Самарская ГРЭС

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

159,37 Кб
Опубликовано:

2012-09-10

Все курсовые работы по физике

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Самарская ГРЭС

Содержание

Введение

. Котельное отделение

.1 Котлоагрегаты № 1, №2 типа НЗЛ-60

.2 Котлоагрегаты № 3-5 типа НЗЛ-110

.3 Котлоагрегат № 9 типа БКЗ-110

.4 Котлоагрегаты № 10-12 типа ПТВМ-50

.5 Мазутное хозяйство

.6 Газовое хозяйство

. Газовое хозяйство

.1 Турбоагрегат №1 типа ПТ-12-2,9/0,6

.2 Турбогенераторы №3,4 типа БПТГ-12 АТ-12-1

.3 Турбоагрегат №5 типа АТ-25-1

.4 Деаэраторная установка

.5 Насосы, бойлера, РОУ, ПСВ

. Химический цех

.1 Химводоочистка

.2 Очистные сооружения

.3 Водно-химический режим

Введение

В состав Самарской ГРЭС входят следующие производственные площадки:

ГРЭС;

Центральная отопительная котельная (ЦОК) - котельный цех №2;

Привокзальная отопительная котельная (ПОК) - котельный цех №3.

Самарская ГРЭС расположена в Ленинском районе г. Самара на берегу р. Волга по адресу Волжский проспект, 8.

Самарская ГРЭС построена в самом начале ХХ века (официальный пуск - 8 мая 1900г).

Самарская ГРЭС предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Основная нагрузка Самарской ГРЭС - отопительная. Топливом для станции являются газ (основное) от ГРП, мазут (резервное) из резервуарного парка Самарской ГРЭС.

Установленная электрическая мощность Сам. ГРЭС - 61 МВт.

Установленная тепловая мощность - 372 Гкал/час.

Общая площадь территории площадки ГРЭС составляет 60736,15 м2.

1. Котельное отделение

Основное теплоэнергетическое оборудование, установленное в котлотурбинном цехе:

энергетические котлы, типа НЗЛ-60 2 шт.

НЗЛ-110 3 шт.

БКЗ-110 1 шт.

водогрейные котлы, типа ПТВМ-50 3 шт.

турбины, типа БПТГ-12 2 шт.

АТ 25-1 1 шт.

ПТ-12-2,9/0,6 1 шт.

.1 Котлоагрегаты № 1, №2 типа НЗЛ-60

Котлоагрегат № 1 является паровым котлоагрегатом типа НЗЛ-45, предназначенным для получения насыщенного и перегретого пара с параметрами, указанными в таблице № 1. В состав котлоагрегата входят: сам котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, тягодутьевые устройства, трубопроводы с арматурой, гарнитура, оборудование защит, блокировок и сигнализации, КИП. В 1968-1971 годах на котлоагрегатах была произведена реконструкция с целью повышения их производительности с 45 до 60 т/ч.

В последующем была проведена реконструкция, которая заключалась в следующем:

а) произведена реконструкция сепарационного устройства барабана. На котлоагрегате перемонтированы 4 выносных циклона, включенных во 2-ю ступень испарения (соленый отсек), по 2 с правой и левой стороны, вследствие чего пароводяной тракт котла стал иметь двухступенчатую систему испарения; рабочий уровень для котла установлен -50 мм. от оси барабана.

б) с целью снижения окислов азота (NOx) на котлоагрегате смонтирована схема вторичного дутья. На боковых стенах между горелочными устройствами установлено по одному воздушному соплу. Подводящие воздуховоды к соплам врезаны в воздуховоды горячего воздуха. Перед соплами установлены регулирующие шиберы с ручным управлением. Шиберы вторичного дутья должны быть полностью открыты в диапазоне нагрузок 35-60 т/час. При работе котла на мазуте или при совместном сжигании газа и мазута шиберы вторичного дутья должны быть закрыты;

в) смонтирована новая линия питательной воды для промывки трубопровода ввода фосфатов в барабан котла, проведенная от левой питательной линии котла.

г) в период ремонта в 2008 году на котлоагрегате были проведены работы по замене газопровода с применением блоков газооборудования ЗАО НПО «АМАКС» и автоматической системы контроля и управления (АСКУ) горелками котла на базе ПТК «КРУГ-2000».

Таблица № 1.Основные технико-экономические показатели.

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Значения
1	Номинальная паропроизводительность.	т/ч	60
2	Давление пара в барабане.	кгс/см2	32
3	Давление перегретого пара.	кгс/см2	30
4	Температура перегретого пара	оС	395-425
5	Температура насыщения при рабочем давлении пара в барабане котла	оС	238
6	Температура питательной воды	оС	140
7	Температура уходящих газов: на газе на мазуте	оС	112 145
8	Температура горячего воздуха: на газе на мазуте	оС	210 195
9	КПД котлоагрегата: на газе на мазуте	% %	94,4 92,5
10	Полный водяной объем котла при среднем уровне в барабане.	м3	28
11	Полный водяной объем котла, заполненного под опрессовку.	м3	40

Таблица № 2.Поверхности нагрева.

№ п/п	Наименование характеристик	Ед. изм.	Наименование поверхностей нагрева
			экран в топке	кипят пучок	п/п ширм.	п/п конв.	в/э	в/подогреват.
1.	Поверхность нагрева	м2	217	414	48	266	573	1870

Котел

Котел вертикально-водотрубный, двухбарабанный с естественной циркуляцией. Котел оборудован топочной камерой с верхним и нижним барабанами, сухопарником, экранной системой и четырьмя комбинированными газомазутными горелками. Топочная камера является камерной топкой, предназначенной для работы на жидком и газообразном топливе. Топка выполнена из огнеупорного кирпича. Экранная система состоит из фронтового, боковых, заднего экранов, кипятильного пучка, коллекторов. Пароводяной тракт котла (барабаны и экранная система) имеет две ступени испарения и делится на чистый и соленый отсеки. В чистый отсек входят: барабаны, фронтовой, задний экраны, передние панели боковых экранов. В соленый отсек входят задние панели боковых экранов и выносные циклоны.

Пароперегреватель.

На котлоагрегате установлен радиационно-конвективный пароперегреватель. Пароперегреватель предназначен для получения перегретого пара. Радиационную часть пароперегревателя составляют 6 ширм, установленных в верхней части топки. Каждая ширма состоит из входного и выходного коллекторов и змеевиков, которые так же соединены между собой входными и выходными коллекторами. Конвективная часть пароперегревателя расположена между первым и вторым котельными пучками и состоит из входного и выходного коллектора и змеевиков. В рассечку между радиационной и конвективной частями пароперегревателя горизонтально установлен пароохладитель поверхностного типа (он одновременно является выходным коллектором конвективной части пароперегревателя). Регулирование температуры перегретого пара производится подаваемой в пароохладитель питательной водой. В период остановки котлоагрегата производится промывка его пароперегревателя от соляных отложений питательной водой.

Водяной экономайзер.

На котлоагрегате установлен стальной неотключаемый водяной экономайзер ²кипящего² типа. Экономайзер установлен в газоходе котлоагрегата за пароперегревателем. Он имеет одну ступень с коллекторами и горизонтально расположенными трубками, по которым проходит питательная вода, идущая в котел, а уходящие газы проходят по межтрубному пространству.

Воздухоподогреватель.

На котлоагрегате установлен трубчатый воздухоподогреватель. Воздухоподогреватель установлен в газоходе котлоагрегата за водяным экономайзером. Уходящие газы проходят внутри трубок, а воздух по межтрубному пространству. Воздухоподогреватель предназначен для подогрева воздуха, идущего на горение. Дополнительный подогрев воздуха при работе на мазуте достигается путем открытия шиберов на линии рециркуляции горячего воздуха и подачи его на всас вентиляторов.

Тягодутьевые установки.

На котлоагрегате установлены дымосос и вентилятор.

Дымосос предназначен для создания необходимого разряжения в топке и газоходах котлоагрегата и удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу. Вентилятор предназначен для подачи воздуха на горение. Забор воздуха ведется из помещения дымососной. Воздух от вентилятора через воздухоподогреватель к газомазутным горелкам подается по воздуховодам.

Таблица № 3.Тягодутьевые установки.

№ п/п	Наименование характеристик	Единицы измерения	Значения
Дымососы
1.	Номинальная производительность дымососа	м3/ч	108000
2.	Полный напор дымососа	мм. вод. ст.	153
3.	Мощность электродвигателя:	КВт	100
4.	Частота вращения	об/мин	585
5.	Напряжение	В	3000
Вентиляторы
1.	Производительность одного вентилятора	м3/ч	67000
2.	Полный напор одного вентилятора	мм. вод. ст.	258
3.	Мощность электродвигателя	кВт	125
4.	Частота вращения	об/мин	730
5.	Напряжение	В	3000

Трубопроводы, арматура и гарнитура.

К трубопроводам в пределах котлоагрегата относятся:

а) паропровод до линейных паровых задвижек;

б) левый (I) и правый (II) питательные трубопроводы от линейных задвижек;

в) газопровод от линейной задвижки;

г) мазутопровод от входной задвижки до выходной задвижки;

д) трубопроводы продувки паропровода и пароперегревателя;

е) трубопроводы продувки котла;

ж) дренажные трубопроводы;

з) воздушники;

и) трубопроводы отбора проб;

к) трубопроводы ввода в котловую воду фосфатов;

л) трубопровод рециркуляции водяного экономайзера;

м) трубопроводы обмывки конвективной части.

Для управления работой, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации котлоагрегат оснащен следующей арматурой:

а) двумя водоуказательными колонками, установленными на барабане котла (левая и правая);

б) запорной и регулирующей арматурой (задвижки, вентиля, регулирующие и запорные клапана);

в) 5-ю предохранительными клапанами (1 - на сухопарнике; 4 - на выходном коллекторе пароперегревателя).

К гарнитуре котлоагрегата относятся:

а) лазы и лючки в топке, газоходах и воздуховодах;

б) гляделки в топке и газоходах;

в) предохранительные взрывные клапана.

Основные свойства сжигаемого топлива.

Для сжигания в топке котлоагрегата используются природный газ (основное топливо) и топочный мазут (резервное топливо).

Подаваемый на СГРЭС природный газ имеет примерно следующий состав по объему:

горючая часть - метан 85- 95 %, этан - 1,0-7,0 %, пропан - 0,5-2,5 %,

негорючая часть - азот - 3,5 %, двуокись углерода - 0,1 -0,5%.

Пределы взрываемости газа примерно составляют:

нижний предел - 3,0 %;

верхний предел - 17,0 %.

Низшая теплота сгорания газа составляет 8000-8500 ккал/м3. Вышеперечисленные свойства газа усредненные и зависят от состава газа, который постоянно колеблется. Природный газ легче воздуха, без цвета и запаха. Для придания ему характерного запаха в газ добавляют одорант (метилмеркаптан).

Для полного сжигания 1 м3 газа необходимо примерно 10,0 м3 воздуха.

На СГРЭС используется топочный мазут марки 40, 100, 200. Основные свойства мазута приведены в таблице № 4.

Таблица № 4.Свойства топочных мазутов.

№ п/п	Наименование свойств	Ед. изм.	Марка мазута
			40	100	200
1.	Температура вспышки	оС	90	110	140
2.	Температура застывания	оС	10	25	36
3.	Низшая теплота сгорания	ккал/кг	9700	9650	9600

Для полного сжигания 1 кг мазута необходимо примерно 12,0 м3 воздуха.

Газомазутные горелки.

Для сжигания газа и мазута в топке котла используются 4 комбинированные газомазутные горелки с централизованной подачей воздуха. Горелки расположены на боковых стенах топки по две с каждой стороны.

Производительность горелки по газу составляет 1275 м3/час.

Параметры мазутной форсунки составляют:

длина штанги - 2220 мм;

производительность - 1800 кг/час;

диаметр сопла - 4,0 мм.

Управление работой котлоагрегата.

Для управления работой котлоагрегата, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации, регулировки режимов, контроля параметров, безопасного обслуживания и ремонта котлоагрегат оснащен следующим оборудованием: регуляторами, технологическими защитами, блокировками, сигнализацией и КИП. Управление электрооборудованием, электрифицированной арматурой, блокировками, защитами, сигнализацией осуществляется кнопками и ключами управления на щите управления, а также клавишами на функциональной клавиатуре, манипулятором "мышь" на ЦПУ (станции оператора) или нажатием клавиш на видео кадрах ПМУ. Контроль параметров осуществляется приборами и табло наблюдения, установленными на щитах управления котлоагрегата, окнами мнемосхем (видео кадрами) на дисплее ЦПУ (СО), а также на видео кадрах ПМУ. Непосредственно около дымососа и вентилятора установлены кнопки их аварийного отключения на случай экстренного или аварийного отключения. Кнопки аварийного отключения закрыты и опломбированы.

Краткое описание работы АСКУ горелками котла НЗЛ-60

Автоматизированная система контроля и управления (АСКУ) горелками котла НЗЛ-60 ст. №1-2 представляет собой трехуровневую систему (рисунок 1). Система реализует комплекс информационных, управляющих и вспомогательных функций.

Рисунок 1. Общая структура ПТК АСКУ горелками котла ст.№1,2.

В первый (нижний) уровень входят датчики измеряемых аналоговых и дискретных сигналов, исполнительные устройства, включающие в себя запорную и регулирующую арматуру, сборки РТЗО.

Во второй (средний) уровень системы входят:

. Шкаф управления, включающий:

а) ЦПУ который является основным местом управления газооборудованием горелок. ЦПУ выполняет роль станции оператора (СО) с функциями архивирования данных. ЦПУ выполнен на базе панельного компьютера

б) микропроцессорный контроллер подсистем технологических защит и блокировок, подсистем дистанционного управления, подсистем сбора и обработки информации от датчиков и подсистем автоматического регулирования со 100%-ным резервированием процессорной части.

. Шкаф питания, включающий ПМУ (пульт местного управления) который является резервным местом управления газооборудованием горелок;

В третий (верхний) уровень АСУ ТП входит:

АРМ инженера АСКУ горелками;

станция инжиниринга;

устройства и линии связи, обеспечивающие обмен информацией между абонентами локальной АСКУ горелками;

принт-сервер;

принтер.

.2 Котлоагрегаты № 3-5 типа НЗЛ-110

Котлоагрегаты № 3-5 являются паровыми котлоагрегатами типа НЗЛ-85, предназначенные для получения насыщенного и перегретого пара. В состав котлоагрегата входит: сам котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, тягодутьевые устройства, трубопроводы с арматурой, гарнитура, оборудование защит, блокировок и сигнализации, КИП. В 1975-1977 годах на котлоагрегате была произведена реконструкция с целью повышения его производительности с 85 т/ч до 110 т/ч. Основные технико-экономические показатели указаны в таблице №1.

Реконструкция заключалась в следующем:

а) смонтирован вновь конвективный пароперегреватель;

б) увеличены поверхности нагрева обоих ступеней водяного экономайзера, воздухоподогревателя;

в) увеличены поверхности нагрева обоих ступеней водяного экономайзера, воздухоподогревателя;

г) произведена реконструкция сепарационного устройства барабана котла;

д) установлены новые электродвигатели на дутьевых вентиляторах;

е) для увеличения производительности газовых горелок в газовых насадках дополнительно просверлены отверстия.

В 1996 году была проведена реконструкция, которая заключалась в следующем:

а) произведена реконструкция сепарационного устройства барабана. На котлоагрегате смонтированы 4 выносных циклона, включенных во 2-ю ступень испарения (соленый отсек), по 2 с правой и левой стороны. Перегородка в правой части верхнего барабана, разделяющая его на соленый и чистый отсеки, демонтирована;

б) с целью снижения окислов азота (NOx) на котлоагрегате смонтирована схема вторичного дутья. На фронтовой стене выше горелочных устройств установлены 3 воздушных сопла. Подводящие воздуховоды к соплам врезаны в воздуховоды горячего воздуха.

Перед соплами установлены регулирующие шибера с ручным управлением. Шибера вторичного дутья должны быть полностью открыты в диапазоне нагрузок 75-110 т/час. При работе котла на мазуте или при совместном сжигании газа и мазута шибера вторичного дутья должны быть закрыты. Вторичный воздух, подаваемый в топку, понижает температуру в топке, что способствует снижению образования окислов азота.

Таблица № 1.Основные технико-экономические показатели.

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Значения
1	Номинальная паропроизводительность.	т/ч	110
2	Давление пара в барабане.	кгс/см2	34
3	Давление перегретого пара.	кгс/см2	30
4	Температура перегретого пара	оС	395-425
5	Температура насыщения при рабочем давлении пара в барабане котла	оС	240
6	Температура питательной воды	оС	140
7	Температура уходящих газов: на газе на мазуте	оС	166 178
8	Температура горячего воздуха: на газе на мазуте	оС	208 196
9	КПД котлоагрегата: на газе на мазуте	% %	91,77 91,10
10	Полный водяной объем котла при среднем уровне в барабане.	м3	33
11	Полный водяной объем котла, заполненного под опрессовку.	м3	45

Таблица № 2.Поверхности нагрева.

№ п/п	Наименование характеристик	Ед. изм	Наименование поверхностей нагрева
			Экран В Топке	Кипят пучок	п/п	в/э I	в/э II	в/подогреват.
								верхняя часть	нижняя часть
1.	Поверхность нагрева	м2	218	239	724	433	360	2200	800

В период ремонта в 2002 году на котлоагрегате были проведены работы по установке АСУ ТП с применением аппаратуры ЗАО «ХК АМАКС» в качестве основных технических средств для реализации функций и задач АСУ ТП и проведена следующая реконструкция:

а) смонтирован новый газопровод и установлены блоки газового оборудования БГ- 8

б) заменены ПЗК на мазутопроводе котла;

в) электрифицированы шибера на подводе горячего воздуха к каждой горелке;

г) электрифицированы первые по ходу вентиля на подводе мазута к форсункам, задвижки на прямом и обратном мазутопроводе котла.

д) на линии аварийного слива дополнительно установлен электрифицированный запорный клапан;

е) установлен регулирующий клапан на линии подвода насыщенного пара к форсункам;

з) установлены расходомерные диафрагмы на трубопроводах непрерывной продувки и питательной воды на пароохладитель;

и) на линии подвода насыщенного пара к каждой форсунке дополнительно установлена электрифицированная арматура;

к) электродвигатели ДС оснащены блокировкой переключения с большой скорости на малую и наоборот.

Управление оборудованием котлоагрегатами № 3-5 осуществляется с временного щита управления (ВрЩУ) машинистом котлов.

Котел.

Котел вертикально-водотрубный, двухбарабанный с естественной циркуляцией. Котел оборудован топочной камерой с верхним и нижним барабанами, экранной системой и тремя комбинированными газомазутными горелками. Топочная камера является камерной топкой, предназначенной для работы на жидком и газообразном топливе, и оборудована холодной воронкой. Топка выполнена из огнеупорного кирпича. Экранная система состоит из фронтового, боковых, заднего экранов, кипятильного пучка, коллекторов и двух боковых стояков, представляющих собой опускные трубы. Пароводяной тракт котла (барабаны и экранная система) имеет две ступени испарения и делится на чистый и соленый отсеки. В чистый отсек входят: барабаны, фронтовой, задний экраны, передние панели боковых экранов, передняя часть средних панелей боковых экранов и стояки. В соленый отсек входят задние панели боковых экранов, задняя часть средних панелей боковых экранов и выносные циклоны.

Пароперегреватель.

На котлоагрегате в верхней части топки установлен конвективный пароперегреватель. Пароперегреватель предназначен для получения перегретого пара. Регулирование температуры перегретого пара производится питательной водой, подаваемой в три вертикальных пароохладителя, которые установлены перед пароперегревателем.

Водяной экономайзер.

На котлоагрегате установлен стальной неотключаемый водяной экономайзер ²кипящего² типа. Экономайзер установлен в газоходе котлоагрегата за пароперегревателем. Он имеет две ступени с коллекторами и горизонтально расположенными трубками, по которым проходит питательная вода, идущая в котел, а уходящие газы проходят по межтрубному пространству.

Воздухоподогреватель.

На котлоагрегате установлен трубчатый воздухоподогреватель. Воздухоподогреватель установлен в газоходе котлоагрегата за водяным экономайзером. Нижняя (I) ступень воздухоподогревателя выполнена с горизонтальным расположением трубок, а верхняя (II) ступень воздухоподогревателя выполнена с вертикальным расположением трубок. В I-й ступени уходящие газы проходят по межтрубному пространству, а воздух внутри трубок, а во II-й ступени уходящие газы проходят внутри трубок, а воздух по межтрубному пространству. Воздухоподогреватель предназначен для подогрева воздуха, идущего на горение. Дополнительный подогрев воздуха при работе на мазуте достигается путем открытия шиберов на линии рециркуляции горячего воздуха и подачи его на всас вентиляторов.

Тягодутьевые установки.

На котлоагрегате установлен дымосос с двумя электродвигателями (большим и малым) и 2 вентилятора.

Дымосос предназначен для создания необходимого разряжения в топке и газоходах котлоагрегата и удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу. Вентиляторы предназначены для подачи воздуха на горение. Забор воздуха может вестись из помещения дымососной (зимний режим, при сильных морозах по распоряжению НС КТЦ забор воздуха переводится с улицы в дымососную) и с улицы (летний режим). Воздух от вентиляторов через воздухоподогреватель к газомазутным горелкам подается по воздуховодам.

Таблица № 3. Тягодутьевые установки.

№ п/п	Наименование характеристик	Единицы измерения	Значения
Дымососы
1.	Номинальная производительность дымососа	м3/ч	190000
2.	Полный напор дымососа	мм. вод. ст.	210
3.	Мощность электродвигателя: -малый -большой	КВт	120 240
4.	Напряжение	В	3000-3150
Вентиляторы
1.	Производительность одного вентилятора	м3/ч	45000
2.	Полный напор одного вентилятора	мм. вод. ст.	295
3.	Мощность электродвигателя	кВт	100
4.	Напряжение	В	3000-3150

На фрагменте монитора состояние тягодутьевых устройств обозначено треугольником с определенным цветом:

а) желтый - работа;

б) зеленый - резерв;

в) сиреневый - АВР;

г) белый - обесточен; белый кружок вокруг треугольника обозначает вывод в ремонт.

Газопроводы котла.

От существующих двух газопроводов в котельный цех проложены газопроводы, на каждом из которых установлена задвижка. Далее по ходу газа газопроводы объединяются в один Ø 300 на отметке 11,2 м. На газопроводе располагаются последовательно электрифицированная задвижка, расходомерное устройство, дроссельная заслонка. К газопроводу присоединяются блоки газового оборудования БГ-8.00.

На газопроводе установлены продувочные газопроводы. Отборное устройство установлено на тупиковом участке газопровода.

Газовые блоки БГ-8.00.

На котле использованы блоки БГ 8.00-02

Блоки предназначены для работы котла на газообразном топливе и выполняют следующие функции:

обеспечение автоматической опрессовки своих запорных устройств;

обеспечение безопасного розжига;

отсечка газа при нарушении технологических параметров работы котла, недопустимом отклонении давления газа или воздуха, при погасании факела горелки.

Таблица № 4 Технические характеристики газовых блоков.

Параметры и размеры						БГ 8.00-02
Условный проход отсечных клапанов, мм						200
Условный проход дроссельной заслонки, мм						150
Рабочее давление, Мпа						До 0,1
Коэффициент гидравлического сопротивления						14
Присоединение к трубопроводу						На сварке
Максимально допустимая температура рабочей среды, 0С						80
Масса, кг						395
Габаритные и присоединительные размеры
DN,мм	L,мм	L1,мм	L2,мм	H,мм	H1,мм		H2,мм
200	1220	685	260	180	520		190

Блоки состоят из последовательно соединённых между собой при помощи фланцевых соединений газопровода 1, клапанов отсечных 4 и 5.

