрузка подогревателя;
ухудшение теплообмена в связи с загрязнением поверхности нагрева.
3.10. При превышении давления сетевой воды на входе в конденсатор турбины-2 выше 2,5 кгс/см2 должен сработать предохранительный клапан, который установлен на трубопроводе сетевой воды перед конденсатором, в случае если клапан не сработает, вручную открыть клапан, воздействуя на его рычаг и снизить давление ниже допустимого 2,5 кгс/см2.
studfiles.net
Система подачи воздуха технологического, теплофикационной воды
Технологический воздух подается в секцию 100 к Ф-401/1,2 и на паровыжиг кокса П-101, 102.
Давление в пределах 0÷6,0 кгс/см2(0÷0,6 МПа) и расход, в пределах 0÷800 м3/ч, технологического воздуха контролируется приборами PI 1206, FI 1306.
Вода теплофикационная подается в системы отопления камеры 100, 400.
Температура,в пределах 0÷1500С, давление, в пределах 0÷16 кгс/см2(0÷1,6 МПа) и расход, в пределах 0÷10 м3/ч, воды теплофикационной прямой в систему отопления камеры 100 контролируется приборами ТI1104, PI 1204, FI 1304.
Температура, в пределах 0÷1500С давление, в пределах 0÷16 кгс/см2 (0÷1,6 МПа) и расход, в пределах 0÷-10 м3/ч, воды теплофикационной обратной из системы отопления камеры 100 контролируется приборами ТI1109, PI 1209, FI 1309.
Температура, в пределах 0÷1500С, давление,в пределах 0÷16 кгс/см2 (0÷1,6 МПа) и расход, в пределах 0÷32 м3/ч воды теплофикационной прямой в систему отопления камеры 400 контролируется приборами ТI1112, PI 1212, FI 1312.
Температура, в пределах 0÷1500С, давление в пределах 0÷16 кгс/см2 (0÷1,6 МПа) и расход, в пределах 0÷32 м3/ч воды теплофикационной обратной из системы отопления камеры 400 контролируется приборами ТI1114, PI 1214, FI 1314.
3.2.21.Система противоаварийной защиты насосного оборудования
1. Насосы -101/А,В,С защищены:
- блокировкой по прибору LISAL 1401 по минимальному уровню емкости Е-101, ниже 10%, с автоматической остановкой работающего насоса;
- блокировкой по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 1116…1121 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения, 500 мм от нижнего сварного шва , по приборам LSAL 1464, LSAL 1465, LSAL 1466 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
2. Насосы Н-102/А,В защищены:
- блокировкой по прибору LSAL 1404 при отсутствии жидкости в трубопроводе вторичного сырья из куба К-100;
- блокировкой по максимальной температуре обмоток статора по приборам TISAH 11023…11028, TISAH 11068…11073, TISAH 11142…11147, TISAH 11150…11155, при 1450С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при повышении выше 1400С;
-блокировкой по максимальной температуре подшипников электродвигателей по приборам TISAH 11029…11030, TISAH 11074…11075, TISAh21148…11149, TISAH 11156…11157, при 1000С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при повышении выше 900С;
- по минимальному уровню затворной жидкости в бачках торцевых уплотнений, ниже 500 мм, от нижнего сварного шва, по приборам:
LSAL 1467, LSAL 1496 – Н-102/А
LSAL 1468, LSAL 1497 – Н-102/В
LSAL 1469, LSAL 1498 – Н-103/А
LSAL 1470, LSAL 1499 – Н-103/В
с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
3. Насос Н - 114/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1441 при отсутствии жидкости в трубопроводе нестабильного бензина из газосепаратора Е-103;
- блокировками по максимальной температуре подшипниковпо приборам TISAH 11003…11006 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке уплотнения, 500 мм от нижнего сварного шва, по приборам LSAL 1484 , LSAL 1485 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
4. Насос Н-108/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1422 по уровню жидкости в верхнем аккумуляторе колонны К-101;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 1173…1176 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения, 500 мм от нижнего сварного шва, по приборамLSAL 1472, LSAL 1473 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
5. Насос Н-113/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1429 при отсутствии жидкости в трубопроводе легкого газойля из К-102;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборамTISAH 1189…1192 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм, от нижнего сварного шва) по приборам LSAL 1482, LSAL 1483 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