На клапане отсечном 4 установлена гребёнка, соединяющая входную полость этого клапана с внутренним объёмом между клапанами.

Гребёнка оборудована: кранами шаровыми; электромагнитным клапанами типа «НЗ» для подачи газа на запальник, и, электромагнитным клапаном типа «НО» для присоединения газопровода безопасности.

На газопроводе предусмотрено отборное устройство с шаровым краном для присоединения продувочного газопровода.

Газомазутные горелки.

Для сжигания газа и мазута в топке котла используются 3 комбинированные газомазутные горелки с централизованной подачей воздуха. Горелки расположены на фронтовой стене топки.

Производительность горелки по газу составляет 3200 м3/час.

Параметры мазутной форсунки составляют:

длина штанги - 2070 мм;

производительность - 2700 кг/час;

диаметр сопла - 7,0 - 8,0 мм.

На фрагменте дисплея горелки обозначены двойным кольцом. Внешнее кольцо обозначает саму горелку, внутреннее - запальное устройство. Желтый цвет кольца означает наличие факела, зеленый - отсутствие факела.

.3 Котлоагрегат № 9 типа БКЗ-110

Котлоагрегат № 9 является паровым котлоагрегатом типа БКЗ-Ф4-75-35 и предназначен для получения насыщенного и перегретого пара с параметрами, указанными в таблице №1. В состав котлоагрегата входит сам котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, тягодутьевые устройства, трубопроводы с арматурой, гарнитура, оборудование защит, блокировок и сигнализаций, КИП. В 1977 году на котлоагрегате была произведена реконструкция с целью повышения его производительности с 75 т/ч до 110 т/ч.

Реконструкция заключалась в следующем:

а) смонтирована дополнительная ступень пароперегревателя;

б) увеличена экранная поверхность топочной камеры;

в) установлен новый пароохладитель;

г) смонтированы 4 газомазутные горелки, которые установлены на боковых стенах топки;

д) заменен воздухоподогреватель;

е) произведена реконструкция сепарационного устройства барабана котла. Смонтированы 4 выносных циклона, включенных во вторую ступень испарения: по два с левой и правой стороны. Внутри барабана в чистом отсеке установлено 14 циклончиков и по 2 в соленых отсеках;

ж) установлено 2 ступени водяного экономайзера.

з) смонтирована новая линия питательной воды для промывки трубопровода ввода фосфатов в барабан котла, проведенная от левой питательной линии котла. Данная линия должна быть включена во время работы котла, а при нахождении котла в резерве, производить её промывку каждую дневную смену в течение 1 - го часа.

Таблица № 1.Основные технико-экономические показатели.

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Значения
	Номинальная паропроизводительность.	т/ч	110
	Давление пара в барабане.	кгс/см2	34
	Давление перегретого пара.	кгс/см2	32
	Температура перегретого пара.	оС	395-425
	Температура насыщения в при рабочем давлении пара в барабане котла.	оС	240
	Температура питательной воды.	оС	140
	Температура уходящих газов: на газе на мазуте	оС	191 189
	Температура горячего воздуха на газе на мазуте	оС	197 275
	КПД котлоагрегата: на газе на мазуте	% %	91,2-92,5 91,74-92,78
	Полный водяной объем котла при среднем уровне в барабане.	м3	33
	Полный водяной объем котла, заполненного под опрессовку.	м3	40

Таблица № 2.Поверхности нагрева.

п/п	Наименование характеристик	Ед. изм.	Наименование поверхностей нагрева
			экран в топке	фестон	п/п I	п/п II	в/э I	в/э II	в/подогреват.
									гор. часть	хол. часть
1.	Поверхность нагрева	м2	267	74,8	223	443	214	443	2200	800

Котел.

Котел вертикально-водотрубный, однобарабанный с естественной циркуляцией. Котел оборудован топочной камерой с барабаном, экранной системой и четырьмя комбинированными газомазутными горелками. Топочная камера является камерной топкой, предназначенной для работы на жидком и газообразном топливе и оборудована холодной воронкой. Топка выполнена из огнеупорного кирпича. Экранная система состоит из фронтового, боковых, заднего экранов, фестона, коллекторов и трех стояков (двух боковых и заднего), представляющих собой опускные трубы. Пароводяной тракт котла (барабан и экранная система) имеет две ступени испарения и делится на чистый и соленый отсеки. В чистый отсек входят: барабан (за исключением левого и правого соленых отсеков самого барабана), фронтовой, задний экраны, задние панели боковых экранов и стояки. В соленый отсек входят: левый и правый соленый отсеки барабана, передние панели боковых экранов, выносные циклоны.

Пароперегреватель.

На котлоагрегате в верхней части топки установлен конвективный пароперегреватель. Пароперегреватель предназначен для получения перегретого пара. В рассечку между I и II ступенями пароперегревателя горизонтально установлен пароохладитель поверхностного типа. Регулирование температуры перегретого пара в пароохладителе производится подаваемой в пароохладитель питательной водой.

Водяной экономайзер.

На котлоагрегате установлен стальной неотключаемый водяной экономайзер ²кипящего² типа. Экономайзер установлен в газоходе котлоагрегата за пароперегревателем. Он имеет две ступени с коллекторами и горизонтально расположенными трубками, по которым проходит питательная вода, идущая в котел, а уходящие газы проходят по межтрубному пространству.

Воздухоподогреватель.

Тягодутьевые установки.

На котлоагрегате установлены 2 дымососа и 2 вентилятора прямого действия одностороннего всасывания.

Дымососы предназначены для создания необходимого разряжения в топке и газоходах котлоагрегата и удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу. Вентиляторы предназначены для подачи воздуха на горение. Забор воздуха может вестись из помещения дымососной (летний режим) и с улицы (зимний режим). Воздух от вентиляторов через воздухоподогреватель к газомазутным горелкам подается по воздуховодам.

Таблица № 3. Тягодутьевые установки.

№ п/п	Наименование характеристик	Единицы измерения	Значения
Дымососы типа Д-10-15,5Э БКЗ
1.	Производительность одного дымососа	м3/ч	90000
2.	Полный напор одного дымососа	мм. вод. ст.	208
3.	Мощность электродвигателя	кВт	230
4.	Напряжение	В	3000-3150
5.	Частота вращения	об/мин	985
Вентиляторы типа ВД-10-13,5Э БКЗ
1.	Производительность одного вентилятора	м3/ч	45000
2.	Полный напор одного вентилятора	мм. вод. ст.	240
3.	Мощность электродвигателя	кВт	180
4.	Напряжение	В	3000-3150
5.	Частота вращения	об/мин	985

Газомазутные горелки.

Для сжигания газа и мазута в топке котла используются 4 комбинированные газомазутные горелки с централизованной подачей воздуха. Горелки расположены по две на боковых стенках топки.

Производительность горелки по газу составляет 2400 м3/час.

Параметры мазутной форсунки составляют:

длина штанги - 2000 мм;

производительность - 2000 кг/час;

диаметр сопла - 5,5 - 6,0 мм.

.4 Котлоагрегаты № 10-12 типа ПТВМ-50

Котлоагрегат № 10 является водогрейным котлоагрегатом типа ПТВМ-50. В состав котлоагрегата входит сам котел, дутьевые вентиляторы, трубопроводы в пределах котлоагрегата с арматурой, гарнитура, оборудование защит, блокировок и сигнализаций, КИП. Котлоагрегат предназначен для нагрева сетевой воды, поступающей из турбинного отделения после основных бойлеров и работает в пиковом режиме.

Таблица № 1.Основные технико-экономические показатели

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Значения
	Номинальная теплопроизводительность.	Гкал/ч	50
	Давление сетевой воды.	кгс/см2	20
	Температура сетевой воды на входе в котел	оС	70
	Температура сетевой воды на выходе из котла	оС	150
	КПД котлоагрегата: на газе на мазуте	% %	88,6 86,8
	Полный водяной объем котлоагрегата.	м3	15
	Расход сетевой воды.	т/ч	1600

Таблица № 2.Поверхности нагрева.

№ п/п	Наименование характеристик	Ед. изм.	Наименование поверхностей нагрева
			экран в топке	конвективная часть

	Поверхность нагрева	м2	116	1170

Котел.

Котел водотрубный с принудительной циркуляцией. Компоновка котла башенная с верхним выходом уходящих газов на естественной тяге, создаваемой индивидуальной дымовой трубой. Котел оборудован топочной камерой, экранной и конвективной системами циркуляции воды. Топочная камера является камерной топкой, предназначенной для работы на жидком и газообразном топливе и оборудована двенадцатью газомазутными горелками. Топка выполнена из огнеупорного кирпича. Экранная система состоит из фронтового, боковых, заднего экранов, коллекторов. Конвективная часть смонтирована над топкой и состоит из двух пакетов U-образных змеевиков и коллекторов. Вода в котле нагревается за один цикл, т.е. кратность циркуляции составляет 1 (единицу). Вода делает в котлоагрегате 2 хода:

-й ход - от подводящих трубопроводов сетевая вода через нижние коллектора по фронтовому и заднему экранам поднимается по трубам до нижних коллекторов конвективной части, проходит по змеевикам конвективной части в ее верхние коллектора;

-й ход - из верхних коллекторов конвективной части сетевая вода поступает в верхние коллектора боковых экранов, опускается по трубам в нижние коллектора боковых экранов и уходит по отводящим трубопроводам в прямую теплосеть.

Дутьевые вентиляторы.

На котлоагрегате установлены 12 вентиляторов прямого действия одностороннего всасывания (по 6 слева и справа).

Вентиляторы предназначены для подачи воздуха на горение. Забор воздуха ведется из помещения котельного отделения. Воздух от вентиляторов к газомазутным горелкам подается по воздуховодам.

Таблица № 3. Тягодутьевые установки.

№ п/п	Наименование характеристик	Единицы измерения	Значения
1.	Производительность одного вентилятора	м3/ч	7000
2.	Полный напор одного вентилятора	мм. вод. ст.	120
3.	Мощность электродвигателя	кВт	1,5
4.	Частота вращения	об/мин	1440

Трубопроводы, арматура и гарнитура.

К трубопроводам в пределах котлоагрегата относятся:

а) трубопроводы теплосети в пределах котлоагрегата после входной задвижки до выходной задвижки;

б) газопровод от линейных задвижек;

в) мазутопровод от входной задвижки до выходной задвижки;

г) дренажные трубопроводы;

д) воздушники.

Для управления работой, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации котлоагрегат оснащен запорной и регулирующей арматурой (задвижки, вентиля, краны, регулирующие и запорные клапана).

К гарнитуре котлоагрегата относятся:

а) лазы и лючки в топке;

б) гляделки в топке;

в) обдувочные аппараты.

Газомазутные горелки.

Для сжигания газа и мазута в топке котла используются 12 комбинированных газомазутных горелок с периферийной подачей воздуха (каждая горелка оснащена отдельным вентилятором). Горелки расположены по шесть на боковых стенках топки и имеют порядковые номера согласно технологических схем №№ 1, 3. Горелки №№ 3, 4, 9, 10 являются растопочными и оборудованы защитно-запальными устройствами (ЗЗУ).

Производительность горелки по газу составляет 660 м3/час.

Параметры мазутной форсунки составляют:

длина штанги - 1300 мм;

производительность - 500 кг/час;

диаметр сопла - 2,5 мм.

Управление работой котлоагрегата.

На щите управления котлоагрегата установлены:

а) приборы:

контроля давления газа;

контроля давления мазута;

контроля разряжения;

контроля температур уходящих газов;

контроля расхода сетевой воды через котел;

контроля расхода газа;

контроля факела в топке;

контроля давления воды на входе в котел;

контроля давления воды на выходе из котла;

контроля температуры воды на выходе из котла;

контроля прозрачности уходящих газов (дымомеры);

б) ключи и кнопки управления

.5 Мазутное хозяйство

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в мазутные резервуары прибывшего в автоцистернах мазута и включает в себя следующее оборудование:

сливную площадку, предназначенную для обслуживания прибывших под слив автоцистерн;

три подземные приемные емкости по 25 м3 каждая, предназначенные для сбора сливаемого мазута из автоцистерн, сообщающихся между собой.

На каждой приемной емкости установлены люки со съемными крышками.

Три мазутных резервуара служат для хранения мазута и подготовки его к сжиганию (подогрев, перемешивание).

К резервуарам подходят следующие трубопроводы:

всасывающий от мазутных насосов;

рециркуляционного контура;

приемный для заполнения (закачки);

паропроводы и конденсатопроводы;

для отвода подтоварной воды.

Мазутные резервуары оборудованы следующими приспособлениями:

люками-лазами;

люками замерными для отбора проб мазута и измерения уровня;

лестницами и ограждениями;

системой пожаротушения.

Внутри резервуара расположена система внутри резервуарных устройств, состоящих из:

коллектора линии закачки;

коллектора линии рециркуляции;

паровых регистров.

Для каждого мазутного резервуара должны быть определены: высотный трафарет и верхний предельный (максимальный) уровень. Эти величины составляют:

№ резервуара	Высотный трафарет мм	Максимальный уровень мм
№ 1	9890	8600
№ 2	9360	7400
№ 3	12890	9700

Емкость мазутных резервуаров составляет:

№ 1 - 4670 м3;

№ 2 - 1710 м3;

№ 3 - 4740 м3.

В помещениях мазутных насосных и рядом с ними размещено следующее основное оборудование:

фильтры грубой очистки мазута (ФГО);

мазутные насосы;

фильтры тонкой очистки мазута (ФТО);

мазутные подогреватели;

система мазутопроводов, паро- и конденсатопроводов.

ФГО предназначены для первичной очистки мазута от твердых частиц и установлены:

а) ФГО № 1,2,3 перед центробежными мазутными насосами.

б) ФГО № 7 перед винтовыми мазутными насосами.

ФГО состоят из цилиндрического корпуса, в котором расположены тарелки Æ 6 мм. Производительность ФГО - 90 м3/час.

Мазутные насосы предназначены для прокачивания мазута через мазутные подогреватели, ФТО и подачи мазута в котельное отделение к котлам, создания циркуляции мазута в режиме «горячего резерва», а также для подготовки мазута в резервуарах к срабатыванию.

Топливо в сторону мазутных насосов от резервуаров поступает самотеком за счет разности отметок установки насосов и уровня мазута в резервуарах.

В новой мазутной насосной установлены три центробежных мазутных насоса, два винтовых мазутных насоса. В старой мазутной насосной установлены 2 паровых насоса, предназначенных для откачки отсека чистого мазута из дренажного бака и бака подтоварной воды в мазутные резервуары, для зачистки мазутных резервуаров, приямков, каналов и аварийной перекачки мазута.

Наименование насоса	Марка насоса	Производит. м3/час	Напор м.вод. ст.	Макс допустимая темпер мазута оС	Потреб мощность кВт	КПД %
Маз.насос № 1	НК 65/35-240	40	240	-80 + 400	90	47,8
Маз.насос № 2	НК 65/35-240	65	190	-80 + 400	110	47,8
Маз.насос № 3	4НГ5х4	40	250	115	100	47,8
Перекачив.мазуто- насос № 1	МВН-25	90	50	80	32
Перекачив.мазуто- насос № 2	МВН-10	34	225	115	40
Паровой насос № 1	ПНП-7	58	60
Паровой насос № 2	ПДВ 25/4	25	40

а) мазутные насосы № 1,2 - центробежный насос, двухступенчатый, нефтяной консольный с направляющим аппаратом и рабочим колесом одностороннего входа жидкости. Корпус насоса выполняется совместно с опорными лапами, всасывающим и напорным патрубками и устанавливается на стойке насоса. Для охлаждения насоса и создания гидравлической завесы к соответствующим отверстиям подводится технически чистая вода под давлением не более 0,5 МПа (5,0 кгс/см2). В камеру уплотнения подводится уплотняющая (затворная) жидкость с помощью которой создается гидравлический затвор и осуществляется охлаждение и смазывание трущихся пар и сальниковой набивки. Уплотняющая жидкость подводится к фонарю сальника под давлением 0,05-0,15 МПа (0,5-1,5 кгс/см2), превышающем давление перекачиваемой жидкости перед уплотнением. Требуемое давление устанавливается при помощи дифференциального регулятора давления, включенного в систему вспомогательных трубопроводов. В качестве уплотняющей жидкости применяется турбинное масло Тп-22С. Привод насоса осуществляется от эл. двигателя через зубчатую муфту с промежуточным валом. Смазка подшипников циркуляционная, охлаждение - водяное. Для смазки применяются следующие марки масел: для подшипников - турбинное Тп-22С, для зубчатой муфты - литол-24. Ориентировочный объем масла в корпус подшипника - 2,5 л, в масленку постоянного уровня - 0,5 л.

б) мазутный насос № 3 - центробежный насос, четырёхступенчатый, горизонтальный с рабочими колёсами одностороннего входа. Насос имеет по два корпуса. Наружный корпус насоса имеет две крышки с торцов, к которым крепятся корпуса опорных и упорных подшипников ротора. Внутренний корпус имеет горизонтальный разъём. Смазка подшипников кольцевая. Привод насоса осуществляется от эл. двигателя с числом оборотов 2975 об/мин через зубчатую муфту.

в) перекачивающие насосы № 1,2 - винтовые насосы, относящиеся к числу роторных насосов объёмного типа, имеют равномерную подачу. Винтовой насос не может работать на закрытую напорную задвижку. Рабочим органом насосов являются винты с циклоидным зацеплением. Мазут, заполняющий винтовые впадины со стороны полости всасывания, после некоторого поворота винтов оказывается герметически отделенным от полости всасывания и под воздействием винтовых нарезок вытесняется в полость нагнетания. Правильно собранный насос легко проворачивается рукой за муфту. Вращение ведущего винта должно быть направлено по часовой стрелке, если смотреть со стороны муфты.

г) паровые насосы являются прямодействующим насосом двойного действия и работает от 2-х цилиндровой паровой машины, смонтированной с насосом в общем чугунном корпусе, укрепленном на фундаменте. Корпус насоса состоит из параллельно расположенных цилиндров и работающих камер, в которых установлены два поршня, четыре всасывающих и четыре нагнетательных тарельчатых клапана. Каждый поршень связан общим штоком с поршнем паровой машины. Над паровыми цилиндрами находится золотниковая коробка с 2-мя плоскими золотниками, служащими для впуска и выпуска пара из цилиндров. Насос снабжен воздушным колпаком на нагнетании и сетчатым фильтром на всасывающей линии.

Три ФТО № 4,5,6 предназначены для вторичной (более высокой степени) очистки мазута от твердых частиц и установлены на нагнетательном мазутопроводе после мазутных подогревателей. Они состоят из цилиндрического корпуса, в котором расположены тарелки с отверстиями Æ 3 мм. Производительность каждого фильтра - 30 м3/час, рабочее давление - 25 кгс/см2.

Мазутные подогреватели № 1,2,3,4 предназначены для подогрева мазута до нормативной вязкости. Мазутные подогреватели установлены на нагнетательном мазутопроводе перед ФТО.

а) мазутные подогреватели № 1,2,3 типа 529-25-70-2Т-Н, что означает: 529- диаметр в мм, 25- рабочее давление в кгс/см2, 70- поверхность нагрева в м2, 2Т- число ходов мазута, Н- тип перегородок;

б) мазутный подогреватель № 4 типа ТГ-7-1-25 труба в трубе состоит из 2-х корпусов. Мазут проходит сначала два хода в верхнем корпусе, а затем два хода в нижнем.

Расположение мазутных подогревателей - горизонтальное.

Краткое описание систем мазутного хозяйства.

На мазутном хозяйстве имеются системы:

паровой продувки оборудования;

дренажей оборудования и мазутопроводов;

паропроводов и конденсатопроводов;

охлаждающей воды;

приточно-вытяжной вентиляции.

Система паровой продувки оборудования состоит из трубопроводов насыщенного пара, идущих от парового коллектора, установленного в новой мазутной насосной. Подвод пара на продувку ФГО, ФТО, мазутных подогревателей, перекачивающих мазутных насосов № 1,2 выполнен через два запорных вентиля, а выведена продувка в приёмные мазутные ёмкости.

Система дренажей оборудования состоит из коллектора дренажей от ФГО, мазутных насосов, ФТО, мазутных подогревателей, заведенного в приёмные мазутные ёмкости. Дренаж от оборудования выполнен через один запорный вентиль. Из приёмной ёмкости продукты дренажа откачиваются в мазутные резервуары.

Пар на мазутное хозяйство подаётся от котлотурбинного цеха и используется в качестве теплоносителя для разогрева мазута в мазутных резервуарах, мазутных подогревателях. Система паропроводов включает в себя два магистральных паропровода, паровой коллектор, систему паропроводов от парового коллектора, паровые регистры в мазутных резервуарах № 2,3.

Система конденсатопроводов включает в себя трубопроводы конденсата после мазутных подогревателей, паровых регистров, на обогрев мазутных резервуаров № 1,2, дренажного бака и дренажного приямка сбора конденсата, конденсатных и дренажных насосов.

В новой мазутонасосной установлены:

а) два конденсатных насоса КЭН № 1,2 для откачки конденсата из отсека чистой воды дренажного бака ёмкостью 10 м3 в дренажный бак КТЦ для дальнейшего использования;

б) дренажный насос ДЭН № 1 для откачки конденсата из дренажного приямка в приямок глубинных насосов;

в) дренажный насос ДЭН № 2 для откачки воды из бака подтоварной воды в приямок грязевых насосов ТГ-3.

Система приточно-вытяжной вентиляции включает в себя приточный и вытяжной вентиляторы, которые производят очистку воздуха в помещении мазутной насосной путём его обмена. Производительность установленных вентиляторов обеспечивает 11-ти кратный воздухообмен в час. Приточный вентилятор имеет производительность 9000м3/ч и состоит из вала и установленного на нем рабочего колеса. Забор воздуха осуществляется с улицы через воздушные короба. Воздух заполняет полости рабочего колеса и после его поворота нагнетается в помещение. Вентилятор имеет калорифер для подогрева воздуха.

Вытяжной вентилятор производительностью 8500 м3/ч осуществляет удаление загрязненного воздуха из помещения насосной через вентиляционную камеру. Принцип работы вытяжного вентилятора аналогичен работе приточного вентилятора. Со стороны улицы вентилятор огражден защитной сеткой.

Система охлаждающей воды включает в себя: трубопроводы охлаждающей воды с горводопровода и сырой воды, разводку трубопроводов охлаждающей воды на мазутные насосы № 1,2,3. Отвод охлаждающей воды от мазутных насосов выполнен по отдельным трубопроводам в воронку. Общий трубопровод отвода от воронки заведён в сбросной коллектор на очистные сооружения.

.6 Газовое хозяйство

Газопроводы ГРП относится к газопроводом высокого давления и рассчитаны на работу при давлении газа до 6 кгс/см2, газопроводы котельного отделения (газопроводы №№ 1, 2, газопроводы котлов) - к газопроводам среднего давления и рассчитаны на работу при давлении газа до 3 кгс/см2.

Оборудование газового хозяйства включает в себя:

газопроводы;

продувочные газопроводы и газопроводы безопасности;

арматуру (вентиля, задвижки);

регулирующие газовые клапана (регуляторы);

газовые фильтры;

предохранительные сбросные клапана (ПСК);

предохранительные запорные клапана (ПЗК).

В ГРП газ поступает из городского подземного газопровода.

Поступивший газ подвергается очистке от механических примесей в газовых фильтрах Ф-1, Ф-2.

После газовых фильтров газ проходит по двум газопроводам через расходомерные шайбы, установленные для учета расхода газа ООО ²Средневолжской газовой компанией².

Редуцирование давления газа происходит в двух нитках, производительностью до 40000 м3 каждая. Третья нитка малого расхода с регулятором давления отглушена.

На первой нитке редуцирования расположены регуляторы давления газа 1РЗ-1 и 1РЗ-2, а на второй - 2РЗ-1, 2РЗ-2. Первый по ходу газа регулятор контрольный, а второй рабочий.

Для предотвращения поднятия давления газа за ГРП выше разрешенного на выходном коллекторе ГРП после редуцирующих ниток установлены 6 предохранительных сбросных клапанов - по 3 на каждый газопровод. При раздельной работе газопроводов №№ 1, 2 одна группа клапанов, установленная на газопроводе № 1, срабатывает при давлении газа 0,45 кгс/см2, а другая, установленная на газопроводе № 2 - при давлении газа 0,52 кгс/см2.

После ГРП через выходные задвижки газ подается в станционные газопроводы №№ 1, 2. За задвижками установлены станционные расходомерные шайбы для учета расхода газа.

Для раздельной работы газопроводов предусмотрены два раздела: задвижка на выходном коллекторе ГРП и задвижка в конце газопроводов. Раздельная работа газопроводов предусмотрена при работе водогрейных и энергетических котлов с разных газопроводов (обычно энергетические - с газопровода № 1, водогрейные - с газопровода № 2).

2. Турбинное отделение

.1 Турбоагрегат №1 типа ПТ-12-2,9/0,6

Состав и назначение оборудования.

ТА № 1 обеспечивает выработку тепла и электроэнергии и предназначен для работы в составе турбинного отделения КТЦ СГРЭС.

Для работы ТА № 1 необходимо снабжение от станционных систем свежим паром и водой охлаждения, а также организация отвода пара, пароводяной смеси и воды.

Электросети и устройства станции должны обеспечивать питание потребителей ТА № 1, отдачу электроэнергии от генератора в высоковольтную сеть, электрическую защиту генератора.

В состав ТА № 1 входит следующее оборудование.

а) турбина паровая типа ПТ-12-2,9/0,6 теплофикационная с регулируемыми производственным и отопительным отборами пара и нерегулируемыми отборами на подогреватель высокого давления (ПВД) от регулируемого производственного отбора и подогреватель низкого давления (ПНД);

б) генератор типа Т-12-2УЗ мощностью 12 МВт с воздушным охлаждением.

В состав турбины входят:

а) цилиндр турбины паровой на раме с механизмами парораспределений части высокого давления (ЧВД), части среднего давления (ЧСД) и части низкого давления (ЧНД) и блоком регулирования, двумя стопорными клапанами, главным масляным насосом-регулятором, полумуфтой турбины с крепежными деталями, гидравлическим валоповоротным устройством.;

б) конденсатор КП-1000М;

в) бак масляный (с плоскими масляными фильтрами, воздушным отстойником, масляным эжектором) с установленной на нем: дистанционным выключателем турбины, дистанционным выключателем клапанов-захлопок, реле захлопок, гидравлическим реле давления в системе смазки, датчиком-реле давления пускового маслонасоса, датчиком-реле давления аварийного маслонасоса, датчиком контроля уровня масла, фильтром масляным типа ФМ-65, насосным агрегатом валоповоротного устройства;

г) 2 маслоохладителя типа МБГ-18-18;

д) маслопроводы с арматурой;

е) блок маслонасосов, включающий в себя дренажный маслобак, пусковой маслонасос, стояночный маслонасос, аварийный маслонасос, перекачивающий маслонасос и сигнальное реле уровня;

ж) установка регулятора уплотнений;

з) эжектор отсоса марки ЭУ-200М;

и) эжектор пароструйный основной марки ЭО-30М;

к) эжектор пусковой с арматурой марки ЭП-150;

л) установка регулятора уровня конденсата в конденсаторе;

м) ПНД типа ПН-30 с арматурой и двумя установками регуляторов уровня;

н) трубопроводы с форсунками, дроссельными шайбами, деталями крепления, подвесками, арматурой;

о) фильтры водяные типа ФВ-150;

п) 2 конденсатных насоса марки ЭКН-50-55-1;

р) сливной конденсатный насос ПНД марки ЭКН-12-50.

Для обеспечения работы турбоагрегата установлено следующее оборудование и трубопроводы:

а) 3 подогревателя сетевой воды (ПСВ) с арматурой и устройствами регулятора уровня;

б) ПВД с арматурой и устройством регулятора уровня;

в) трубопроводы конденсата с арматурой;

г) трубопроводы циркводы с арматурой;

д) конденсатные насосы ПСВ с арматурой;

е) трубопроводы питательной воды с арматурой;

ж) трубопроводы свежего пара с арматурой;

з) маслопроводы закачки и сброса масла с арматурой;

и) трубопроводы сетевой воды с арматурой;

к) трубопроводы отборного пара с арматурой;

л) дренажные трубопроводы с арматурой.

Основные технические характеристики.

Турбина одноцилиндровая, проточная часть состоит из пятнадцати ступеней. Первая ступень является регулирующей.

Камерами регулируемых производственного и отопительного отборов турбина делиться на ЧВД, ЧСД и ЧНД. ЧВД состоит из шести ступеней, ЧСД - из четырех ступеней, ЧНД - из пяти ступеней.

Турбина имеет:

регулируемый производственный отбор пара за 6 ступенью;

регулируемый отопительный отбор пара за 10 ступенью;

нерегулируемый отбор пара на ПВД типа ПВ-110 из паропровода производственного отбора до запорной арматуры;

нерегулируемый отбор пара на ПНД типа ПН-30 за 11 ступенью.

С помощью механизмов парораспределения регулируется подача пара на турбину (механизм парораспределения ЧВД), подача пара из турбины в производственный отбор (механизм парораспределения ЧСД) и подача пара в отопительный отбор (механизм парораспределения ЧНД).

Парораспределение ЧВД сопловое, выполнено в виде десяти регулирующих клапанов, свободно повешенных на траверсе, перемещаемой в вертикальном направлении двумя штоками. Штоки приводятся в действие сервомотором, расположенном на блоке регулирования, с помощью рычажного привода.

Вследствие разной длины хвостовиков клапаны открываются и закрываются последовательно по мере перемещения траверсы.

Парораспределение ЧСД и ЧНД выполнено в виде поворотных диафрагм с рычажными приводами, которые приводятся в действие соответствующими сервомоторами, расположенными на блоке регулирования. Передняя и задняя стороны проточной части в местах выхода концов вала ротора из корпуса турбины имеют концевые лабиринтовые уплотнения.

Ротор турбины гибкий с насадными дисками, соединен с ротором генератора посредством жесткой муфты.

Передний опорно-упорный подшипник объединен с главным масляным насосом-регулятором (ГМН).

Тепловое расширение корпуса турбины в осевом направлении с сохранением центровки обеспечивается за счет упругой деформации опор и измеряется прибором для контроля теплового расширения. Расчетная величина теплового расширения корпуса турбины 7,3 мм.

Рабочие параметры турбины

Номинальная (максимальная) мощность	12,0 МВт (13,2 МВт)
Номинальная частота вращения ротора	3000 об/мин
Давление свежего пара	2,8 МПа (28 кгс/см2)
Температура свежего пара	4000С
Номинальный расход острого пара на турбину через стопорные клапана: - при работе с номинальными отборами - на конденсационном режиме при мощности 12,0 МВт	88,2 т/час 57,6 т/час
Пределы отклонения параметров свежего пара от номинальных: - давление - температура	2,5 - 3,1 МПа (25,0 - 31,0 кгс/см2) 390 - 425 0С
Номинальные параметры пара в регулируемом производственном отборе: - давление - температура - расход	0,5 МПа (5,0 кгс/см2) 2340С 10,0 т/ч
Пределы отклонения параметров пара в производственном отборе от номинальных: - давление - температура	0,4 - 0,7 МПа (4,0 - 7,0 кгс/см2); 220 - 273 0С;
Номинальные параметры пара в регулируемом отопительном отборе: - давление - температура - расход	0,05 МПа (0,5 кгс/см2) 1170С 60,0 т/ч
Пределы отклонения параметров пара в отопительном отборе от номинальных: - давление - температура	0,02 - 0,15 МПа (0,2 - 1,5 кгс/см2) 104 - 210 0С
Давление пара за турбиной при номинальной мощности 12,0 МВт: - на теплофикационном режиме (при номинальных параметрах пара и расходах пара в регулируемые отборы, номинальных температуре 200С и расходе охлаждающей воды 3000 м3/ч при чистых трубках конденсатора, с включенными ПВД и ПНД - на конденсационном режиме (при номинальных параметрах свежего пара, номинальных температуре 200С и расходе охлаждающей воды 3000 м3/ч при чистых трубках конденсатора, с включенными ПВД и ПНД)	- 96,5 кПа (- 0,965 кгс/см2) - 93,5 кПа (- 0,935 кгс/см2)
Давление пара в камере регулирующей ступени (за ступенью): - номинальное - максимальное рабочее	1,47 МПа (14,7 кгс/см2) 1,65 МПа (16,5 кгс/см2)
Параметры пара в нерегулируемых отборах на теплофикационном режиме при номинальных значениях основных параметров: а) в отборе на ПВД из производственного отбора: - давление - температура - расход б) в отборе на ПНД из камеры за 11 ступенью: - давление - температура - расход из отбора (из РУП)	0,5 МПа (5,0 кгс/см2) 2340С 8,83 т/ч -84,3 кПа (-0,843 кгс/см2) 550С 0,0 т/ч (0,5 т/ч)
Параметры пара в нерегулируемых отборах на конденсационном режиме при номинальных значениях основных параметров: а) в отборе на ПВД из производственного отбора: - давление - температура - расход б) в отборе на ПНД из камеры за 11 ступенью: - давление - температура - расход из отбора (из РУП)	0,325 МПа (3,25 кгс/см2) 2120С 4,53 т/ч 2,0 кПа (0,02 кгс/см2) 99,70С 4,55 т/ч

Турбина допускает работу при номинальных параметрах свежего пара, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды, при увеличении (по сравнению с номинальными) количества отбираемого пара из производственного отбора до 15,0 т/ч при давлении пара в отборе 0,5 МПа (5,0 кгс/см2) с одновременным уменьшением количества отбираемого пара из отопительного отбора до 0,0 т/ч. Мощность при этом определяется по диаграмме режимов.

Турбина допускает работу при номинальных параметрах свежего пара, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды, при расходе пара из отопительного отбора 60,0 т/ч при давлении пара в отборе 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) с одновременным уменьшением количества отбираемого пара из производственного отбора до 0,0 т/ч. Мощность при этом определяется по диаграмме режимов.

Работа турбины не допускается при увеличении давления пара в камере регулирующей ступени более 1,9 МПа (19,0 кгс/см2).

Допускается повторный пуск турбины через любое время после останова при условии проворачивания ротора при помощи валоповоротного устройства.

Турбина обеспечивает непрерывную работу на холостом ходу, при этом температура выхлопной части турбины не должна превышать 800С.

Турбина допускает неограниченное число изменений нагрузки в диапазоне 30 - 100% номинальной электрической мощности со скоростью не более 0,45 МВт/мин.

Работа турбины с NЭЛ менее 30% от номинальной электрической мощности обеспечивается при принятии нагрузки и разгружении турбогенератора. В других случаях такой режим не должен быть постоянным.

Турбина обеспечивает длительную работу в регулировочном диапазоне при отклонениях частоты вращения от 98% до 101% номинальной. Предельно допустимое значение отклонения частоты сети от 50 Гц равно 0,4 Гц.

Превышение установленной предельной нормы частоты сети допускается на короткое время только на режимах работы электроснабжения, обусловленных непредвиденными обстоятельствами (стихийными бедствиями и условиями, связанными с ликвидацией их последствий, чрезвычайными событиями), при этом обеспечивается работа турбины при следующих значениях частоты сети энергосистемы:

,5-51,0 Гц - один раз продолжительностью не более 3 минут и не более 500 минут за весь срок эксплуатации;

,0-48,0 Гц - один раз продолжительностью не более 5 минут и не более 750 минут за весь срок эксплуатации;

,0-47,0 Гц - один раз продолжительностью не более 1 минуты и не более 180 минут за весь срок эксплуатации;

,0-46,0 Гц - один раз продолжительностью не более 10 секунд и не более 30 минут за весь срок эксплуатации.

Турбина обеспечивает работу в индивидуальные, как электрическую, так и тепловую, сети, поддерживая регулируемые параметры на установленном уровне (частоту сети и давление в регулируемых отборах).

Турбина обеспечивает параллельную работу, как по электрической, так и по тепловой нагрузкам с другими турбинами, имеющими идентичные с нею статические и динамические характеристики автоматического регулирования.

Турбина обеспечивает параллельную работу по тепловой нагрузке (из производственного и отопительного отборов) с редукционно-охладительными установками (РОУ), снабженными системами автоматического регулирования, статические и динамические характеристики которых идентичны соответствующим характеристикам системы регулирования данной турбины. Температура редуцированного пара должна автоматически поддерживаться на уровне температуры пара в отборах турбины во всем диапазоне нагрузок РОУ.

В период эксплуатации турбины начальные и конечные параметры пара должны находиться в установленных пределах.

Система автоматического регулирования.

Турбина снабжена системой автоматического регулирования (САР), обеспечивающей следующие основные режимы работы:

холостой ход - поддерживается частота вращения ротора и обеспечивается возможность плавно ее изменять;

теплофикационный режим (с включенными регуляторами давления и подачей пара в регулируемые производственный и отопительный отборы) - выдерживаются заданные тепловая и электрическая нагрузки;

конденсационный режим (без подачи пара в регулируемые производственный и отопительный отборы, регуляторы давления отключены) - выдерживается заданная электрическая нагрузка, либо частота вращения ротора турбины;

режим мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки, соответствующей максимальному расходу свежего пара (в том числе при отключении генератора от сети) - удерживается частота вращения ротора турбины ниже уровня срабатывания автомата безопасности (условие - перед сбросом нагрузки параметры свежего пара и частота вращения ротора не должны превышать номинальных значений).

САР турбины - однонасосная, гидродинамическая с двукратным усилением импульса (первая ступень усиления - проточная, вторая - отсечная). В качестве датчика частоты вращения ротора используется главный масляный насос-регулятор (ГМН) центробежного типа. Конструкция ГМН такова, что его напор, зависящий от квадрата частоты вращения ротора, почти не зависит от расхода масла, т.е. характеристика ГМН весьма пологая (близкая к горизонтали). Такое протекание характеристики ГМН обеспечивает устойчивость, а так же динамические характеристики процесса регулирования. Зависимость напора ГМН от частоты вращения ротора используется в качестве импульса.

Система регулирования конструктивно оформлена в виде блока регулирования. Блок регулирования установлен на крышке переднего подшипника турбины. Механизмы парораспределения ЧВД, ЧСД и ЧНД соединены посредством рычажных передач с соответствующим сервомотором блока регулирования. Управление синхронизирующим устройством САР частоты вращения ротора производится от электродвигателя со щита управления либо от руки маховиком синхронизатора.

Управление регуляторами давления (РД) осуществляется от электродвигателей со щита управления, либо от руки соответствующим маховиком.

Диапазон регулирования давления пара:

в производственном отборе от 0,4 - 0,6 МПа (4,0 - 6,0 кгс/см2);

в отопительном отборе от -0,02 - 0,1 МПа (-0,2 - 1,0 кгс/см2).

В состав системы регулирования входят:

а) главный масляный насос-регулятор (датчик частоты вращения ротора):

б) дроссельная диафрагма импульсной линии ЧВД;

в) дроссельная диафрагма импульсной линии ЧСД;

г) дроссельная диафрагма импульсной линии ЧНД;

д) трансформатор давления;

е) отсечной золотник сервомотора ЧВД;

ж) сервомотор ЧВД;

з) регулятор давления производственного отбора пара;

и) сервомотор ЧСД;

к) отсечной золотник сервомотора ЧСД;

л) регулятор давления отопительного отбора пара;

м) отсечной золотник сервомотора ЧНД;

н) сервомотор ЧНД.

К схеме регулирования подключен элемент системы защиты: реле закрытия регулирующих клапанов и приспособление для гидравлического опробования регулятора безопасности.

Трансформатор давления.

Трансформатор давления усиливает прямой импульс изменившейся частоты вращения ротора, поступающего от ГМН и изменяет частоту вращения ротора при воздействии (ручном или от электродвигателя) на синхронизатор.

Синхронизатор.

Для изменения электрической нагрузки при работе турбины в общую электрическую сеть предусмотрен синхронизатор. Синхронизатор работает как в ручном режиме, так и дистанционно от электромотора.

Изменение частоты вращения ротора на холостом ходу при помощи синхронизатора может быть осуществлено в пределах + 5% от номинального. Изменение мощности турбины может быть осуществлено при помощи синхронизатора от нуля до номинального.

На шпинделе синхронизатора установлена ограничительная втулка, которая ограничивает перемещение хода шпинделя в направлении увеличения оборотов ротора. При проверке срабатывания защиты по превышению частоты вращения ротора втулка снимается, тем самым снимая ограничение хода шпинделя, и вращением маховика вручную по часовой стрелке производится увеличение частоты вращения ротора. После окончания проверки защиты необходимо вновь установить и закрепить втулку ограничения хода шпинделя.

Регулятор давления пара производственного отбора.

Регулятор давления пара производственного отбора предназначен для изменения величины давления пара в камере отбора. Регулирование может производиться вручную от маховика или дистанционно (со щита управления) от электродвигателя привода.

Отключение регулятора происходит при установке маховика в положение «Отключено». Это вызывает полное открытие поворотной диафрагмы ЧСД и исключает влияние регулятора на работу системы регулирования.

Включение регулятора давления разрешается только при электрической нагрузке не менее 30% номинальной (3,6 МВт). Для включения регулятора необходимо открыть вентиль на линии подвода импульсного пара и плавно повернуть маховик в положение «Включено».

Регулятор давления пара отопительного отбора.

Регулятор давления пара отопительного отбора конструктивно выполнен так же, как регулятор давления пара производственного отбора. Кроме этого, регулятор давления пара отопительного отбора позволяет вести процесс регулирования при абсолютном давлении пара в отопительном отборе ниже атмосферного.

Отключение регулятора происходит при установке маховика в положение «Отключено». Это вызывает полное открытие поворотной диафрагмы ЧНД и исключает влияние регулятора на работу системы регулирования.

Система автоматической защиты турбины.

На турбине предусмотрены следующие устройства защиты:

а) два стопорных клапана (СК), установленные на паровой коробке турбины, автоматически прекращающих подачу свежего пара в турбину при падении давления масла в их быстрозапорных устройствах до величины менее 0,5 МПа (5,0 кгс/см2).

Одновременно произойдет автоматическое закрытие:

регулирующих клапанов (РК) парораспределения ЧВД и поворотных диафрагм парораспределения ЧСД и ЧНД (от воздействия реле закрытия клапанов);

быстрозапорных обратных клапанов-захлопок регулируемых производственного и отопительного отборов (от воздействия реле захлопок).

Возможно ручное и дистанционное управление СК.

б) регулятор безопасности (РБ), обеспечивающий через автоматический затвор мгновенное закрытие стопорных клапанов (СК), поворотных диафрагм и клапанов-захлопок при повышении частоты вращения ротора турбины до 3360 об/мин. Автоматический затвор также срабатывает при нажатии от руки на кнопку ручного выключателя автоматического затвора.

в) дистанционный выключатель турбины с электромагнитным приводом, обеспечивающий автоматическое мгновенное закрытие СК при поступлении электрического сигнала к отключающему электромагниту в случаях:

осевого сдвига ротора турбины от рабочего положения на + 0,8 мм;

уменьшения избыточного давления на всасе главного масляного насоса-регулятора до 25 кПа (0,25 кгс/см2);

уменьшения избыточного давления в системе смазки до 25 кПа (0,25 кгс/см2);

снижения температуры свежего пара до 3600С;

увеличения давления паровоздушной смеси в паровом пространстве конденсатора до -40 кПа (-0,4 кгс/см2);

увеличения частоты вращения ротора до 3300 об/мин;

повышения виброскорости подшипников турбины или генератора до 11,2 мм/с;

сигнала защит генератора

воздействия на кнопки аварийного отключения турбины с пульта управления оператора или командного аппарата

г) дистанционный выключатель клапанов-захлопок регулируемых отборов пара с электромагнитным приводом, обеспечивающий срабатывание гидравлических приводов быстрозапорных обратных клапанов-захлопок в случае действия защит турбины (при уменьшении избыточного давления масла в системе защиты турбины менее 0,5 МПа (5,0 кгс/см2), при ручном воздействии на отключающую кнопку выключателя на щите управления, а так же при отключении генератора от сети;

д) гидравлическое реле давления смазки, обеспечивающее мгновенное закрытие стопорных клапанов при уменьшении давления в системе смазки до 25 кПа (0,25 кгс/см2);

е) реле закрытия РК и реле захлопок, обеспечивающие практически одновременно со срабатыванием СК закрытие РК, поворотных диафрагм и быстрозапорных обратных клапанов-захлопок отборов пара;

ж) датчик-реле давления пускового маслонасоса, обеспечивающий автоматическое включение пускового маслонасоса при останове турбины и падении давления масла на нагнетании ГМН примерно до 0,72 МПа (7,2 кгс/см2) и отключение при пуске турбины после увеличения давления масла на нагнетании главного масляного насоса-регулятора до 0,82 МПа (8,2 кгс/см2);

з) датчик-реле давления аварийного и стояночного маслонасосов, обеспечивающих автоматическое включение стояночного или аварийного (если по какой-либо причине не включился стояночный) маслонасоса при уменьшении давления масла в системе смазки до 25 кПа (0,25 кгс/см2);

и) две предохранительные диафрагмы ДП-200 на выхлопной части корпуса турбины, обеспечивающие автоматический сброс пара в атмосферу при увеличении избыточного давления пара в выхлопной части турбины до 20,0 кПа (0,2 кгс/см2);

к) импульсно-предохранительное устройство на паропроводе производственного отбора, которое должно обеспечить сброс пара в атмосферу при увеличении избыточного давления пара в производственном отборе до 0,75 МПа (7,5 кгс/см2);

л) предохранительный клапан на паропроводе отопительного отбора, который должен обеспечить сброс пара в атмосферу при увеличении избыточного давления пара в отопительном отборе до 0,14 МПа (1,4 кгс/см2);

е) два быстрозапорных обратных клапана-захлопки типа КЗ-600 и КЗ-300 на паропроводах отопительного и производственного отборов, предотвращающих обратный поток пара в турбину;

ж) обратный клапан-захлопка на паропроводе нерегулируемого отбора пара к ПНД, предотвращающих обратный поток пара в турбину;

Дистанционные выключатели турбины и клапанов-захлопок.

Система защиты включает в себя два дистанционных выключателя с электромагнитными приводами одинаковой конструкции: дистанционный выключатель турбины (ДВТ) и дистанционный выключатель клапанов-захлопок отборов (ДВО), которые установлены на крышке основного маслобака.

Дистанционные выключатели предназначены для обеспечения мгновенного закрытия СК, РК механизма парораспределения ЧВД, поворотных диафрагм механизмов парораспределения ЧСД и ЧНД и быстрозапорных обратных клапанов-захлопок (при срабатывании дистанционного выключателя турбины) или только быстрозапорных обратных клапанов-захлопок (при срабатывании дистанционного выключателя клапанов-захлопок).

Взведение каждого дистанционного выключателя осуществляется от кнопки со щита управления.