6. Насос Н-109/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1424 по уровню жидкости в нижнем аккумуляторе колонны К-101, 10%;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 1177…1180 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм, от нижнего сварного шва) по приборам LSAL 1474, LSAL 1475 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
7. Насос Н-109/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1432 при отсутствии жидкости в трубопроводе легкого газойля из К-103;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 1185…1188 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм, от нижнего сварного шва) по приборам LSAL 1480, LSAL 1481 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
8. Насос Н-110/А,В, Н-111/А,В защищены:
- блокировкой LSAL 1426 по уровню жидкости в кубе К-101, 10%;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 1181…1184, TISAH 11033…11036 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения, 500 мм, от нижнего сварного шва, по приборам LSAL 1476, LSAL 1477, LSAL 1478, LSAL 1479 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
9. Насос Н-118/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1440 по уровню жидкости в кубе абсорбера К-104, ниже 10%;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 11016…11019 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения, 500 мм от нижнего сварного шва, по приборам LSAL 1488, LSAL 1489 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
10. Насос Н-119/А,В защищен:
- блокировкой LSAL 1440 по уровню жидкости в С-101, 10%;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 11048…11051 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения, 500 мм от нижнего сварного шва, по приборам LSAL 1490, LSAL 1491 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
11. Насос Н-121/А,В защищен:
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 11052…11055 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм от нижнего сварного шва) по приборам LSAL 1492, LSAL 1493 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
12. Насос Н-117/А,В защищен:
- блокировкой по прибору LSAL 1438 при отсутствии жидкости в трубопровод из Е-106;
- блокировками по максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 11012…11015 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм от нижнего сварного шва) по приборам LSAL 1486, LSAL 1487 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
13. Насосы Н-106/А,В защищен:
- блокировками по максимальной температуре масла в картере по прибору TISAH 11059 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- блокировкой по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения (500 мм, от нижнего сварного шва) по приборам LSAL1471 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса.
14. Насос Н-117/А,В защищен:
- блокировками при достижении максимальной температуре подшипников по приборам TISAH 11130, TISAH 11132, TISAH 11133, TISAH 11134 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 700С;
- по минимальному уровню затворной жидкости в бачке торцевого уплотнения,500 мм, от нижнего сварного шва, по приборам LSAL 1494, LSAL 1495 с включением световой и звуковой сигнализации и автоматической остановкой работающего насоса, автоматической остановкой насоса.
15. Насос Н-132 защищен:
- блокировкой по минимальному уровню, ниже 30%, в Е-110 по прибору LSAL 1457;
- по минимальному уровню в бачке уплотнительной жидкости по приборуLSAL1459, 125 мм от нижнего сварного шва;
- блокировкой по максимальной температуре подшипников по прибору TISAH 11066 при 800С, с включением предупредительной световой и звуковой сигнализации при 600С и автоматической остановкой насоса.
16. Насос Н-144/А,В защищен:
- Предусмотрена блокировка насосов Н-144/А,Впо отсутсвию жидкости на приеме насосов по сигналу приборов поз. LSALL 14123, LSALL 14124 соответственно, с сигнализацией нижнего предела;
- Предусмотрена блокировка насосов Н-144/А,В по превышению давления на выкиде насосов по сигналу приборов поз. РIRSAHН 12327, РIRSAHН 12328 соответственно, с сигнализацией верхнего предела.
- Предусмотрена блокировка насосов Н-144/А,В по превышению температуры подшипников насоса свыше 80 ºС по сигналу приборов поз. TIRSAHН 11331, TIRSAHН 11332 соответственно, с сигнализацией верхнего предела.
studfiles.net