Если при срабатывании защиты клапаны-захлопки не закрылись автоматически, их необходимо закрыть в ручную, а так же закрыть электрифицированные задвижки на паропроводах отборов.

Система маслоснабжения турбины.

Турбина снабжена централизованной маслосистемой, обеспечивающей смазку подшипников турбины и генератора, а так же снабжение маслом гидродинамической системы защиты и регулирования турбины.

Система маслоснабжения включает в себя:

а) бак масляный (с плоскими масляными фильтрами, воздушным отстойником, масляным эжектором) с установленной на нем: дистанционным выключателем турбины, дистанционным выключателем клапанов-захлопок, реле захлопок, гидравлическим реле давления в системе смазки, датчиком-реле давления пускового маслонасоса, датчиком-реле давления аварийного маслонасоса, датчиком контроля уровня масла, фильтром масляным типа ФМ-65, насосным агрегатом валоповоротного устройства;

б) 2 маслоохладителя типа МБГ-18-18;

в) маслопроводы с арматурой;

г) блок маслонасосов, включающий в себя дренажный маслобак, пусковой маслонасос, стояночный маслонасос, аварийный маслонасос, перекачивающий маслонасос и сигнальное реле уровня.

В качестве рабочей жидкости в системе маслоснабжения принято турбинное масло марки ТП-22С.

Номинальное расчетное значение давления масла в системе регулирования и защиты 0,97 МПа (9,7 кгс/см2) при номинальном расчетном давлении на всасе главного масляного насоса-регулятора (ГМН) 0,07 МПа (0,7 кгс/см2).

Емкость масляного бака до верхнего рабочего уровня составляет 3,3 м3, общая емкость маслобака - 3,6 м3. Дно маслобака имеет уклон к центру, где расположен тройник с задвижкой для слива отстоя масла. Забор масла на всас блока маслонасосов производится из чистого отсека. Слив масла из системы производится в приемный отсек. При движении масла из приемного в чистый отсек оно проходит фильтры грубой и тонкой очистки. От степени загрязнения масла можно судить о перепаде уровней в отсеках для замера которого используется датчик. Не допускается загрязнение фильтров до перепада уровней более 50 мм. Для замера уровня масла в чистом отсеке используется два датчика и щуп с метками уровней (нижний, средний, верхний).

Для снабжения маслом систем регулирования, защиты и смазки служит ГМНР, установленный на вале ротора турбины. Для обеспечения подпора на всасе главного масляного насоса-регулятора использован маслоструйный инжектор, установленный на основном маслобаке, который подает масло на всас ГМН из чистого отсека.

Технические данные ГМН:

расчетная подача при установившемся режиме- 16,0 л/с;

номинальный расчетный напор- 0,97 МПа (9,7 кгс/см2);

номинальное значение на всасе- 0,07 МПа (0,7 кгс/см2).

Из чистого отсека маслоструйный эжектор так же подает масло в систему смазки подшипников турбины и генератора и на всас шестеренчатого насоса валоповоротного устройства. Номинальное расчетное значение давления масла в системе смазки 50,0 кПа (0,5 кгс/см2).

Для замера уровня масла в чистом отсеке используются два датчика и щуп.

Маслонасосы турбины.

При пуске и останове турбогенератора маслоснабжение обеспечивает винтовой пусковой маслонасос (ПМН). Датчик-реле давления ПМН обеспечивает автоматическое отключение ПМН при вступлении в работу ГМН (пуск турбины) при давлении масла на нагнетании ГМН примерно 0,82 МПа (8,2 кгс/см2) и автоматическое включение ПМН при останове турбины и падении давления масла на нагнетании ГМН примерно до 0,72 МПа (7,2 кгс/см2). С помощью сбросного клапана на нагнетании ПМН автоматически поддерживается давление 0,8 МПа (8,0 кгс/см2), так ПМН создает больший напор, чем требуется для работы ТА. При этом масло сбрасывается на всас насоса. Обратный клапан предотвращает слив напорного масла из системы маслоснабжения при остановленном насосе. Управление ПМН возможно с ВрЩу и по месту.

Технические данные ПМН:

тип насоса- А-3В-40/25-35/10Б УЗ;

расчетная подача при установившемся режиме- 35,0 м3/ч;

номинальный расчетный напор- 1,0 МПа (10,0 кгс/см2);

частота вращения- 1450 об/мин;

мощность электродвигателя- 16,0 кВт.

При снижении избыточного давления масла в системе смазки до 25,0 кПа (0,25 кгс/см2) автоматически включается стояночный маслонасос (СМН), либо аварийный маслонасос (АМН), если СМН не вступил в работу по какой-либо причине, который обеспечивает смазку подшипников при выбеге ротора турбины. АМН снабжен электродвигателем постоянного тока.

Автоматическое включение СМН и АМН обеспечивает датчик-реле-давления, отключение осуществляется вручную со щита управления. Включение СМН и АМН возможно с ВрЩу и по месту.

СМН и АМН укомплектованы насосами одного типа.

Технические данные СМН и АМН:

тип насоса- НМШ 12-25-10/10Б-1 УЗ;

номинальный расчетный напор- 0,1МПа (1,0 кгс/см2);

частота вращения- 1450 об/мин;

мощность электродвигателя- 4,0 кВт.

Блок маслонасосов (ПМН, СМН, АМН) установлены на крышке дренажного маслобака.

Протечки через уплотнения насосов и сливы с гидроприводов обратных клапанов-захлопок производственного и отопительного отборов пара поступают в дренажный маслобак, откуда откачиваются специальным маслонасосом в основной маслобак. Сигнальное реле уровня обеспечивает автоматическое включение и отключение маслонасоса при достижении верхнего и нижнего предельных уровней в дренажном маслобаке.

Опробование автоматического включения ПМН, СМН, АМН на работающей турбине производится с помощью двух вентилей, установленных на каждой из установок датчиков реле-давления (один вентиль перекрывает подвод масла к датчику, второй открывает слив масла от датчика, имитируя падение давления масла в соответствующей системе).

Забор масла на всас блока насосов производится из чистого отсека маслобака.

СМН и АМН создают напор больший, чем требуется для смазки подшипников, поэтому предусмотрен сбросной клапан, который поддерживает давление масла в системе смазки 0,1 МПа (1,0 кгс/см2). Обратный клапан предотвращает слив напорного масла из линии нагнетания включенного в работу насоса (АМН или СМН) в бак через остановленный насос (СМН или АМН).

Инжектор масляный.

Из чистого отсека маслобака масляный эжектор подает масло на всас ГМН и к подшипникам ТА, на всас шестеренчатого насоса валоповоротного устройства.

Технические данные масляного эжектора:

избыточное давление масла,

поступающего на сопло- 0,97 МПа (9,7 кгс/см2);

расход масла через сопло- 3,8 л/с;

давление масла за эжектором- 0,17 МПа (1,7 кгс/см2);

количество подсасываемого из бака масла- 3,8 л/с;

производительность эжектора- 7,6 л/с.

Маслоохладители.

Для охлаждения масла, циркулирующего в системе маслоснабжения, предусмотрены два маслоохладителя, один из которых является резервным и включается в работу, если один маслоохладитель не обеспечивает охлаждение масла до температуры 40-450С. В качестве охлаждающей жидкости в маслоохладителях используется волжская вода.

Технические данные маслоохладителя:

тип маслоохладителя- МБГ-18-18;

поверхность охлаждения- 18 м2;

число ходов по воде- 2;

номинальный расход охлаждающей воды- 40 м3/ч;

расчетная температура охлаждающей воды- 200С;

температура масла после маслоохладителя- не более 450С;

Давление воды в маслоохладителе должно поддерживаться на 20-50 кПа (0,2-0,5 кгс/см2) больше, чем давление масла (требования охраны окружающей среды).

Валоповоротное устройство.

Валоповоротное устройство (ВПУ) предназначено для проворачивания ротора турбины в предпусковой период и во время остывания после останова турбины.

ВПУ закреплено на фланце крышки заднего подшипника турбины и представляет собой гидравлическую поршневую систему с золотником, собранную в общем корпусе.

К валоповоротному устройству масло подается шестеренчатым насосом с приводом от электродвигателя переменного тока. Управление МНВПУ осуществляется с ВрЩу и по месту.

Сигнальное реле уровня масла в дренажном маслобаке.

Сигнальное реле уровня установлено на стенке дренажного маслобака и является датчиком импульса предупредительной сигнализации по повышению или понижению уровня масла в баке сверхдопустимого предела, а так же включает электродвигатель насоса перекачки масла из дренажного маслобака в основной маслобак турбины при повышении уровня до 530 мм и выключает при снижении уровня до 300 мм.

Технические данные насоса перекачки масла

Тип насоса	Подача, дм3/с, (л/мин)	Давление на выходе, МПа (кгс/см2)		Частота вращения, об/мин	Температура перекачиваемой жидкости, 0С	Мощность эл. двигателя, кВт
		номин.	максим.
Г11-1	0,133 (8)	0,5 (5)	0,6 (6)	1450	10-50	0,21

Конденсатор

Конденсатор предназначен для конденсации отработавшего пара. Охлаждающей жидкостью в конденсаторе является цирквода.

Технические данные конденсатора:

тип конденсатора - КП-1000М;

давление в конденсаторе

(при 12,0 МВт):

при теплофикационном режиме

с включенными отборами- (- 96,5 кПа) (- 0,965 кгс/см2);

на конденсационном режиме- (- 93,5 кПа) (- 0,935 кгс/см2);

поверхность охлаждения- 1000 м3;

номинальный расход охлаждающей воды

(при t воды 200С) - 3000 м3/ч;

минимально допустимый расход охлаждающей

воды (при скоростях в трубках 1,0 м/с и t=200С) - 1500 м3/ч;

гидравлическое сопротивление при чистых

трубках и номинальном расходе охлаждающей

воды - 40,0 кПа (0,4 кгс/см2);

расчетное избыточное давление внутри

водяного пространства конденсатора- 0,2 МПа (2,0 кгс/см2).

Расходы охлаждающей воды в конденсатор указаны на расчетную температуру 200С.

По охлаждающей воде конденсатор выполнен двухходовым и двухпоточным. Водяные камеры закрыты полукрышками, которые открываются независимо одна от другой и позволяют, не останавливая турбины, отключать для чистки одну половину конденсатора. При этом температура пара в конденсаторе не должна превышать 700С.

Визуальный контроль за уровнем конденсата в конденсатосборнике осуществляется с помощью указателя уровня.

Система автоматического регулирования уровня в конденсаторе обеспечивает необходимое распределение потоков конденсата, предусмотренное тепловой схемой, и поддержание уровня конденсата в конденсатосборнике в заданных пределах. Система регулирования уровней состоит из электронного импульсного устройства и электромеханического исполнительного устройства.

Основной эжектор.

Эжектор основной предназначен для удаления воздуха (паровоздушной смеси) и конденсирующихся газов из парового пространства конденсатора и поддержания в нем постоянного разряжения необходимой величины. В состав конденсационной установки входят два эжектора, один из которых рабочий, а другой резервный (включается при необходимости).

Технические данные основного эжектора:

тип эжектора - ЭО-30М;

количество ступеней - 2;

производительность по паровоздушной смеси- 810 м3

расход рабочего пара, не более - 200 кг/ч;

давление рабочего пара (при t = 350 - 4200C)-15,0 кгс/см2;

номинальный расход охлаждающего

конденсата при t = 420С- 18,0 м3/ч;

гидравлическое сопротивление по охлаждающему

конденсату при расходе 18,0 м3/ч, не более - 30,0 кПа

(0,3 кгс/см2);

рабочее давление охлаждающего конденсата,

не более- 1,45 МПа

(14,5 кгс/см2);

число ходов по воде в каждом охладителе- 2;

количество охладителей- 2;

Эжектор выполнен двухступенчатым, последовательного действия из следующих основных частей: корпуса, первой ступени, второй ступени, двух охладителей, двух нижних водяных камер.

Рабочий пар поступает одновременно через угловые вентили к соплам первой и второй ступеням эжектора от паропровода турбины. Струя пара, выходящая с большой скоростью из сопла первой ступени, увлекает за собой паровоздушную смесь, подводимую из конденсатора к приемному патрубку сопловой камеры первой ступени. За тем паровоздушная смесь поступает в камеру и в верхнюю часть охладителя первой ступени. Большая часть пара конденсируется в охладителе, а оставшаяся часть пара поступает во вторую камеру. Из этой камеры пар поступает в сопловую камеру второй ступени, где захватывается струей свежего пара, выходящего с большой скоростью из сопла. Паровоздушная смесь попадает в третью камеру, а за тем в охладитель второй ступени. Пар, содержащийся в смеси, конденсируется, а воздух удаляется в атмосферу. Конденсат из охладителя первой ступени отводится через гидрозатвор в конденсатор, а из охладителя второй ступени через гидрозатвор в дренаж.

Охлаждающей водой в эжекторе является конденсат, подаваемый конденсатными насосами. Эжектор по воде выполнен из двух самостоятельных секций, имеющих отдельные патрубки входа и выхода конденсата. Каждая секция имеет два хода.

Пусковой эжектор.

Эжектор пусковой предназначен для отсоса воздуха из конденсатора с целью ускорения создания в нем необходимого разряжения перед пуском турбины при параллельной работе с основным эжектором, а так же для отсоса воздуха из циркуляционной системы конденсатора при заполнении ее водой.

тип эжектора - ЭП-150;

количество отсасываемой среды - 150,0 кг/ч;

давление рабочего пара (t = 350 - 4200C)- 15 кгс/см2;

расход рабочего пара - 155,0 кг/ч;

давление паровоздушной смеси

при входе в камеру смешения -(-0,5кгс/см2).

Рабочий пар подводится к соплу эжектор от паропровода турбины. Струя пара, выходящая с большой скоростью из сопла, захватывает из камеры смешения воздух. Паровоздушная смесь сжимается до давления, чуть выше атмосферного, и выбрасывается в атмосферу.

Система регулирования уровня конденсата в конденсаторе.

Система автоматического регулирования уровня конденсата в конденсаторе предназначена для автоматического поддержания в заданных пределах уровня конденсата в конденсатосборнике и обеспечивает необходимый расход конденсата через охладители эжектора. Неравномерность регулирования уровня составляет + 75 мм.

Система регулирования состоит из:

электронное импульсное устройство, предназначенное для формирования регулирующего импульса;

электронно-механического исполнительного устройства, предназначенного для осуществления регулирующего воздействия на уровень конденсата в конденсатосборнике;

двух конденсатных насосов.

В состав электронного импульсного устройства входят:

датчик с уравнительным сосудом, измеряющий изменение уровня конденсата;

электронный регулирующий прибор, воспринимающий сигнал от датчика для управления пусковым устройством исполнительного механизма.

В состав электронно-механического исполнительного устройства входят:

исполнительный механизм с датчиком обратной связи и указателем положения, предназначенным для дистанционного наблюдения за положением выходного вала электрического исполнительного механизма;

блок управления исполнительного механизма, предназначенный:

для перевода с автоматического управления исполнительным механизмом на дистанционное и обратно, либо для полного отключения цепей управления;

для сигнализации направления действия регулятора;

для дистанционного управления исполнительным механизмом;

в) регулятор уровня.

Система автоматического регулирования уровня обеспечивает необходимое распределение потоков конденсата, предусмотренное тепловой схемой, и поддержание уровня конденсата в конденсатосборнике в заданных пределах.

В соответствие с тепловой схемой конденсат из конденсатосборника откачивается конденсатным насосом. Из линии нагнетания конденсатного насоса часть конденсата направляется в охладитель основного эжектора, а из него в охладитель эжектора отсоса пара. Вторая часть направляется в регулятор уровня. После охладителей поток конденсата так же направляется в регулятор уровня.

Конденсат, направляемый в регулятор уровня, автоматически распределяется регулятором по двум направлениям: часть конденсата в количестве, равном нагрузке конденсата, поступает через ПНД (или его обвод) к деаэратору, а оставшийся конденсат (разность между производительностью конденсатного насоса и нагрузкой конденсатора) сбрасывается через линию рециркуляции в конденсатор. При этом регулятор уровня обеспечивает примерно постоянный расход через охладители эжекторов.

Конденсатные насосы конденсатора.

На линии конденсата из конденсатора установлены два конденсатных насоса, предназначенные для откачки конденсата из конденсатора. Управление КНТ осуществляется с ВрЩу и по месту.

Основные параметры насосов

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	КПД, не менее	Температура перекачиваемой жидкости, 0С, не более	Мощность эл. двигателя, кВт
ЭКН 50-55	50	55	2940	56	125	18.5

Регулятор уплотнений.

Установка регулятора уплотнений состоит из исполнительного механизма и регулятора уплотнений.

Исполнительный механизм получает команды от датчика давления и производит соответствующие перемещения шиберов регулятора уплотнений.

Камеры между обоймами переднего (ПКУ) и заднего (ЗКУ) концевых уплотнений турбины соединены по следующей схеме (номера камер считать по ходу пара через уплотнения):

-я камера ПКУ- с коллектором производственного отбора;

-я камера ПКУ- соединены между собой паропроводом, который

-я камера ЗКУ подключен к регулятору уплотнений (РУП);

-я камера ЗКУ- с эжектором системы отсоса.

-я камера ПКУ

С регулятором уплотнений так же соединены камеры уплотнений штоков СК и механизма парораспределения ЧВД.

При пуске и малых нагрузках, когда давление пара в корпусе турбины перед обоими концевыми уплотнениями ниже атмосферного, чтобы не допустить просачивания воздуха через уплотнения во вторую камеру ПКУ и первую камеру ЗКУ через РУП автоматически подводится пар с давлением 15,0 кгс/см2 и температурой 350-4200С. С увеличением нагрузки на турбине, когда давление пара перед уплотнениями возрастет, подачи к ним пара больше не потребуется и РУП автоматически отключает подачу пара, а избыток пара от уплотнений направляет, в зависимости от режима работы турбины, в ПНД или расширитель дренажей конденсатора.

При этом:

при подаче пара из РУП в ПНД впрыск конденсата в паропровод должен открываться при температуре пара более 2400С, закрываться при температуре пара менее 2000С;

перед подачей пара из РУП в паропровод к расширителю дренажей конденсатора должен быть открыт впрыск конденсата во включаемый паропровод.

Сброс пара из РУП в расширитель дренажей конденсатора должен производиться:

при пуске турбины и работе под нагрузкой, если ПНД отключен (ПНД разрешается включать при электрической нагрузке 3,6 МВт и более);

при увеличении давления пара в паропроводе от РУП к ПНД до величены более 0,05 кгс/см2 или уменьшении до величины менее (- 0,9 кгс/см2);

На всех режимах работы турбины, включая пусковые, РУП автоматически поддерживает в системе уплотнений (в 1-й камере ЗКУ и второй камере ПКУ) давление пара в пределах 0,02 кгс/см2 - 0,1 кгс/см2.

При необходимости турбина может работать при отключенном РУП, для чего предусмотрены обводные линии с вентилями для подвода пара в систему уплотнений и отвода пара из нее помимо РУП.

Эжектор системы отсоса.

С эжектором отсоса соединены камеры уплотнений штоков, приводов поворотных диафрагм, механизмов парораспределения ЧСД, ЧНД и штока РУП. Паровоздушная смесь из крайних камер концевых уплотнений (из 2-й ЗКУ и третьей ПКУ), из камер уплотнений штоков приводов поворотных диафрагм механизмов парораспределения ЧСД, ЧНД и штока РУП отсасывается эжектором отсоса, поддерживая в них давление немного ниже атмосферного (- 0,03 кгс/см2 - 0,02 кгс/см2).

Технические данные эжектора системы отсоса:

тип эжектора- ЭУ-200М;

количество ступеней - 1;

количество охладителей- 2;

производительность по паровоздушной смеси- 260 м3/ч;

давление рабочего пара (t = 350 - 4200C)- 15,0 кгс/см2;

расход рабочего пара- не более 60,0 кг/ч;

расход охлаждающей воды- 18,0 м3/ч;

гидравлическое сопротивление по воде- не более 30 кПа (0,3 кгс/см2);

число ходов по воде в каждом охладителе- 2.

Эжектор системы отсоса выполнен одноступенчатым с двумя охладителями последовательного действия и состоит из следующих основных частей:

корпуса;

ступени пароструйного эжектора;

двух охладителей;

двух нижних и двух верхних водяных камер.

Из системы уплотнений паровоздушная смесь отсасывается в камеру, откуда попадает в верхнюю часть вакуумного охладителя. Двигаясь сверху вниз смесь, охлаждается, часть пара конденсируется, а оставшаяся паровоздушная смесь попадает во вторую камеру, соединенную с приемным патрубком сопловой камеры. Пар к эжектору подается от паропровода турбины. Пар проходит через паровой фильтр и поступает к соплу. Струя пара, выходящая из сопла с большой скоростью, увлекает за собой паровоздушную смесь из сопловой камеры. Общий поток паровоздушной смеси, сжатый в диффузоре, поступает в третью камеру эжектора. Из камеры паровоздушная смесь попадает в верхнюю часть атмосферного охладителя и движется сверху вниз. В охладителе пар конденсируется, а воздух удаляется в атмосферу. Из второй и третьей камер конденсат удаляется в дренаж.

На паропроводе подвода пара к эжекторам и РУП имеется предохранительный клапан пружинного типа, срабатываемый при увеличении давления пара в этом паропроводе до 1,65 МПа (16,5 кгс/см2).

Подогреватель низкого давления (ПНД).

Регенеративная система обеспечивает подогрев конденсата одновременно паром от регулятора уплотнений и из нерегулируемого отбора турбины в ПНД.

Технические данные ПНД (при нагрузке 12,0 МВт на конденсационном режиме):

тип подогревателя- ПН-30;

поверхность нагрева- 30 м2;

параметры греющего пара:

давление - 0,056 кгс/см2;

температура - до 2400С;

расход греющего пара - 3870 кг/ч;

расход подогреваемого конденсата - 48,3 м3/ч;

температура подогреваемого конденсата:

на входе в подогреватель- 510С;

на выходе из подогревателя - 940С;

В случае, если давление пара перед ПНД станет менее (-0,9 кгс/см2) или более (-0,05 кгс/см2), то сброс пара из регулятора уплотнений должен быть переключен на расширитель дренажей конденсатора. При этом необходимо закрыть впрыск конденсата в отключаемый паропровод и открыть во включенный.

При увеличении температуры пара, подаваемого из РУП в ПНД, до 2400С необходимо открыть подвод конденсата на впрыск в паропровод, и закрыть его при снижении температуры пара до 2000С.

Включение ПНД в работу разрешается при электрической нагрузке 30% от номинальной (3,6 МВт) и более. Если при включенном ПНД нагрузка на турбину превысит 12,0 МВт, то необходимо открыть обвод ПНД по основному конденсату через дроссельную шайбу, а при снижении нагрузки до 12,0 МВт - закрыть его.

При включении ПНД в работу вначале подается пар из отбора турбины, а за тем переключается отвод пара от РУП с расширителя дренажей конденсатора на ПНД. При выключении ПНД в процессе останова турбины (при нагрузке менее 3,6 МВт) переключить отвод пара от РУП с ПНД на расширитель дренажей конденсатора, предварительно открыв впрыск конденсата.

Включение и отключение сливного конденсатного насоса ПНД осуществляется как автоматически (по сигналам регулятора уровня в ПНД), так и вручную от кнопки со щита управления. При неисправности сливного насоса сброс конденсата из ПНД осуществляется через регулятор уровня в расширитель дренажей конденсатора.

Для контроля уровня конденсата в ПНД установлен водоуказательный прибор.

Воздух из ПНД отводится в конденсатор.

Регулирование уровня конденсата в ПНД.

ПНД оснащен аппаратурой автоматического уровня конденсата. Кроме того, предусмотрена автоматическая защитная блокировка, обеспечивающая отключение ПНД по конденсату и пару и включение его обвода по конденсату в случае закрытия СК или снижения избыточного давления конденсата менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см2), повышения уровня в корпусе ПНД до установленного предельного (390мм).

Регулятор уровня в ПНД является регулятором шиберного типа с механизмом электрическим однооборотным (МЭО), установлен на трубопроводе откачки конденсата греющего пара из ПНД в деаэратор сливным конденсатным насосом (СКН).

Изменение степени открытия регулятора уровня приводится от воздействия МЭО в автоматическом режиме, либо в дистанционном режиме со щита управления. Регулирование уровня в ПНД можно осуществлять так же вручную с помощью штурвала, установленного на МЭО.

Включение и отключение СКН осуществляется автоматически по сигналам регулятора уровня.

При подготовке СКН к работе необходимо открыть вентиль на линии рециркуляции

Технические данные СКН

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	КПД, не менее	Температура перекачиваемой жидкости, 0С, не более	Мощность эл. двигателя, кВт
ЭКН 12-50	12	53	2880	45	125	5.5

Подогреватели сетевой воды.

Три подогревателя сетевой воды типа ПСВ-200-7-15 установлены в схеме теплоснабжения станции и предназначены для подогрева сетевой воды паром от отопительного отбора турбины. Возможна подача пара на ПСВ от отопительных отборов ТА №№ 3, 4, 5 и РОУ-5 а, б.

В обозначение ПСВ входят:

буквенное обозначение типа подогревателя;

полная расчетная величина площади поверхности теплообмена по наружному диаметру и эффективной длине труб;

рабочее избыточное давление в паровом пространстве;

рабочее избыточное давление в водяном пространстве.

Технические характеристики и параметры ПСВ

Наименование частей ПСВ	Трубная система	Корпус
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	1,471 (15,0)	0,686 (7,0)
Расчетное давление, МПа (кгс/см2)	1,471 (15,0)	0,686 (7,0)
Пробное давление испытания, МПа (кгс/см2)	1,961 (20,0)	1,371, (14,0)
Рабочая температура среды, 0С	150	400
Расчетная температура стенки, 0С	150	400
Наименование рабочей среды	вода	пар
Вместимость, м3	1,960	4,3
Расчетный срок службы, лет	30

В подогревателе сетевая вода движется по теплообменным трубкам, а греющий пар поступает через пароподводящий патрубок в межтрубное пространство. Конденсат пара стекает в нижнюю часть корпуса и отводится из подогревателя конденсатным насосом в деаэратор.

Уровень конденсата в подогревателе автоматически поддерживается регулятором уровня, установленном на нагнетании конденсатного насоса.

При пуске подогревателя из холодного состояния прогрев подогревателя c 600С до 1000С осуществляется в течение 25 минут.

Конденсатные насосы ПСВ.

Для откачки конденсата ПСВ установлены два конденсатных насоса.

Основные параметры насосов

Тип насоса	Подач, м3/ч	Напор,м	Частота вращения, об/мин	Давление на входе, кгс/см/2, не более	Внешняя утечка, л/ч, не более	Мощность эл. двиг-ля, кВт	Температура перекачиваемой жидкости, 0С, не более
КГВ-100/85-СД-УХЛЧ	100	85	2900	25	1-2	55	195

Подогреватель высокого давления.

Подогреватель высокого давления (ПВД) типа ПВ-110 установлен в тепловой схеме станции и предназначен для подогрева питательной воды от производственного отбора турбины.

Технические характеристики и параметры

Наименование частей ПСВ	Трубная система	Корпус
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	7,2 (72,0)	0,8 (8,0)
Пробное давление испытания, МПа (кгс/см2)	11,0 (110,0)	1,8, (18,0)
Расчетная температура стенки, 0С	160	380
Наименование рабочей среды	вода	пар
Вместимость, м3	2,1	0,72
Расчетный срок службы, лет	40

Для защиты от повышения давления в корпусе подогревателя на подводящем паропроводе установлен предохранительный клапан.

Нагрев подогревателя должен производиться горячей питательной водой со скоростью 40С в минуту.

Описание тепловой схемы турбины.

Свежий пар от котлов поступает через стопорные клапана в паровую коробку турбины, откуда через регулирующие клапана механизма парораспределения ЧВД попадает в проточную часть турбины.

В проточной части пар последовательно отбирается:

а) за 6-й ступенью перед поворотной диафрагмой парораспределения ЧСД в регулируемый производственный отбор. Из паропровода производственного отбора в нерегулируемый отбор на ПВД;

б) за 10-й ступенью перед поворотной диафрагмой парораспределения ЧНД в регулируемый отопительный отбор;

в) за 11-й ступенью нерегулируемый отбор на ПНД.

Из коллектора отопительного отбора пар может отбираться на деаэраторы.

Оставшаяся часть продолжает работать на лопатках турбины, расширяясь до давления в конденсаторе.

Конденсат отработавшего в турбине пара собирается в конденсатосборнике конденсатора, откуда откачивается конденсатным насосом через регулятор уровня конденсата в конденсаторе: часть конденсата сразу после насоса, другая часть после последовательного прохода через охладители основного эжектора и эжектора отсоса. Таким образом, весь поток конденсата проходит через регулятор уровня, где автоматически распределяется в пропорции, необходимой для поддержания постоянного уровня в конденсатосборнике: часть конденсата поступает на рециркуляцию в конденсатор, часть в ПНД. При работе турбины с выключенным регулятором уровня изменение расхода конденсата в сеть и на рециркуляцию с целью поддержания постоянного уровня конденсата в конденсатосборнике производится вручную с помощью задвижек на обводных линиях помимо регулятора уровня и на линии ручной рециркуляции. В этом случае при работе турбины с нагрузками, близкими к номинальной, необходимо открыть задвижку на линии обвода охладителей пароструйных эжекторов через дроссельную шайбу.

Регенеративный подогрев конденсата осуществляется:

а) в ПНД - паром из нерегулируемого отбора и одновременно паром от РУП (при условии, что давление пара перед ПНД в пределах - 0,9 - +0,05 кгс/см2), либо только из нерегулируемого отбора, если давление пара перед ПНД выйдет за указанные пределы. При изменении величины давления пара на ПНД до значения более 0,05 кгс/см2 или менее (- 0,9 кгс/см2) необходимо переключить с помощью соответствующей арматуры отвод пара от РУП с ПНД на отвод в расширитель дренажей конденсатора, одновременно открыв впрыск конденсата в эту линию сброса пара, и закрыть впрыск конденсата в линию сброса пара от РУП в ПНД;

б) в холодильниках пароструйных эжекторов - в процессе их работы.

Из ПНД сливной конденсатный насос (СКН) откачивает конденсат в линию конденсата на деаэратор. Включение и отключение СКН осуществляется как автоматически - по сигналам от электронного прибора регулятора уровня конденсата в ПНД, так и по команде оператора. На напорной линии СКН предусмотрена линия рециркуляции с дроссельной шайбой, обеспечивающий минимально допустимый для насоса расход конденсата, когда регулятор уровня находится в положении, близком к закрытому. Запрещена работа СКН в безрасходном режиме.

В качестве резерва предусмотрена линия слива конденсата греющего пара из ПНД через регулятор уровня в расширитель дренажей конденсатора.

Пар, отводимый от регулятора уплотнений в расширитель дренажей должен увлажняться конденсатом для снижения его температуры.

Пар, отводимый от регулятора уплотнений в ПНД должен увлажняться конденсатом, если его температура превышает 2400С. После снижения температуры до 2000С подача конденсата на впрыск должна быть закрыта.

Пар из первого отсека переднего лабиринтового уплотнения отводится в паропровод производственного отбора, из второго отсека - в первый отсек заднего уплотнения, а избыток пара поступает в регулятор уплотнений вместе с паром протечек по штокам РК и СК.

Давление во втором отсеке переднего и в первом отсеке заднего концевых уплотнений поддерживается при помощи регулятора уплотнений постоянным несколько превышающим атмосферное 102-110 кПа (1,02-1,1 кгс/см2). Это достигается путем подвода в систему уплотнений пара из паропровода турбины в режиме пуска и останова (параметры подводимого пара: Р = 1,5 МПа (15,0 кгс/см2), t = 350 - 4200C и отводом пара при его избытке в ПНД или расширитель дренажей конденсатора - в зависимости от режима работы турбины.

Крайние камеры переднего и заднего концевых уплотнений, а так же уплотнения штоков приводов поворотных диафрагм и регулятора уплотнений соединены с эжектором отсоса, который поддерживает в них абсолютное давление немного ниже атмосферного 97-98 кПа (0,97-0,98 кгс/см2).

Для питания пароструйных эжекторов и регулятора уплотнений используется пар из паропровода турбины с параметрами: Р = 1,5 МПа (15,0 кгс/см2), t = 350 - 4200C.

Охлаждающая цирквода подается в конденсатор, маслоохладители и воздухоохладитель через водяные фильтры. При необходимости отключения фильтров для чистки или ремонта вода подается по обводным линиям.

Схемой предусмотрен постоянный подвод конденсата через дроссельную шайбу в уравнительные сосуды конденсатора из напорной линии конденсатных насосов.

Дренажи турбины направлены:

а) из паропровода свежего пара в коллектор дренажей на станционный расширитель или в атмосферу;

б) из паропроводов системы отсоса, из охладителя эжектора отсоса, из охладителя 2-й ступени основного эжектора - через гидрозатворы в БНТ. Вентили на линиях дренажей во время работы турбины должны быть постоянно открыты;

в) из регулирующей ступени турбины, из паропровода системы уплотнений, из паропроводов производственного и отопительного отборов, из паропровода отбора к ПНД (до и после арматуры), из заглушенного патрубка корпуса турбины - в коллектор, за тем в расширитель дренажей конденсатора, откуда конденсат направляется в конденсатосборник конденсатора, а пар в переходный патрубок между турбиной и конденсатором. При этом дренажи из паропровода отопительного отбора и паропровода из нерегулируемого отбора к ПНД (из участков перед задвижкой с электроприводом и после нее) выполнены постоянно действующими. После закрытия на них арматуры с электроприводами дренирование будет осуществляться по обводным линиям через дроссельные шайбы;

г) из первой ступени охладителя основного эжектора - через гидрозатвор в конденсатор;

д) из ПНД - через регулятор уровня откачивается СКН в деаэратор, а при неисправности линии - в конденсатор.

.17. Отвод воздуха из корпусов ПНД и конденсатных насосов направлен в конденсатор.

.18. Для ограничения температуры пара схемой предусмотрены три места впрыска конденсата в паровой поток:

а) в расширитель дренажей конденсатора (открывается перед пуском турбины);

б) в паропровод перед ПНД (если его температура превышает 2400С. После снижения температуры до 2000С подача конденсата на впрыск должна быть закрыта);

в) в паропровод между регулятором уплотнений и расширителем дренажей конденсатора (открыть перед подачей пара от регулятора уплотнений в расширитель дренажей конденсатора).

.2 Турбогенераторы №3,4 типа БПТГ-12 АТ-12-1

В состaв БПТГ входит следующее обоpудовaние:

а)турбоагрегат, состоящий из:

паровой турбины с противодавлением, валоповоротным устройством, зубчатой муфтой и обратным клапаном;

узлов регулирования, управления и защиты;

рамы маслобака;

эжектора отсоса от уплотнений, ПСВ и подогревателя питательной воды;

блока паровых клапанов;

устройства для расхаживания узлов РУЗ ВД;

системы маслоснабжения, включающей в себя:

три главных масляных насоса,

электронасос аварийный постоянного тока,

насос откачки отработанного масла,

насос масляный ручной,

три масляных фильтра,

фильтр масляный заливочный;

линия подвода пара к дополнительной группе сопел;

б)турбогенератор с системой возбуждения;

в)оборудование системы отсоса масляных туманов, состоящее из одного охладителя масляных туманов, двух вентиляторов отсоса;

д)комплект теплофикационного оборудования, состоящий из:

трех основных подогревателей сетевой воды;

двух конденсатных насосов теплофикации;

е)регенеративный подогреватель питательной воды;

ж)агрегатная автоматизированная система управления технологическими процессами БПТГ с пультом управления;

з)арматура в пределах БПТГ-12.

и) обоpудовaние, устaновленное нa paме-мaслобaке:

пapотуpбоaгpегaт ТА 536-Б-УХЛ3, включaющий однокоpпусную пapовую туpбину пpотиводaвления с вaлоповоpотным устpойством, нaвешенным блоком пapовых клaпaнов, зубчaтой соединительной муфтой с тоpсионным вaлом, гидpaвлическими элементaми системы PУЗ,

тpи винтовых мaсляных нaсосa A23В40/25-30/25Б-4УЗ,вapийный мaсляный винтовой нaсос A13В8/25-11/10Б с пpиводом постоянного токa,

нaсос выгpузки мaслa шестеpенного типa НМШФ8-25-6,3-4Б-13,учной нaсос зaчистки мaслобaкa НP 0,25/30 ОМ,

зaливочный фильтp,

тpи мехaнических мaсляных фильтpa,едукционный клaпaн низкого дaвления,

пapовой обpaтный клaпaн,

мaслопpоводы с apмaтуpой,

пapопpоводы пpодувaния и отсосa с apмaтуpой,

щит с комплектом КИП,

к) синхpонный туpбогенеpaтоp Т-12-2УЗ с системой возбуждения БВУГ-21 и встpоенными водяными воздухоохлaдителями,

л) вспомогaтельное обоpудовaние БПТГ, устaнaвливaемое отдельно от блокa:

мaслоохлaдителя МО-17, pедукционный клaпaн высокого дaвления, егулятоp темпеpaтуpы мaслa смaзки с pегулиpующим клaпaном 6c-9-4 и электpопpиводом МЭО 250-25-0,25-87,

pегулятоpа темпеpaтуpы охлaждaющего воздухa генеpaтоpa с pегулиpующим клaпaном 6c-9-4 и электpопpиводом МЭО 250-25-0,25-87,

пapостpуйный эжектоp для отсоса паровоздушной смеси из турбины и ППВ,

пapостpуйный эжектоp для отсоса паровоздушной смеси из ПСВ,егулятоpы дaвления пapa нa эжектоpа с pегулиpующими клaпaнами 9с-4-1-1 и электpопpиводом МЭО-250-25-0,25-87,

вентилятоpа отсосa мaсляных тумaнов ВP-12-26-3,15,

фильтpa улaвливaния мaсляных тумaнов ФМ2.100-79ТУ,

шкaф упpaвления ТA с втоpичными пpибоpaми тaхометpических комплексов и блоков питaния и упpaвления следящего электpопpиводa золотникa сеpвомотоpa pегулиpующего клaпaнa туpбоaгpегaтa, местным щитом упpaвления,

соединительные ящики,мaтуpa (см. Фоpмуляp БПТГ),

стойки AСУ БПТГ,втомaтизиpовaнное paбочее место опеpaтоpa-технологa туpбинного отделения со стaционapной мнемосхемой БПТГ,

м)два насоса рециркуляции охлаждающей воды на воздухоохладители генератора;

Для работы БПТГ необходимо следующее обеспечение средствами электростанции:

а) пар давлением 3, 0 МПа, температурой 4000С расходом 85 т/ч. Качество пара должно соответствовать ГОСТ-209-95;

б) вода:

на охлаждение эжекторов в количестве не менее 250 т/ч температурой 710С,

на охлаждение воздухоохладителей генератора в количестве 74 м3/ч,

на охлаждение трёх маслоохладителей в количестве 100 м3/ч температурой до 250С,

на охлаждение уплотнений конденсатных насосов в количестве 0,3 м3/ч температурой не более 200С и давлением 0,6 МПа (6кгс/см2);

в) масло марки Тп-22 или резервное масло Тп-22с по в количестве 6,5 м3;

г) электроэнергия:

трехфазный переменный ток напряжением 380 В частотой 50 Гц в количестве не более 130 кВт,

однофазный переменный ток напряжением 220 В частотой 50 Гц в количестве около 3 кВт,

постоянный ток напряжением 27 В в количестве 0,25 кВт,

постоянный ток напряжением 220 В в количестве 4,3 кВ;

д) прием конденсата от эжектора отсоса от уплотнений и ПВ в количестве до 400 кг/ч температурой 950С;

е) прием конденсата от эжектора отсоса от ПСВ в количестве до 500 кг/ч температурой 950С;

В комплект теплофикaционного обоpудовaния входят:

а) 3 подогpевaтеля сетевой воды ПСВ-200-7-15,

б) 2 конденсaтных нaсосa теплофикaции 1КсВ-80-100,

в) apмaтуpa (см. Фоpмуляp БПТГ),

г) pегулятоp уpовня конденсaтa в подогpевaтелях сетевой воды с 2-мя pегулиpующими клaпaнaми 6с-9-2 и электpопpиводaми МЭО 250-25-0,25-87.

В состaв обоpудовaния, пpеднaзнaченного для обеспечения paботы стaнционных котлов, входит:

а) подогpевaтель питaтельной воды ПВ-60-4,

б) pегулятоp уpовня конденсaтa в подогpевaтеле питaтельной воды с pегулиpующим клaпaном 9с-3-3-2 и электpопpиводом МЭО 250-25-0,25-87.

Упpaвление и контpоль БПТГ и КТО осуществляются системой AСУ.СУ БПТГ paботaет во взaимодействии с APМ инженеpa AСУ ТП электpостaнции. Для БПТГ № 3 пpедусмaтpивaется упpaвление с гpуппового щитa с APМ опеpaтоpa-технологa, укомплектовaнного двумя дисплеями.

Постaвляемaя совместно с БПТГ и КТО apмaтуpa для систем стaнции эксплуaтиpуется в соответствии с инстpукциями по эксплуaтaции систем СaмГPЭС.

Основные характеристики оборудования БПТГ приведены в табл. 1.

Таблица 1

Наименование параметра		Величина	Примечание
	Турбоагрегат	ТА 536-Б-УХЛ3
	Турбина	Номинальный режим	Направление вращения левое (против часовой стрелки), глядя со стороны переднего подшипника на ТГ
	Мощность на муфте турбины, МВт (при противодавлении 0,12 МПа, абс)	12,3	Максимальное противодавление может составить 0,2 МПа (абс)
	Расход пара через турбину, т/ч	81…85
	Количество тепла, потребляемое на теплофикацию, Гкал/ч (МВт)	40,1…42,2 (46,6…49,1)
	Параметры пара перед регулирующим клапаном:
	Давление, МПа (кгс/см2), абс	2,94 (30)
	температура, 0С	400
	Частота вращения ротора турбины, об/мин	3000
	Диапазон изменения мощности, %	30…100
	Удельный расход пара на условном режиме без отбора, кг/кВт×ч	6,36
	Турбогенератор	Т-12-2.2У3 напряжением 6,3 кВ с системой возбуждения БВУГ монтажное исполнение JM211	Направление вращения левое (против часовой стрелки), глядя со стороны турбины
	Мощность, МВт	12
	Частота вращения, об/мин	3000
	Род тока	переменный трехфазный
	Напряжение, кВ	6,3
	Частота, Гц	50
	Маслоохладитель	МО-17	3 шт. (2 в работе, 1 резервный)
	Теплосъем, кВт	160
	Комплекс теплофикационного оборудования
	Основной подогреватель сетевой воды	ПСВ-200-7-15
	Расход сетевой воды, м3/ч	1200	Суммарный расход и теплосъем на 3-х ПСВ
	Расход греющего пара, т/ч	79,8
	Теплосъем, Гкал/ч	42,2
	Насос конденсатный теплофикации	1КсВ-80-100
	Подача, м3/ч	80
	Напор, м	100
	Мощность электродвигателя, кВт	45
	Подогреватель питательной воды	ПВ-60-4
	Отбор пара на подогреватель:
	Расход, т/ч	5,2
	Давление, МПа (кгс/см2), абс	0,9 (8,8)
	температура, 0С	273
	Расход питательной воды через подогреватель, т/ч	81…85
	Температура питательной воды на выходе из подогревателя, 0С	140
6	Вентилятор ВР-12-26-4 Q=3490 м3/ч, H=4800 Па

Продолжительность пуска БПТГ при включенных системах и прогретых паропроводах на холостой ход из холодного состояния - не более 1 часа, из прогретого - не более 13 мин.

Устpойство БПТГ и КТО.

Констpуктивно БПТГ состaвлен из блокa пapотуpбоaгpегaтa и блокa электpогенеpaтоpa, соединенных с помощью муфты.

Блок пapотуpбоaгpегaтa включaет пapовую туpбину и вспомогaтельное обоpудовaние, устaновленное нa общей paме, внутpенний объем котоpой используется в кaчестве мaсляной цистеpны.мa-мaслобaк пpедстaвляет собой жесткую свapную констpукцию с внутpенними пеpегоpодкaми, оpгaнизующими поток сливaемого от потpебителей мaслa к месту зaбоpa нaсосaми с целью мaксимaльной его деaэpaции. В paме пpедусмотpен бaк гpязного мaслa. В основной мaслобaк встpоен погpузочный фильтp. Нa кpыше мaслобaкa устaновлены туpбинa и мaсляные нaсосы. Пpедусмотpены гоpловины для выполнения pучных зaчисток и pемонтных paбот внутpи мaслобaкa, отвеpстия для футштоков.

Пapовaя туpбинa пpотиводaвления номинaльной мощностью 12,3 МВт однокоpпуснaя, aктивного типa, дисково-диaфpaгменной констpукции, с пapциaльным впуском пapa, дpоссельной системой пapоpaспpеделения. Пpоточнaя чaсть туpбины содеpжит 11 ступеней с лопaткaми постоянного пpофиля. Зa 5-ой ступенью пpедусмотpен отбоp пapa нa подогpевaтель питaтельной воды.

Коpпус туpбины свapнолитой с гоpизонтaльным paзъемом. Литaя пapовпускнaя и свapнaя выхлопнaя чaсти соединены между собой веpтикaльным технологическим paзъемом. Выпуск пapa оpгaнизовaн ввеpх. Нa пaтpубке веpхней половины впускной чaсти устaновлен блок пapовых клaпaнов, включaющий (по ходу пapa) pегулиpующий и быстpозaпоpный клaпaны. В paсточке пapового кaнaлa нижней половины нaбpaн сопловой aппapaт.

В коpпусе нa шпонкaх и сухapях устaновлены 3 обоймы, в котоpых зaкpеплены свapные диaфpaгмы с нaпpaвляющими лопaткaми и уплотнениями. В paсточкaх по концaм коpпусa paзмещены концевые лaбиpинтовые уплотнения гpебенчaтого типa.

Коpпус туpбины 4-мя лaпaми чеpез гоpизонтaльные шпонки опиpaется нa коpпусa подшипников, стулья котоpых кpепятся к paме-мaслобaку: со стоpоны выхлопной чaсти - неподвижно, со стоpоны пapовпускной - чеpез гибкие опоpы. В пpодольной плоскости корпус фиксиpуется веpтикaльными шпонкaми. Гибкaя опоpa и системa шпонок обеспечивaют пеpемещения коpпусa от тепловых осевых и paдиaльных paсшиpений и соосность pотоpa с подшипниками.

Корпус турбины теплоизолиpуется и зaключaется в обшивку.

Туpбинa является унифициpовaнной констpукцией и имеет нa коpпусе пaтpубок подводa пapa низкого дaвления. Для условий Сaмapской ГPЭС укaзaнный пaтpубок зaглушен.отоp туpбины гибкий, цельноковaнный, опиpaется шейкaми нa подшипники скольжения. Осевое усилие pотоpa воспpинимaется упоpным подшипником, paсположенным в коpпусе переднего опоpно-упоpного подшипника. Диски pотоpa облопaчены лопaткaми с Т-обpaзными хвостовикaми. К концaм pотоpa кpепятся соответственно зубчaтaя соединительнaя муфтa и вaлик упоpного подшипникa с упоpным гpебнем.

Опоpные подшипники сaмоустaнaвливaющиеся, paбочие повеpхности зaлиты бaббитом. Упоpный подшипник выполнен с использовaнием кaчaющихся колодок, обеспечивaющих paвномеpное пpилегaние упоpных подушек к повеpхности упоpного гpебня.

Туpбинa снaбженa вaлоповоpотным устройством, paсположенным со стоpоны свободного концa pотоpa и состоящим из двухступенчaтого чеpвячного pедуктоpa, электpодвигaтеля и соединительно-paзобщительной муфты обгонного типa с хpaповым зaцеплением.

Для контpоля состояния туpбины пpи подготовке к действию и во вpемя paботы пpименяются измеpительные пpибоpы, устaнaвливaемые непосpедственно нa туpбине (микpометpы для измеpения paдиaльных зaзоpов в подшипникaх и осевого paзбегa пpи пpиготовлении ТA, мaслоукaзaтели подшипников, дaтчики вибpaций подшипников и пеpемещений pотоpa, дaтчики тaхометpического комплексa, дaтчики темпеpaтуpы пapa, темпеpaтуpы метaллa коpпусa). Мaнометpы и дaтчики дaвлений пapa paзмещены нa пpибоpном щите. Микpометpы постaвляются в состaве ЗИП`a и хpaнятся у дежуpного пеpсонaлa.

Туpбинa обоpудовaнa блоком зaщиты, устpойством для aвтомaтизиpовaнного paсхaживaния быстpозaпоpного клaпaнa, гидpaвлическими элементaми упpaвления pегулиpующего, быстpозaпоpного и обpaтного клaпaнов.

Оpгaном упpaвления туpбины является pегулиpующий клaпaн, пеpемещaемый гидpaвлическим сеpвомотоpом с золотниковым упpaвляющим мехaнизмом с электpопpиводом. Оpгaны зaщиты - быстpозaпоpный клaпaн, пеpемещaемый подпpужиненным гидpосеpвомотоpом с ускоpительным клaпaном и упpaвляющим им блоком зaщиты, и обpaтный клaпaн с сеpвомотоpом.

В нижней половине туpбины пpедусмотpены флaнцы для подводa и отводa мaслa к подшипникaм, пpисоединения тpубопpоводов укупоpки, пpодувaния, отсосa пapовоздушной смеси от уплотнений, pегенеpaтивного отбоpa со встpоенным обpaтным клaпaном.

Укaзaнные тpубопpоводы paскpеплены нa мaслобaке БПТГ.

Описaние и хapaктеpистики обоpудовaния системы мaслоснaбжения БПТГ, устaновленного в пpеделaх блокa и вне его, пpедстaвлены в ТО и ИЭ системы мaслоснaбжения и здесь не пpиводятся

Мaнометpы и дaтчики дaвления системы контpоля пapaметpов пapотуpбоaгpегaтa paсположены нa щите пpибоpов, пpедстaвляющем собой кapкaс, с обеих стоpон котоpого устaновлены соответственно покaзывaющие мaнометpы и дaтчики. Для пpодувок пpибоpов пpедусмотpены мaнометpовые клaпaны, коллектоpы и воpонки. Щит устaновлен нa мaслобaке. Мaнометpы контpоля мaслоснaбжения подшипников генеpaтоpa paсполaгaются нa цеховых констpукциях вблизи генеpaтоpa. Стойки AСУ БПТГ с блокaми вводa в AСУ сигнaлов от дaтчиков и сигнaлизaтоpов, выводa упpaвляющих сигнaлов нa электpопpиводы мехaнизмов и apмaтуpы, блокaми пpеобpaзовaния и обpaботки сигнaлов, блокaми вибpоизмеpительной aппapaтуpы и блокaми электpопитaния AСУ paзмещены в отдельном помещении цехa. Соединительные ящики кaбельных связей paсполaгaются нa цеховых констpукциях. Шкaф упpaвления ТA paзмещaется вблизи туpбоaгpегaтa.

Для обеспечения paботы пapотуpбоaгpегaтa в цехе устaновлен пapостpуйный эжектоp, обеспечивaющий отсос пapовоздушной смеси от концевых уплотнений туpбины, уплотнений штоков БЗК и PК. Отвод конденсaтa из ступеней эжектоpa осуществляется с помощью стaнционных конденсaтоотводчиков. Отвод воды охлaждения пpоизводится в коллектор сетевой воды после ПСВ.

В кaчестве paбочей сpеды эжектоpa используется свежий пap дaвлением 1,15 МПa (11,5 кгс/см2), обеспечивaемым с помощью цифpового пpопоpционaльно-интегpaльного pегулятоpa дaвления, состоящего из pегулиpующего клaпaнa с исполнительным мехaнизмом МЭО, упpaвляемым AСУ.

Туpбогенеpaтоp синхpонный тpехфaзный номинaльной мощностью 12 МВт, нaпpяжением 6,3 кВ, зaкpытого исполнения, с зaмкнутым циклом вентиляции, двухопоpный. Возбудитель БВС-50-300 устaновлен нa paме туpбогенеpaтоpa. Aппapaтуpa системы возбуждения paзмещенa в цехе, дистaнционные сpедствa упpaвления возбуждением и синхpонизaцией - в ГЩУ. Туpбогенеpaтоp выполнен нa встроеных подшипникaх.

Смaзкa подшипников - от общей системы мaслоснaбжения БПТГ.

Пpедусмотpенa возможность визуaльного нaблюдения зa стpуей стекaющего мaслa из подшипников.

Охлaждение туpбогенеpaтоpa воздушное, двухстpуйное, от вентилятоpов, устaновленных нa pотоpе. Циpкулиpующий в туpбогенеpaтоpе и возбудителе воздух охлaждaется во встpоенных водяных воздухоохлaдителях. Тpубные пучки воздухоохлaдителей выполнены из лaтунных тpубок с aлюминиевым оpебpением. Обмотки стaтоpa туpбогенеpaтоpa имеют 6 выводов, нaпpaвленных вниз.

Теплофикaционное обоpудовaние имеет следующее исполнение:

а) подогpевaтели сетевой воды с повеpхностью нaгpевa кaждого 200 м.кв и paсходом сетевой воды нa кaждый до 400 м3/ч пpедстaвляют собой кожухотpубные теплообменники веpтикaльного типa с плaвaющей нижней тpубной доской. Четыpехходовaя тpубнaя системa выполненa из лaтунных глaдких тpуб и кapкaсa с попеpечными сегментными пеpегоpодкaми; концы тpубок зaвaльцовaны в тpубные доски. Скоpость нaгpужения пpи вводе и выводе подогpевaтеля из действия должнa огpaничивaться (по скоpости изменения темпеpaтуpы сетевой воды) величиной 30° С/ч;

б) конденсaтные нaсосы теплофикaции центpобежного типa, моноблочные, веpтикaльные, с гидpопpиводной бустеpной ступенью, номинaльной подaчей 80 м3/ч, нaпоpом 100 м.в.ст, мощностью 42 кВт. Бустеpнaя ступень нaсосa paзмещенa в коpпусе гидpотуpбины. Коpпус нaсосa пpисоединен к флaнцу электpодвигaтеля пpи помощи фонapя. Уплотнение вaлa - торцовое. Утечка через уплотнение - не более 0,5 л/ч. Допустимое время paботы нaсосa нa зaкpытую зaдвижку - 3 мин. Насос не обеспечивает восстановление подaчи после сpывa (для восстaновления paботы нaсосa после ее сpывa необходим выпуск воздуха из пpоточной чaсти чеpез воздушные пробки);

в)цифpовой пpопоpционaльно-интегpaльный pегулятоp уровня в подогpевaтелях сетевой воды включaет 2 pегулиpующих клaпaнa с электpопpиводaми МЭО, упpaвляемыми AСУ, систему pычaгов.

Обоpудовaние, обеспечивaющее подогpев питaтельной воды для paботы стaнционных котлов, имеет следующее исполнение:

а) подогpевaтель питaтельной воды кожухотpубный, веpтикaльного типa с повеpхностью нaгpевa 60 м2 Paсход питaтельной воды до 90 т/ч, мaксимaльное paбочее дaвление в коpпусе 0,88 МПa(9,0 кгс/см2), мaксимaльнaя темпеpaтуpa пapa 300 °С, мaксимaльнaя темпеpaтуpa воды 175° С.

Основные узлы подогpевaтеля - корпус, съемнaя водяная кaмеpa, тpубнaя системa, состоящaя из тpубной доски, кapкaсa с сегментными пеpегоpодкaми, теплообменных U-обpaзных стaльных тpубок, paзвaльцовaнных в тpубной доске. Внутpенний объем водяной кaмеpы paзделен пеpегоpодкaми, с помощью котоpых обеспечивaются 4 ходa подогpевaемой воды. Скоpость нaгpужения подогpевaтеля опpеделяется условиями нaгpужения ТA. Скоpость снижения темпеpaтуpы питaтельной воды пpи плaновом выводе подогpевaтеля из действия огpaничивaется величиной 5 ° С/мин.

б) поддеpжaние уpовня конденсaтa пapa в коpпусе подогpевaтеля осуществляется с помощью цифpового пpопоpционaльно-интегpaльного pегулятоpa. Pегулятоp состоит из pегулиpующего клaпaнa с упpaвляемым AСУ МЭО и системы pычaгов.

.3 Турбоагрегат №5 типа АТ-25-1

Назначение и состав оборудования.

ТГ № 5 обеспечивает выработку тепла и электроэнергии и предназначен для работы в составе турбинного отделения КТЦ СГРЭС.

Для работы ТГ № 5 необходимо снабжение от станционных систем свежим паром и водой охлаждения, а также организация отвода пара, пароводяной смеси и воды.

Электросети и устройства станции должны обеспечивать питание потребителей ТГ № 5, отдачу электроэнергии от генератора в высоковольтную сеть, электрическую защиту генератора.

В состав ТГ № 5 входит следующее оборудование.

а) турбина типа АТ-25-1 с двумя отборами пара (I и II);

б) генератор;

в) пусковой электромасляный насос (ПЭМН) и резервный электромасляный насос (РЭМН);

г) маслобак с четырьмя маслоохладителями;

д) маслопроводы с арматурой;

е) вентилятор отсоса масляных паров;

ж) паропроводы, трубопроводы конденсата, сетевой воды и циркуляционной воды, отсоса пароводяной смеси, дренажи и воздушники, запорная и регулирующая арматура;

з) конденсатор;

и) конденсатный насос (КЭН);

к) подогреватель высокого давления (ПВД);

л) подогреватель сальниковый (ПС) и подогреватель низкого давления (ПНД);

м) 5 подогревателей сетевой воды (бойлеров) и 5 конденсатных насосов бойлеров (КНБ);

н) щит управления турбины и КИП для контроля за параметрами ТГ№ 5.

Основные технические характеристики.

Турбина одноцилиндровая типа АТ-25-1.

Рабочие параметры турбины:

мощность 25000 кВт;

частота вращения ротора - 3000 об/мин;

давление свежего пара - 29 кгс/см2;

температура свежего пара - 4000С;

максимальный расход острого пара на турбину - 208 т/час;

давление масла:

на регулирование - 6,5-7,5 кгс/см2;

на смазку - 0,4-0,75 кгс/см2;

давление пара на выходе из ЦВД - 0,2-1,0 кгс/см2;

температура пара на выходе из ЦВД - не выше 2300С.

Турбина имеет (качественное) дроссельное регулирование. Расход пара в цилиндр высокого давления (ЦВД) регулируется при помощи дроссельного клапана дающего пар при расходе пара до 130 т/час на первый диск.

Первый перегрузочный клапан открывается при расходе пара на турбину свыше 130 т/час и перепускает пар на четвёртый диск.

Второй перегрузочный клапан открывается при расходе пара на турбину свыше 170 т/час и перепускает пар на седьмой диск. ЦВД имеет 21 ступень давления.

Первый отбор нерегулируемый, берётся за 15 диском и идёт в ПВД для подогрева питательной воды.

Рабочие параметры ПВД:

по пару:

давление 9 кгс/см2;

температура2700С;

Рпроб. при гидроиспытании парового пространства12 кгс/см2;

по воде:

давление 50 кгс/см2;

температура1380С;

Рпроб. при гидроиспытании водяного. пространства62,5 кгс/см2;

число ходов4.

После 21-й ступени весь пар, прошедший ЦВД, по паропроводам II отбора поступает в бойлера №№ 1, 2, 3, 4, 13 для подогрева сетевой воды и в линию греющего пара на деаэраторы. Характеристика и порядок эксплуатации бойлеров даны в инструкции по эксплуатации бойлерных установок. Характеристика и порядок эксплуатации деаэраторов даны в инструкции по эксплуатации деаэраторов.

ПНД и ПС используются для подогрева добавочной ХОВ второй ступени. При работающем ТГ№ 5 вся добавочная химочищенная (ХОВ) вода II ступени проходит через ПНД и ПС с последующей подачей в деаэраторы (ДА) № 1,2. Греющей средой для ПНД и ПС является пар с расширительного бачка, с сальниковых уплотнений СК, ДК, перегрузочных клапанов и лабиринтовых уплотнений ЦВД. При отключении добавочной ХОВ необходимо обеспечить циркуляцию ХОВ конденсатным насосом турбины (КН) № 5 из конденсатора через ПНД, ПС, через линию рециркуляции в конденсатор. Дренажи из расширителя продувок, ПНД, ПС направлены в бак нижних точек (БНТ). Дренаж из ПВД может быть направлен в ДА № 1 дренажный бак (ДБ) и в БНТ. Слив ХОВ с водяных экранов переднего подшипника направлен в БНТ.

Технологическая защита.

Защита от превышения числа оборотов. Автомат безопасности (АБ) вступает в действие при увеличении числа оборотов до 3300-3360 об/мин, т.е. на 10-12% больше номинального числа оборотов и работает от 2-х бойков. При чем первый боек срабатывает при частоте вращения ротора 3300 об/мин, а второй - при частоте вращения 3360 об/мин.

Действие защиты происходит следующим образом: в отверстии, просверленном перпендикулярно оси вала, сидит палец (боек), удерживаемый пружиной, при превышении числа оборотов выше нормального, центробежная сила преодолевает сопротивление пружины, палец высовывается из отверстия и ударяет по выключающему рычагу автомата безопасности. При несрабатывании первого бойка срабатывает второй.

Защита от недопустимого осевого сдвига ротора. Импульс на срабатывание реле осевого сдвига (РОС) подается от датчика РОС, установленного на специальном кронштейне и прикрепленного к стулу подшипника. РОС снабжено прибором, который позволяет во время работы турбины следить за осевым перемещением вращающегося ротора в пределах его разбега между колодок упорного подшипника. Причиной недопустимого осевого сдвига может быть выплавление или износ баббитовой заливки колодок упорного подшипника. Установка на срабатывание - 1,7 мм осевого сдвига.

Защита от понижения давления в системе смазки. Импульс на срабатывание защиты подается от 2-х электроконтактных манометров, включенных последовательно. Установка на срабатывание - 0,2 кгс/см2.

Защита от понижения температуры перегретого пара. Импульс на срабатывание подается от показывающего и регистрирующего приборов температуры пара, контакты которых включены последовательно. Установка срабатывания - 3500С.

Аварийное отключение при помощи ключа «Аварийное отключение».

Примечание: при срабатывании защиты по вышеперечисленным пунктам закрываются стопорный клапан (СК), дроссельный клапан (ДК), пусковые паровые задвижки Т-51,Т-52.

Электро-магнитный ускоритель (ЭМУ) предназначен для предотвращения увеличения числа оборотов ротора при аварийном сбросе нагрузки генератором. Соленоид втягиваясь способствует быстрому сливу силового масла из-под дроссельного клапана.

Принцип работы следующий:

При любом отключении(от действия электрических или технологических защит ,ручного отключения и т.д.) масляного выключателя генератора при включенном положении переключателя защит подается импульс в схему ЭМУ. Открывается слив силового масла с сервомотора дроссельного клапана. Одновременно с подачей импульса на соленоид подается импульс на эл. мотор синхронизатора в сторону «Убавить».

При достижении 2900 об/мин шток синхронизатора, опускаясь вниз, снимает напряжение с соленоида с помощью концевого выключателя ВКС, золотник под действием собственного веса садится до упора вниз. Слив масла с сервомотора дроссельного клапана прекращается. Работает аварийный сигнал «отключение генератора», «ЭМУ сработал» (от концевого выключателя на соленоиде ЭМУ) ,выпадает блинкер «отключение генератора».

При этом закрываются дроссельный и перегрузочный клапана, турбина остается на оборотах.

Защита от затопления ПВД. Импульс на срабатывание подается от двух приборов ДПР, измеряющих уровень в ПВД. Установка срабатывания - 450 мм. вод. ст. При работе защиты закрываются задвижки Т-5330,Т-5331 от первого и второго нижних нагнетательных коллекторов, Т-5332, Т-5333 к первому и второму верхним нагнетательным коллекторам, задвижка П-526 первого отбора турбины. Открываются задвижки ЛП-42,Л-П43.

Технологическая сигнализация.

Затопление бойлеров №№ 1 ,2, 3, 4, 13. Импульс подается от прибора уровня в бойлерах. Установка срабатывания - 1700 мм. вод. ст.

Уровень масла в маслобаке низкий. Импульс на срабатывание подаётся от контакта встроенного в указатель уровня масла. Установка срабатывания - 680 мм .вод. ст.

Падение давления масла в системе смазки. Импульс на срабатывание подаётся от электроконтактного манометра (ЭКМ). Установка срабатывания - 0,3 кгс/см2.

Температура пара (низкая - высокая). Импульс на срабатывание подаётся от регистратора температуры пара. Установка срабатывания - 385-4150С.

Давление пара (низкое - высокое). Импульс на срабатывание подается от регистратора давления пара. Установка срабатывания - 27-30 кг/см2.

Затопление ПВД. Импульс подаётся от прибора ДПР уровня ПВД. Установка срабатывания - 300 мм. вод. ст.

Низкий расход питательной воды через ПВД. Установка срабатывания - 90 т/ч.

Осевой сдвиг ротора. Импульс подаётся от специального устройства, установленного на кронштейне и прикреплённого к стулу подшипника. Установка срабатывания - 1,1 мм.

Повышение давления пара во втором отборе. Установка срабатывания - 1,5 кгс/см2.

Командный аппарат.

Командный аппарат (КА) предназначен для связи рабочего места машиниста турбин с главным щитом управления (ГЩУ) и выдачи и приема прямых команд, используемых при эксплуатации турбоагрегата.

Через КА можно подать или принять следующие команды:

«Машина в опасности»;

«Разгрузить»;

«Машина не в системе»;

«Включено»;

«Прибавить»;

«Убавить»;

«Готово»;

«Внимание».

Напротив каждого табло с названием команды находится кнопка для подачи команды. При нажатии кнопки табло загорается и сопровождается звуковой сигнализацией, а при ее приеме на ГЩУ табло гаснет, а звуковая сигнализация отключается.

При приеме команды с ГЩУ так же табло загорается и сопровождается звуковой сигнализацией, а прием команды осуществляется нажатием кнопки «Съем сигнала».

2.4 Деаэраторная установка

Деаэраторы предназначены для удаления коррозионно-агрессивных газов из питательной воды паровых энергетических котлов.

Деаэрационная установка энергетического цикла состоит из двух деаэратора №1 ДА-200М струйно-барботажного типа и № 2 ДС-200 струйного типа производительностью по 200 т/час каждый.

Основные технические характеристики работы деаэраторов

Наименование показателя	ДА № 1	ДА № 2
1. Производительность, т/час	200 + 10	200 + 10
2. Абсолютная давление, кгс/см2	1,2+0,1	1,2
3. Температура деаэрированной воды, оС	104,25+2,3	104
4. Давление гидравлического испытания, кгс/см2	2,0	2,0
5.Остаточная массовая доля кислорода в деаэрированной воде, мкг/ дм3	20	20
6. Остаточная массовая доля свободной углекислоты в деаэрированной воде, мкг/ дм3	Отсутств.	Отсутств.
7. Номинальный удельный расход выпара кг на 1 т деаэрированной воды.	1,2 + 0,3	2,0
8. Мак. и минимальный подогрев воды, в пределах которого гарантируется требуемое качество деаэрированной воды, оС	64 ¸ 10	40 ¸ 5
9. Диапазон изменения, производительности в пределах, которого гарантируется устойчивая работа и требуемое качество деаэрированной воды, %	30 ¸120	30 ¸100
10. Диапазон изменения начальной массовой доли кислорода в исходной воде, в пределах которого обеспечивается требуемое качество деаэрированной воды, мкг/кг	20 ¸15000	-
11. То же, свободной углекислоты, мкг/ дм3	500¸10000	-
12. Диапазон изменения бикарбонатной щелочности в пределах которого гарантируется остаточная массовая доля свободной углекислоты в деаэрированной воде, мкг/дм3	400 ¸ 700	-
13. Масса деаэрационной колонки не более, кг.	1280	-
14. Объем деаэрационной колонки не более, м3	3,7	-

Принцип работы деаэрационной колонки деаэратора № 1 струйно-барботажного типа (схема обвязки приведена на рис.1) состоит в следующем.

Потоки воды, подлежащей деаэрации (конденсат БО 1¸4, 13, вода с ДБ) подается в верхнюю часть колонки на перфорированную тарелку 1, с которой вода стекает струями на расположенную ниже перепускную тарелку 2, откуда узким пучком струй увеличенного диаметра сливается на начальный участок непровального барботажного листа 3. Затем вода проходит по барботажному листу в слое, обеспечиваемом переливным порогом 4, и через водосливную трубу 5 сливается под уровень воды в деаэраторный бак 6 и по двум отводящим трубам подается в коллектор питательный воды на всас питательных насосов (ПЭН).

В Д№ 1 греющий пар (основной) подается в деаэраторный бак, и может подаваться дополнительно в нижнюю часть колонки 7 через РКД-1А. Проходя через отверстия барботажного листа и слой воды, который интенсивно обрабатывает воду, доводя ее до температуры насыщения, в результате чего происходит выделение кислорода и углекислого газа. По мере движения греющего пара навстречу потокам воды, пар конденсируется, отдавая тепло на подогрев воды. Несконденсированный пар вместе с выделившимися из воды газами (кислород и углекислый газ) удаляются из деаэратора в атмосферу через охладитель выпара или деаэратор подпитки теплосети (ДПТС).

Принципиальная схема обвязки ДА № 2 приведена на рис.2. Принцип работы деаэрационной колонки ДС-200 струйного типа основан на том, что вода, поступающая на верхнюю перфорированную тарелку деаэрационной колонки 2 и проходя поочерёдно перфорированные тарелки 2 в количестве 5 шт., дробится на струи и нагревается до температуры насыщения паром, подаваемым в нижнюю часть колонки. При этом происходит интенсивное выделение из воды растворённого кислорода и свободной углекислоты. При этом часть пара конденсируется, отдавая своё тепло на подогрев воды, а часть вместе с выделившимися из воды газами направляется в охладитель выпара, где пар конденсируется, а газы, выделившиеся из воды, удаляются в атмосферу через охладитель выпара.

Греющим паром деаэраторов является пар 2 отбора турбин №3, 5. Кроме того возможна подача в деаэраторы насыщенного пара от расширителя дренажей прямых продувок и пара от сепараторов непрерывной и периодической продувок котельного отделения, а также возможна подача пара от РОУ ст. № 5.

Для параллельной работы деаэраторов № 1, 2 их аккумуляторные баки соединены

уравнительной линией по пару и коллекторами питательной воды.

Для безопасной и безаварийной работы деаэраторы оборудованы следующими приборами и устройствами:

а) сигнализацией:

по давлению греющего пара (минимальное - 0,05 кгс/см2, максимальное - 0,4 кгс/см2);

по уровню воды (минимальный - 1,3 м, максимальный - 2,3 м);

б) предохранительными клапанами (давление срабатывания - 0,5 кгс/см2);

в) гидрозатвором (уровень срабатывания -2550 мм; давление срабатывания -0,45 кг/см2).

Деаэратор подпитки теплосети

Деаэратор подпитки теплосети (ДПТС) предназначен для удаления из подпиточной воды корозийно-активных газов - кислорода и свободной углекислоты.

Деаэратор состоит из деаэрационной колонки производительностью 100 т/час и аккумуляторного бака емкостью 35 м3, в котором собирается деаэрированная вода.

Химочищенная вода от коллектора ХОВ 1 ступени через водяной подогреватель, охладитель выпара ДПТС и паровой подогреватель поступает в головку деаэратора. Греющий пар в корпус деаэратора может поступать из верхней части головки деаэратора N1, коллектора II отбора ТГ № 3,4,5 и от РОУ-5А,Б.

Отсос паровоздушной смеси из ДПТС производится в охладитель выпара, где происходи конденсация пара, а воздух удаляется в атмосферу. Дренаж охладителя выпара направляется в дренажный бак V=12 м3.

Деаэрированная вода через задвижку Вх-19 и водо-водяной теплообменник поступает в бак подпитки теплосети (БПТС) 100 м3 на всас подпиточных насосов и подается в обратную магистраль теплосети.

При эксплуатации ДПТС необходимо соблюдать меры безопасности, определенные требованиями действующих «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

В качестве защитного устройства от недопустимого повышения давления и переполнения водой в ДПТС применяется гидравлический затвор. Давление срабатывания гидрозатвора 0,05 МПа (0,5 кгс/см2). Также гидрозатвор срабатывает при достижении уровня 1,8м. Перелив с ДПТС направлен в бак подпитки теплосети 12 м3.

Перед включением в работу после монтажа и ремонта, связанного с восстановлением плотности, деаэратора, а также по мере необходимости, деаэратор должен подвергаться гидравлическому испытанию избыточным давлением 0,2 МПа ( 2 кгс/см2), но не реже, чем через каждые 8 лет.

ДПТС струйно-барбатажного типа ДСА-100 со смещенной колонкой. Принцип работы конструкции следующий. ХОВ 1 ступени поступает на первую тарелку и через отверстия сливается на вторую тарелку. Со второй тарелки вода поступает на барбатажное устройство и сливается по двум водоопускным трубам в бак. Пар подаваемый в бак, под барбатажным устройством образует паровую подушку и, проходя через слой воды, нагревает её до температуры насыщения, при этом происходи интенсивное выделение из воды растворенного кислорода и углекислоты, которые удаляются в атмосферу.

ДПТС оборудован сигнализацией по давлению пара (0,05 - 0,4 кгс/см2) и по уровню воды (0,2 - 1,4 м).

Регулирование уровня в ДПТС производится регулятором, который может работать в автоматическом и дистанционном режимах.

.5 Насосы, бойлера, РОУ, ПСВ

Характеристики и назначение питательных насосов.

Таблица № 1.

Наименование характеристик	ПЭН № 1	ПЭН № 2	ПЭН № 3	ПЭН № 4	ПЭН № 5	ПЭН № 6
Тип насоса	ПЭ-100-53	ПЭ-150-53	ПЭ-150-53	ПЭ-250-45х2	ПЭ-250-45х2	ПЭ-100-53
Производительн., м3/ч	100	150	150	250	250	100
Рабочее давление, кгс/см2	53	53	45	45	53
Тип электродаигателя	4АЗМ-315/6000	4АЗМ-500/6000	4АЗМ-500/6000	4АЗМ-500/6000	4АЗМ-500/6000	4АЗМ-315/6000
Мощность электродвигателя, кВт	315,0	500,0	500,0	500,0	500,0	315,0
Напряжение, В	3000	3000	3000	3000	3000	3000
Число оборотов, об/мин	2975	2970	2970	2970	2970	2970

Питательные насосы предназначены для обеспечения питательной водой энергетических котлов, установленных в котельном отделении. Схема циркуляции питательной воды приведена на технологической схеме № 8.

В турбинном отделении установлены 6 питательных насосов. Питательные насосы центробежные, секционные, горизонтальные, однокорпусные. Концевые уплотнения у ПЭН №№ 1, 2, 3, 6 выполнены с мягкой сальниковой набивкой и подводом сырой охлаждающей воды, у ПЭН №№ 4, 5 концевые уплотнения торцевые с подводом охлаждающей химочищенной воды II ступени. Технические характеристики питательных насосов приведены в таблице №1.

Характеристики и назначение насосов сырой воды.

Насосы сырой воды предназначены для подачи сырой воды в химический цех, на заполнение баков сырой воды котельного отделения, охлаждения насосов, пробоотборников котельного и турбинного отделений. При аварийных ситуациях возможна подача сырой воды в систему пожарного водопровода и на подпитку теплосети. Схема волжской хозяйственной воды приведена на технологической схеме № 14.

В турбинном отделении установлены 4 центробежных насоса сырой воды. Технические характеристики насосов сырой воды приведены в таблице № 2.

Таблица № 2.

Наименование насоса	Тип насоса	Произв. насоса, м3/ч	Рабочее давление, кгс/см2	Тип электродвигателя	Мощн. эл. дв. кВт	Напряжение В	Число оборот. об/мин
НСВ № 1	К-99	90	5,4	АО282-2	55	220/380	3000
НСВ № 2	4К-6	90	8,7	А-81-2	55	220/380	3000
НСВ № 3	3К-6н	45	5,4	АО-2-52-2	13	220/380	3000
НСВ № 4	4К-6	90	8,7	АО282-2	55	220/380	3000

Характеристики и назначение дренажных насосов.

Дренажные насосы предназначены для перекачки конденсата из дренажного бака 25 м3 (ДБ-25) и бака нижних точек (БНТ) в деаэраторы №№ 1, 2.

Таблица № 3.

Наименование характеристик	Дренажный насос № 1 ДБ-25	Дренажный насос № 2 ДБ-25	Дренажный насос № 1 БНТ	Дренажный насос № 2 БНТ
Тип насоса	С-УХА	К-160-30	3К-6	К-100-65-200
Производительн., м3/ч	100	100	45	65
Рабочее давление, кгс/см2	3,2	3,5	4,0	5,5
Тип электродаигателя	АИР180М4	АИР180М4	АД62-3	АИР180М2
Мощность электродвигателя, кВт	30	30	20	22
Напряжение, В	220/380	220/380	220,380	220/380
Число оборотов, об/мин	1500	1500	3000	3000

В турбинном отделении установлены 4 центробежных дренажных насоса: 2 для перекачки конденсата из ДБ-25, 2 для перекачки конденсата из БНТ. Характеристика дренажных насосов приведена в таблице № 3.

Средства автоматики и сигнализации.

Для управления работой питательных и дренажных насосов, насосов сырой воды, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации, регулировки режимов, контроля параметров, безопасного обслуживания и ремонта они оснащены следующим оборудованием: средствами автоматики, сигнализации и КИП. Управление электрооборудованием, электрифицированной арматурой, автоматикой и сигнализацией осуществляется кнопками и ключами управления, а контроль параметров приборами и табло наблюдения, установленными на щитах управления и по месту.

Автоматическое включение питательных насосов.

Автоматическое включение питательных насосов, стоящих в положении автоматического включения резерва (на АВР), происходит при падении давления питательной воды за насосами до 37,0 кгс/см2, при этом работающий насос не отключается.

Автоматическое включение и отключение дренажных насосов.

Автоматическое включение и отключение дренажных насосов, стоящих в положении ²Автомат², происходит соответственно при повышении или понижении уровня конденсата в ДБ-25 или БНТ до значений уставок срабатывания.

Средства сигнализации.

Питательные насосы оснащены следующими средствами сигнализации:

Таблица № 4.

Наименование параметров	Единицы измерения	Уставки срабатывания
		Предупр.	Аварийная
Давление питательной воды за насосами низкое	кгс/см2	38,0	37,0
Давление питательной воды за насосами высокое	кгс/см2	44,0
Вода в электродвигателях ПЭН №№ 1-6	Сигнал
Резерв (работа АВР)	Сигнал
Температура подшипников высокая ПЭН №№ 2, 3	0С	65
Температура подшипников высокая ПЭН №№ 1, 4, 5, 6	0С	70

Дренажный бак ДБ-25 оснащен следующей сигнализацией - ²Аварийный уровень в дренажном баке².

Циркуляционные насосы.

Циркнасосы предназначены для обеспечения сырой волжской водой потребителей (котельное и турбинное отделения, химцех, насосную водоканала). При затоплении береговой насосной возможна откачка воды из помещения насосной ЦН №№ 2, 4.

На береговой насосной установлены 5 циркнасосов. Циркнасосы №№ 2, 5 вертикального исполнения, №№ 1, 3, 4 - горизонтального.

Технические характеристики циркнасосов приведены в таблице №1.

Таблица № 1.

Наименование характеристик	ЦЭН № 1	ЦЭН № 2	ЦЭН № 3	ЦЭН № 4	ЦЭН № 5
Тип насоса	1Д1 250- 63А	20НДСВ	IДI 250-63А	300Д90А	Шварцкопф
Производительн., м3/ч	1100	2700	1100	1350	2500
Рабочее давление, кгс/см2	5,25	3,1	5,25	5,4	3,25
Тип электродвигателя	ДАВ-315-4УЗ	АВ14-26-8	ВАО2-450-200	А-103-4М	АВ14-26-8
Номинальный ток, А	73	100	46,8	369	100
Мощность электродвигателя, кВт	200	400	200	200	400
Напряжение, В	3000	3000	3000	380	3000
Число оборотов, об/мин	1500	750	1500	1500	750

Промывочные насосы

Промывочные насосы (ПН) предназначены для промывки очистных сеток береговой насосной при их работе.

На береговой насосной установлено 2 промывочных насоса.

Технические характеристики промывочных насосов приведены в таблице № 3.

Таблица № 3.

Наименование характеристик	ПН № 1	ПН № 2
Тип насоса	4К-6	2К-9
Производительность., м3/ч	90	40
Рабочее давление, кгс/см2	9,8	3,0
Тип электродаигателя	АД-62-2	КО-42-2
Мощность электродвигателя, кВт	20	50
Напряжение, В	220/380	220/380
Число оборотов, об/мин	3000	3000

Очистные сетки

Очистные сетки предназначены для очистки воды, поступающей на всас. циркнасосов.

На береговой насосной в средних камерах водоприемника установлены 3 вращающиеся очистные сетки с электроприводом типа ²Бомаг². В настоящее время задействованы только очистные сетки №№ 2, 3.

Бойлерные установки

Бойлерные установки ТГ №№ 1, 3, 4, 5; сетевые и подпиточные насосы, конденсатные насосы бойлеров предназначены для обеспечения необходимой циркуляции сетевой воды, обеспечения заданных гидравлических и тепловых режимов на выводах северо-восточной и южной магистралей теплосети.

Характеристика и назначение бойлерных установок.

В состав бойлерной установки входят сами бойлеры, подводящие трубопроводы пара, входные и выходные трубопроводы сетевой воды, выходные трубопроводы конденсата, трубопроводы дренажей, отсосов паровоздушной смеси, уравнительных линий, системы защит, блокировок и сигнализаций, КИП.

Подогрев сетевой воды в бойлерах осуществляется паром II отбора турбин №№ 1, 3, 4, 5 или паром от РОУ-5²а²,²б² и с параметрами, указанными в таблице № 1.

В состав бойлерных установок турбины № 1 входят бойлеры №№ 14, 15, 16, ТГ № 3 - бойлеры №№ 5, 6, 7, 8, 9, ТГ № 4 - бойлеры №№ 10, 11, 12, ТГ № 5 - бойлеры №№ 1, 2, 3, 4, 13.

Таблица № 1.

№ Бой-лера	Поверх-ность нагрева, м/3	Расход воды, м3/ч	Расход пара, т/ч	Число ходов воды	Максимально допустимое рабочее давление по сетевой воде, кгс/см2	Максимально допустимое рабочее давление по паровой части, кгс/см2	Максимально допустимая температура греющего пара, оС	Гидравли-ческое сопротивление бойлера при номинальном Qсет.в. не более, кгс/см2
	200	400	33	4	14	1,5	250	0,5
	200	400	33	4	14	1,5	250	0,5
	200	400	33	4	14	1,5	250	0,5
	200	1200	49	2	14	1,2	250	0,5
	200	400	33	4	14	1,5	150	0,5
	200	400	33	4	14	1,5	150	0,5
	200	400	33	4	14	1,5	150	0,5
	200	1200	49	2	14	1,2	150	0,4
	200	400	33	4	14	1,5	150	0,5
	200	400	33	4	15	1,2	250	0,4
	200	400	33	4	14	1,5	250	0,4	400	33	4	15	1,2	250	0,5
	315	725	69	2	23	1,2	400	0,4
	200	400	33	4	15	7	400	0,5
	200	400	33	4	15	7	400	0,5
	200	400	33	4	15	7	400	0,5

Для управления работой бойлерных установок, сетевых и подпиточных насосов, конденсатных насосов бойлеров, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации, регулировки режимов, контроля параметров, безопасного обслуживания и ремонта они оснащены следующим оборудованием: блокировками, защитами, сигнализацией и КИП. Управление электрооборудованием, электрифицированной арматурой, защитами, блокировками и сигнализацией осуществляется кнопками и ключами управления, а контроль параметров приборами и табло наблюдения, установленными на щитах управления и по месту. Непосредственно около сетевых и подпиточных насосов, конденсатных насосов бойлеров установлены кнопки их аварийного отключения на случай экстренного или аварийного отключения. Условия работы средств автоматики, сигнализации, блокировок и защит приведены в инструкциях по эксплуатации турбин №№ 1, 3, 4, 5.

Регуляторами уровня оборудованы бойлерные установки для поддержания уровня конденсата в бойлерах. Регуляторы работают в автоматическом и ручном режиме и установлены на линии конденсата греющего пара после конденсатных насосов бойлеров.

Автоматическое включение конденсатных насосов бойлеров, стоящих в положении автоматического включения резерва (на АВР), происходит при отключении работающих насосов. На ТГ № 4 так же задействовано АВР при падении давления конденсата за насосом до 3,0 кгс/см2, при этом работающий насос не отключается.

Бойлерные установки турбин №№ 1, 3, 4 оснащены следующими блокировками:

а) автоматический останов работающего конденсатного насоса при понижении уровня конденсата в бойлерах до -400 мм на ТГ №№ 3, 4, -200 мм на ТГ № 1 с выдержкой 1 минута или работе насоса на ²стенку² более 3 минут;

б) автоматический запуск остановленного конденсатного насоса при повышении уровня конденсата в бойлерах до +150 мм на ТГ №№ 3, 4, 0,0 мм на ТГ № 1 при открытых задвижках по конденсату у бойлеров или открытии арматуры на канале РУК (регулятора уровня конденсата) в ПСВ.

Бойлерные установки турбин №№ 1, 3, 4 оборудованы защитой:

а) по аварийному отключению бойлера при повышении уровня конденсата в нем до +900 мм при работе нескольких бойлеров;

б) по аварийному отключению бойлерной установки (т.е. всей турбины) при повышении уровня конденсата в бойлере до +900 мм при работе турбины на один бойлер (только для ТГ №№ 3, 4).

Сетевые насосы.

Сетевые насосы предназначены для обеспечения циркуляции сетевой воды через контур теплосети и обеспечения необходимого гидравлического режима.

В турбинном отделении установлены 6 сетевых насосов. Технические характеристики сетевых насосов приведены в таблице № 2.

Таблица № 2.

Наименование характеристик	СЭН №1	СЭН №2	СЭН №3	СЭН №4	СЭН №5	СЭН №6
Тип насоса	КРХА 300/ 660/40А-019	КРХА 300/ 660/40А-019	КРХА 300/ 660/40А-019	СЭ-1250	СЭ-1250	СЭ-1250
Производительн., м3,ч	1250	1250	1250	1250	1250	1250
Рабочее давление, кгс/см2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0
Тип электродвигателя	TGL 24355	TGL 24355	TGL 24355	А4-400У 4М	А4-400У 4М	А4-400У 4М
Мощность электродвигателя, кВт	710	710	710	630	630	630
Напряжение, В	6000	6000	6000	3000	3000	3000
Число оборотов, об/мин	1490	1490	1490	1490	1490	1490

Конденсатные насосы бойлеров.

Конденсатные насосы бойлеров предназначены для откачки конденсата греющего пара от бойлеров. В турбинном отделении установлены 15 конденсатных насосов бойлеров. Технические характеристики конденсатных насосов бойлеров приведены в таблице № 3.

Таблица № 3.

Наименование насоса	Тип насоса	Произв. насоса, м3/ч	Рабочее давление кгс/см2	Тип эл. двигателя	Мощн. эл. дв. кВт	Напряжение, В	Число оборот. об/мин
КНБ №1	НКУ-140М	140	4,9	А200L493	45,0	220/380	1450
КНБ №2	НКУ-140М	140	4,9	А200L493	45,0	220/380	1450
КНБ №3	КС-50/55/2	50	5,5	АИР160S 2У3	15,0	220/380	2920
01RN - 04	КГВ-100/85-СД-УХЛЧ	100	8,5	5А225М2 УПУЗ	55	220/380	2900
01RN - 05	КГВ-100/85-СД-УХЛЧ	100	8,5	5А225М2 УПУЗ	55	220/380	2900
03RN - 04	1КС80-100	80	10.0	5А200l2У3	45,0	220/380	3000
03RN - 05	1КС80-100	80	10.0	5А200l2У3	45,0	220/380	3000
04RN - 04	1КС80-100	80	10.0	А200l2У3	45,0	220/380	3000
04RN - 05	1КС80-100	80	10.0	А200l2У3	45,0	220/380	3000
КНБ №6	К-80-50-200	80	8,0	А-62-4	14,0	220/380	1450
КНБ №6а	КС-50/55/2	50	5,5	АИР-160S2	15,0	220/380	2490
КНБ №7	КС/50/55/1	50	5,5	МО-160-4М	18,5	220/380	1450
КНБ №8	4К-12	120	3,8	А-62-2А	20,0	220/380	3000
КНБ №9	КС-50/55/2	50	5,5	АО2-71-4	22,0	220/380	1460
КНБ№10	КС-50/55/2	50	5,5	АО2-71-4	22,0	220/380	1460

КНБ №№ 1, 2, 3 предназначены для откачки конденсата бойлеров №№ 1-4; КНБ №№ 01RN - 04, 01RN - 05 - бойлеров №№ 14-16, КНБ №№ 03RN - 04, 03RN - 05,6,6а - бойлеров №№ 5-9; КНБ №№ 7,8, 04RN-04, 04RN-05 - бойлеров №№ 10-12; КНБ №№ 9,10 - бойлера №13. При необходимости возможна: откачка КНБ №№ 9, 10 конденсата бойлеров №№ 10-12,; откачка КНБ №№ 8, 7 конденсата бойлера № 13.

Подпиточные насосы.

Подпиточные насосы предназначены для подпитки теплосети химочищенной водой I ступени путем ее подачи в обратные магистрали южной и северо-восточной теплосети.

В турбинном отделении установлены 3 подпиточных насоса. Характеристика подпиточных насосов приведена в таблице № 4.

Таблица № 4.

Наименование характеристик	Подпиточный насос № 1	Подпиточный насос № 2	Подпиточный насос № 3
Тип насоса	Х80-50-200	Х100-65-250	К-100-65-200
Производительность, м3/ч	80	100	100
Рабочее давление, кгс/см2	5,0	8,0	5,0
Тип электродвигателя	АИР-160-М2У3	А225М2У3	АИР-180С2
Мощность эл. двиг., кВт	18,5	65	30,0
Напряжение, В	220/380	220/380	220/380
Число оборотов, об/мин	3000	2950	2930

Подогреватели сырой воды.

На станции в турбинном отделении установлены 4 ПСВ типа ПП-2-16-2-II (площадь поверхности нагрева 35.3 м3 ; давление греющего пара 2 кг/см2, номинальный расход воды 150 т/ч; температура греющего пара не более300˚С; давление воды не более 16 кг/см2; температура воды не более 200˚С)

Границами месторасположения подогревателей является: дренажный бак (25 м3) и дренажные насосы №№ 1, 2. ПСВ являются подогревателями поверхностного типа, включенными по воде и по пару параллельно. Сырая вода подается к подогревателям насосами сырой воды НСВ №№ 1-4. Проходя через ПСВ сырая вода подогревается до температуры 40-41°С и поступает в аппарат магнитной обработки воды, а за тем на ХВО. Подогрев сырой воды в подогревателях осуществляется насыщенным паром, паром с линии греющего пара на деаэраторы или паром II отбора турбоагрегата №5.

РОУ Жигулевского пивкомбината

РОУ ЖПК предназначена для редуцирования перегретого пара и подачи его на технологию на Жигулевский пивкомбинат. РОУ ЖПК подключена к системам турбинного отделения КТЦ Самарской ГРЭС.

РОУ производительностью 20т/час предназначена для редуцирования пара с «Р» = 34 кг/см2 и температуры пара «Т» = 4250С, до «Р»=6,0 кг/см2 и температуры «Т»=3000С.

Для снижения температуры пара на РОУ в качестве охлаждающей воды подается питательная вода от верхних нагнетательных питательных коллекторов (с давлением 40-45 кг/см2 и температурой 140оС). Проходя через регулятор температуры, питательная вода подается на дроссельно-охладительную решетку, где, смешиваясь с редуцируемым паром, понижает его до температуры в пределах от 230 до 300оС. На случай выхода из строя регулятора температуры на трубопроводе смонтирован обвод с ручным игольчатым вентилем и двумя запорными вентилями для отключения регулятора температуры.

Регулятор давления поддерживает заданное давление редуцированного пара с точностью до 0,5атм.

Регулятор температуры поддерживает заданную температуру редуцированного пара с точностью до 50С.

На трубопроводе редуцированного и охлажденного пара расположено аварийно-импульсное устройство, состоящее из импульсного и аварийного клапанов, для сброса излишков пара в атмосферу при повышении давления более 6,0 кг/см2.

Импульсно-предохранительное устройство действует следующим образом. При повышении давления редуцированного пара выше 6,0 кг/см2 происходит подъём золотника импульсного клапана, который открывает доступ пара из трубопровода в надпоршневое пространство аварийного клапана: клапан открывается и излишек пара через выхлопную трубу сбрасывается в атмосферу.

РОУ ТГ№5.

РОУ-5 предназначена для резервирования 2-го отбора ТГ № 5 и подачи пара на бойлера №№ 1, 2, 3, 4 ТГ № 5. Так же возможна подача пара от РОУ-5 на бойлера №№ 5, 6, 7, 8, 9 ТГ № 3, бойлера №№ 10, 11, 12 ТГ № 4, деаэраторы питательной воды и ДПТС. РОУ-5а и РОУ-5б могут работать параллельно или каждая в отдельности. Для работы РОУ-5б на бойлера №№ 5, 6, 7, 8, 9 ТГ № 3, бойлера №№ 10, 11, 12 ТГ № 4 необходима установка заглушки по пару на ОБ № 4.

В состав РОУ-5 входит следующее оборудование.

а) РОУ-5а и РОУ-5б;

б) паропроводы, трубопроводы питательной воды, дренажи, запорная и регулирующая арматура;

в) щит управления и КИП для контроля за параметрами РОУ.

Технические характеристики РОУ:

производительность 120 т/ч (РОУ-5а и РОУ-5б по 60 т/час каждая);

давление свежего пара - 29 кгс/см2;

температура свежего пара - 4000С;

давление редуцированного пара - 0,2-1,0 кгс/см2;

температура редуцированного пара - 130-2000С.

Параметры питательной воды:

давление - 45 кгс/см2;

температура - 102-1040С.

Для регулирования температуры пара на РОУ установлены регуляторы температуры, поддерживающие температуру пара на выходе из РОУ в заданном режиме. Регуляторы могут работать в автоматическом и дистанционном режиме. Проходя через регулятор температуры, питательная вода подается на дроссельно-охладительную решетку, где, смешиваясь с редуцируемым паром, понижает его параметры. На случай выхода из строя регулятора температуры на трубопроводе смонтирован байпас с ручным игольчатым вентилем и двумя запорными вентилями для отключения регулятора температуры.

Для регулирования давления пара на РОУ установлены регуляторы давления, поддерживающие давление пара на выходе из РОУ в заданном режиме. Регуляторы могут работать в автоматическом и дистанционном режиме.

Управление регуляторами температуры и давления пара осуществляется со щита управления РОУ-5.

На трубопроводе редуцированного и охлажденного пара каждого из РОУ-5а и РОУ-5б расположены по 3 импульсно-предохранительных устройства для сброса пара в атмосферу при повышении давления более 2,5 кг/см2.

Импульсно-предохранительное устройство действует следующим образом. При повышении давления редуцированного пара выше 2,5 кг/см2 происходит подъём золотника импульсного клапана, который открывает доступ пара из трубопровода в надпоршневое пространство основного клапана. Последний, в свою очередь, открывается и сбрасывает излишнее давление пара через выхлопную трубу в атмосферу.

3. Химический цех

.1 Химводоочистка

Химводоочистка работает по схеме 2-ступенчатого Na-катионирования природной воды (р. Волга) с предварительным известкованием и коагуляцией (предочистка). Затем Na-катионированная вода 2-й ступени подается на установку мембранного фильтрования (УМФ), которая предназначена для получения пермеата - частично обессоленной воды с помощью метода обратноосмотического фильтрования. Метод обратного осмоса заключается в фильтровании воды под давлением через полупроницаемые мембраны, пропускающие растворители и полностью или частично задерживающие растворенные вещества.

Сырая вода из р. Волга насосами, установленными в турбинном отделении, подается на подогреватели сырой воды (ПСВ). Подогретая до 40±1 0С вода поступает на два осветлителя, производительностью по 100 т/час. В осветлителях происходят процессы частичного умягчения, коагуляции (укрупнения) и отстоя продуктов реакции:

Ca(HCO3)2 + Ca(OH)2 ® 2CaCO3¯ + 2H2O(HCO3)2+Ca(OH)2 ® CaCO3¯ + Mg(OH)2¯ +CO2 + H2O

Кроме того, за счет подогрева воды происходит разложение солей временной жесткости:

(HCO3)2 ® CaCO3¯ + H2O+CО2

При гидролизе железного купороса (коагулянта) в щелочной среде образуется гидрат закиси железа:

FeSO4+Ca(OH)2 ® Fe(OH)2 + CaSO4

который под действием кислорода воздуха окисляется в гидрат окиси в виде трудно растворимых тяжелых хлопьев:

4Fe(OH)2 + O2 + 2H2O ® 4Fe(OH)3¯

Последние, оседая на дно, захватывают взвешенные органические и неорганические примеси. Образующиеся CaCO3 и Mg(OH)2, также выпадают в виде шлама, причем Mg(OH)2 частично адсорбирует содержащиеся в воде кремнекислые соединения.

Для полноты протекания реакций в воде поддерживается избыток извести, создается гидратная щелочность 0,3-0,4мг-экв/л.

Известково-коагулированная вода после осветлителей по сравнению с сырой имеет меньшее значение общей жесткости, окисляемости и кремниевых соединений в то же время значение рН возрастает примерно до 10,5

Из осветлителей вода поступает в бак коагулированной воды (200 м3), а из бака на механические фильтры, где происходит отделение механической взвеси, прошедшей из осветлителей.

После механических фильтров вода последовательно поступает на Na-катионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступеней, загруженные сульфоуглем, катионитом КУ-2-8.

Умягчение воды на катионите основано на его способности обменивать ионы жесткости (Mg 2+ , Ca 2+) воды на ион натрия (Na +) (R- радикал катионита):

2NaR + CaSO4 ® CaR2 + Na2SO4

NaR + MgCl2 ® MgR2 + 2NaCl

При израсходовании всех обменных катионов фильтры 1 и 2 ступени выводятся на регенерацию по проскоку ионов жесткости 200 мкг-экв/л и 10 мкг-экв/л соответственно. Процесс регенерации противоположен процессу умягчения и производится избытком раствора хлористого натрия (поваренной соли) в трехкратном количестве против теоретически необходимого:

CaR + 2NaCl ® NaR + CaCl2+ 2NaCl ® NaR + MgCl2

Химочищеная вода 1-ой ступени поступает бак химочищеной воды (200 м3) и далее в деаэратор подпитки теплосетей, а затем в баки подпиточной воды. Химочищеная вода 2-ой ступени поступает на УМФ, после установки - в бак частично обессоленной воды (200 м3), затем в деаэраторы № 1,2 питательной воды. В зимний период (с октября по апрель) в связи с увеличением доли конденсатов в питательной воде, снижением её солесодержания и, следовательно, снижением рН котловых вод, на УМФ включается подмес к пермеату химочищенной воды 2-й ступени (от 20 до 40 %).

Требования к добавочной воде: жесткость - не более 10 мкг-экв/дм3, общая щелочность - 0,2 -0,8 мкг-экв/дм3.

Осветлители.

При обработке воды методами коагуляции и известкования выделяется твердая фаза в виде хлопьев и аморфных и кристаллических осадков, которая должна быть отделена от обработанной воды.

Принцип работы осветлителей основан на вводе обрабатываемой воды под слой взвешенного шлама, куда подводятся и необычные реагенты. Шлам одновременно играет роль контактной среды, где происходят реакции осаждения и взвешенного шламового фильтра, в котором мелкие частички укрупняются и отводятся через шламоуплотнитель.

На ХВО ГРЭС установлено два осветлителя типа ЦНИИ-1, производительностью до 100т/час, с водяным объемом 200м3. Они предназначены для известкования и коагуляции исходной воды.

Осветлитель состоит из двух цилиндров разного диаметра, соединенных переходом, имеющим вид усеченного конуса. Внутри осветлителя находится шламоуплотнитель для поддержания уровня взвешенного шлама /шламового фильтра/. Для гашения вращательного движения воды предусмотрены вертикальные дырчатые перегородки, для выравнивания вертикального поступательного движения воды - верхние и нижние дренажные решетки. В верхней части осветлителя находится кольцевой сливной желоб с отверстиями для слива осветленной воды в сборный короб с успокоительным бачком. Для контроля за работой осветлителя предусмотрено восемь пробоотборных точек.

Работа осветлителя протекает в следующей последовательности:

Исходная вода, подогретая до 40º С /± 1/, подается по трубопроводу в воздухоотделитель , где освобождается от пузырьков воздуха.

Из воздухоотделителя по опускной трубе, через тангенциально направленный (через сопло) ввод, исходная вода поступает в нижнюю часть осветлителя - смеситель воды и реагентов. Тангенциальный подвод сообщает потоку воды вращательное - движение, способствующее перемещению ее с подводимыми реагентами (известкового молока и раствора железного купороса).

Известковое молоко и раствор железного купороса поступает в смеситель по радиально направленным трубопроводам. Известковое молоко и коагулянт вводятся выше ввода исходной воды.

Процесс химического взаимодействия реагентов с растворенными в воде веществами завершается в нижней части осветлителя. При выходе воды из зоны смесителя начинается выделение продуктов взаимодействия в виде хлопьев.

Этот процесс образования увеличения размеров и задержания хлопьев протекает на дальнейшем пути восходящего движения воды. Тангенциальное вращательное движение гасится вертикальными перегородками и горизонтальной, имеющей отверстия диаметром 100-150 мм.

Верхняя граница взвешенного шлама, образующего в осветлителе контактную среду, находится на уровне верхней кромки шламоприемных окон шламоуплотнителя. Избыток шлама непрерывно удаляется, для чего часть общего расхода воды (отсечка) отводится из контактной зоны в шламоуплотнитель. После зоны контактной среды основной поток проходит зону осветления, распределительную решетку и сливается через отверстия в кольцевой желоб. Из желоба вода поступает в сбросной короб, смешивается с осветленной водой, поступающей из шламоуплотнителя и по трубопроводу отводится в бак коагулированной воды.

Шлам оседает в нижний части шламоуплотнителя и, по трубопроводам, удаляется при продувке (непрерывной, периодической) в шламоотстойник.

Для сброса песка, поступающего с исходной водой и крупного шлама, служит грязевик, в качестве которого используется нижняя конусная часть осветлителя, ниже уровня сопла, через которое подается исходная вода. Скопившиеся грубые частицы периодически удаляются в шламоотстойник при продувке. Время продувки 1-2 мин. Частота продувки 1 раз в сутки.

Коагулянтное хозяйство

Приготовление раствора коагулянта производится в двух ячейках мокрого хранения коагулянта (емкостью по 30м3) в следующем порядке: технический продукт приводится автомашинами и загружается в ячейки , открывается вентиль на линии сырой воды.

После заполнения ячейки водой открывается воздух на перемешивание. Отстоявшийся в течение 30 минут крепкий раствор коагулянта из ячейки насосами через фильтр раствора коагулянта перекачивается в расходные баки и там разбавляется до необходимой концентрации. Дозирование раствора коагулянта производится насосами дозаторами.

Ориентировочная концентрация коагулянта:

во время паводка - 0,7 мг-экв/дм3 ,

в остальное время - 0,4 мг-экв/дм3.

Известь негашеная поступает в ячейку сухого хранения автомобильным транспортом.

Для гашения извести установлен аппарат «МИКа», который представляет собой горизонтально расположенный барабан (Ø 1000мм и длиной 3м), вращающейся от мотора посредством редуктора.

Барабан с внутренней стороны снабжен лопастями, служащими для перемешивания и передвижения извести. Аппарат загружается известью через загрузочную воронку.

Разгрузочная сторона аппарата снабжена ковшом - недопала, подающим недопал в бункер недопала.

Приготовление известкового молока в аппарате МИКА производится следующим способом и в следующем порядке.

В аппарат МИКА подается некоторое количество воды, включается мотор вращения барабана, благодаря чему известь подается из бункера и равномерно распределяется по всему аппарату. После этого в барабан добавляется вода до перелива ее из разгрузочного люка.

Гашение извести длится примерно час.

Для ускорения процесса гашения извести следует периодически перемешивать в барабане включением мотора, добавляя при этом небольшие порции воды. Перемешивание производится 2-3 раза за время гашения в продолжении нескольких минут

По окончании гашения (определяется по прекращению выделения пара) барабан включается и одновременно в него подается вода. Получающееся известковое молоко поступает через стенку в приемную камеру и далее самотеком в промежуточную мешалку известкового молока.

Из промежуточных мешалок, через песколовушку. известковое молоко подается насосами в мешалки крепкого раствора известкового молока, которыми следует пользоваться попеременно после опорожнения одной мешалки, залить ее свежим раствором, а раствор для работы брать из другой мешалки.

Перекачивающими насосами осуществляется рециркуляция раствора извести или подача раствора в мешалку рабочего раствора извести. Концентрация рабочего раствора в мешалке известкового молока обычно составляет 3-5%.

Известковые мешалки служат для приготовления известкового молока необходимой концентрации и поддержания его во взвешенном состоянии. Циркуляция известкового молока осуществляется центробежными насосами.

Подача раствора известкового молока на осветлители осуществляется насосами - дозаторами.

Солевое хозяйство.

Техническая соль поступает на ХВО автотранспортом. Для приема и хранения соли на ХВО установлены две ячейки мокрого хранения соли V = 75м3 , V= 80м3. Ячейки выполнены в виде железобетонных емкостей, защищенных двумя слоями стеклоткани на эпоксидной смоле и кислотостойкой плиткой на арзамите.

Ячейки предназначены для приготовления насыщенного раствора соли и имеют соответствующую обвязку:

Всас и рециркуляцию солевых насосов С-1, С-2, подвод сырой воды для заполнения, подвод воздуха для перемешивания и переливную трубу в дренажный приямок.

Всас солевых насосов выполнен из перфорированной трубы

Ǿ 80мм из нержавеющей стали, уложен в паз , имеющийся в днище ячейки. Во избежание заиливания всаса, он защищен щебенкой, выполняющей роль фильтра грубой очистки.

Характеристика насосов солевого раствора:

Тип насосов 2-Х-9п= 14,4 -32,4 м3/ч

Н= 20-13 м.в.ст.

П= 2900об/мин

Тип электродвигателя АО -51-2 = 4,5 кВт=380в

Завод-изготовитель - Свердловский насосный завод.

Насосы могут работать с любой из двух ячеек. Эти же насосы служат для перекачки насыщенного солевого раствора в бак - мерник V =5,5м3,. установленный в фильтровальном зале.

Для дополнительной очистки солевого раствора перед подачей на Nа-катионитные фильтры на нагнетании солевых насосов установлен фильтр соли (солерастворитель).катионитные и механические фильтры.

На ХВО ГРЭС установлено 6 Na-катионитовых и 4 механических напорных, параллельно-точных вертикальных фильтров производства Таганрогского завода «Красный котельщик»:

фильтра I ступени Ду-3000 мм, Н-3100 мм;

фильтра II ступени Ду-2000 мм, Н-1800 мм.

механических фильтра Ду-3400 мм, Н-2000 мм.

Механические фильтры загружены антрацитовой крошкой на высоту 1 м.

Корпус фильтра представляет собой цилиндр, торцы которого закрыты сферическими днищами. Корпус фильтра имеет 2 люка Ду-350 мм, Ду-800 мм для осмотра, ремонта, загрузки и выгрузки фильтрующего материала. В верхней части фильтра установлен отбойный щиток/верхнее дренажное устройство/, с которого вода равномерно разбрызгивается по поверхности фильтрующего материала.

В нижней части фильтра располагается нижнее дренажное устройство, предназначенное для равномерного распределения воды по площади фильтра.

Нижнее дренажное устройство является ответственным элементом механического фильтра. Оно изготавливается из нержавеющей стали и представляет собой коллектор с боковыми отверстиями, расточенными под конус. К коллектору присоединяются патрубки Ду-51 мм. Концы патрубков, присоединенных к коллектору, имеют конусообразную форму.

При сборке патрубки вставляются в отверстия коллектора и болтами с гайками закрепляются в горизонтальном положении с помощью приваренных к стенкам фильтра уголка и петель, приваренных к самому патрубку. На патрубке насверлены отверстия, которые закрываются полукожухом, вложенным вдоль нижней полуцилиндрической поверхности патрубка. На полукожух нанесены дренажные щели, размером от 0,1 - 0,4 мм.

Фильтр оборудован манометрами на входе и выходе воды для определения величины потери напора: воздушником, пробоотборными точками на входе и выходе воды.

На задней стороне фильтра расположен лючок для гидравлической перегрузки фильтрующего материала.

Фильтры I ступени умягчают коагулированную воду, прошедшую обработку в механических фильтрах, которая подается в аккумулирующие баки химочищеной воды V-200 м3. Оттуда насосами ХОВ №1,2,3 на подпитку теплосети.

Фильтры II ступени доумягчают воду из баков ХОВ для подпитки котлов и служат в качестве барьера для удержания проскоков ионов жесткости, удаляемых в фильтрах I ступени.катионитные фильтры I и II ступени имеют общие конструктивные элементы: корпус, распределительные устройства, фронт фильтра с трубопроводами и КИП.

Корпус фильтра представляет собой стальной цилиндр, с приваренными к нему сферическими днищами. Внутренняя поверхность имеет противокоррозионное покрытие из 6 слоев эпоксидной шпатлевки.

Фильтр рассчитан на рабочее давление 6 атм., пробное гидравлическое давление 9,0 атм.

На цилиндрической части корпуса расположены два люка. Верхний люк Ду-400 мм предназначен для внутреннего осмотра фильтра, ремонте верхней дренажной системы, загрузки и замера уровня катионита.

Нижний люк Ду-600 мм служит для производства ремонтных работ внутренних устройств, выполнения защитного покрытия.

В нижней части фильтра, на уровне нижнего распределительного устройства расположен лючок для гидравлической выгрузки материалов.

К нижнему днищу приварены лапы. Верхнее днище имеет скобу для погрузки, выгрузки фильтра при транспортировке и установке его на фундамент.

Распределительные устройства (верхнее и нижнее) является наиболее ответственным элементом фильтра, поскольку они предназначены для обеспечения равномерного распределения по всей длине площади потоков воды и раствора соли.

Помимо этого распределительные устройства должны предотвращать вынос ионнообменного материала в дренаж во время отмывок, а также что еще более важно, проникновение его в трубопровод ХВО в период рабочего цикла фильтра.

Нижнее распределительное устройство (НРУ) выполнено из нержавеющей стали, конструктивно представляет собой следующее: центральный коллектор Ду-150 мм с боковыми ответвлениями, состоящими из перфорированных труб , Ду-51 мм с приваренными к ним желобками. На желобках наносятся электросиловым способом поперечные щели размером 0,4 мм.

Ближе к коллектору концы боковых ответвлений (перьев) выполнены на конус и вставляются в отверстие коллектора, количество перьев - 32 шт. Сами перья имеют приваренные углы, которые соединяются болтом с уголком, проложенным по днищу.

Верхние распределительные устройства (ВРУ) выполнены в виде «звезды» из шести лучей, являющихся перфорированными трубками Ду-51 мм, которые вставляются в отверстия металлического стакана, приваренного к верхнему днищу фильтра.

Загрузка фильтра:20см антрацитовой крошки, служащей подстилочным слоем, и 1,8 - 2,0 м ионообменного материала для фильтров I ступени. 1,0 - 1,2 м ионообменного материала для фильтров II ступени.

Установки мембранного фильтрования.

Установки мембранного фильтрования предназначены для частичного обессоливания воды методом обратноосмотического фильтрования.

Метод обратного осмоса заключается в фильтровании воды под давлением через полупроницаемые мембраны, пропускающие растворители и полностью или частично задерживающие растворенные вещества.

Все комплектующие установки, контактирующие с исходной водой, изготавливаются из коррозионностойких материалов: нержавеющей стали, полиэтилена.

Мембранные элементы выполнены из высокоселективного тонкопленочного композитного материала, обеспечивающие очистку воды.

Производительность обратноосмотической установки мембранного фильтрования / УМФ/ 25,0 м3/час.

Мембранный модуль состоит из 18 мембран размерностью 8040 (Ø=203,2мм, длина=1016,0мм).

Таблица 1. Основные технические характеристики оборудования
№ п/п	Тип	Произв-ть при t = 150C, м3/час.	Вес, кг ориентир.	Потребля-емая мощ-ность, кВт	Тип и кол-во мембранных элементов, шт.	Присоединит. размеры, Dy, мм вход/выход
1	УМФ О-600 (2х300**)	25,0	2 000	до 50,0	80 х 40 : 18	100/80
Габаритные размеры, для установок *
УМФ О-600		мм
высота		2500
длина		4600
ширина		2000

В установку мембранного фильтрования входит: блок предварительной очистки воды (картриджные фильтры), мембранный блок, блок автоматического управления работой установки, запорно-регулирующая арматура.

В состав его включены фильтры механической очистки, удаляющие из воды взвешенные нерастворимые частицы размером более 10 мкм.

Блок предназначен для обессоливания воды на основе явления обратного осмоса. В комплектацию мембранного блока входят рулонные обратноосмотические элементы /мембраны/, размещенные в корпусах. Мембраны - спиральные, полиамидные, тонкопленочные. Рулонные обратноосмотические элементы гидравлически обвязаны определенным образом, для обеспечения расчетных характеристик. В данном случае произведена обвязка двух параллельно расположенных линий в составе одной установки, с возможностью их поочередного отключения для проведения технического обслуживания или снижения производительности установки.

Автоматическое управление работой установки осуществляется при помощи программируемого электронного контроллера, предназначенного для обеспечения работы установки в автономном режиме. Он размещается внутри эл. шкафа установки и может управлять работой насоса Н1, управляющих клапанов. На контрольных лампах и жидкокристаллическом экране (сенсорная точ. панель) контроллера можно регистрировать состояние установки. Режимы работы установки устанавливаются при помощи переключателей и экрана контроллера, установленных на передней панели эл. шкафа управления.

Трехпозиционные переключатели расположенные на лицевой панели эл. шкафа управления установкой, служат для включения/выключения установки и перевода в ручной режим работы (когда установка не реагирует на датчики) или автоматический. Кнопка «СБРОС», служит для сброса аварийных сигналов (для последующего запуска установки после устранения неполадок).

Для систематического смыва загрязнений с поверхности мембран задействована функция быстрой промывки («флэш»), которая позволяет в процессе работы установки на короткое время увеличивать скорость потока воды вдоль мембранного элемента. Также данная функция полезна для выпуска воздуха из мембранного модуля при первом запуске установки.

Для периодической промывки мембранного модуля от накопившихся солей задействована функция «основной» гидравлической промывки. При этом мембранный модуль промывается обессоленной водой из бака (ЧОВ) . Режим «основной» промывки является необходимым условием для увеличения срока службы дорогостоящих обратноосмотических элементов. Процедура промывки проводится в автоматическом режиме перед выключением установки из работы и в случае отключения исходной воды на входе в установку (срабатывания датчика сухого хода) перед переводом установки в режим «Ожидание».

3.2 Очистные сооружения

Очистные сооружения предназначены для очистки сточных вод, загрязненных мазутом, маслами и рассчитаны на прием и очистку сточных вод из главного корпуса с территории мазутного хозяйства и загрязненного конденсата мазутного хозяйства.

Очистка замасленных и замазученных стоков осуществляется методом напорной флотации в сочетании с более глубокой очисткой на механических и угольных фильтрах.

Производительность очистных сооружений 50 м3/час.

Замасленные стоки поступают в приемный резервуар V=200 м3 из главного корпуса по напорному трубопроводу Ду=100 мм через задвижку М-1, замазученные стоки - по напорному трубопроводу Ду=150 мм через задвижку М-2 с площадки мазутного хозяйства.

Приемный резервуар предназначен для приема и усреднения сточных вод. Вода из приемного резервуара через задвижку ВН поступает на всас насосов подачи воды во флотатор. Во флотатор, через напорный бак, вместе с водой подается воздух. Насыщение воды воздухом улучшает вынос нефтепродуктов с пузырьками воздуха на поверхность флотатора, где образуется легко удаляемый пенообразный слой, который сгребается скребковым механизмом в пеносборный лоток. Из лотка, собранные нефтепродукты, самотеком по трубе направляются в резервуар для сбора мазута V = 10 м3, откуда вручную вывозятся на нефтехозяйство.

Очищенная во флотаторе вода, насосами флотированных стоков, направляется на двухступенчатую адсорбционную очистку в механических и угольных фильтрах. После угольных фильтров, очищенная вода подается на ХВО в осветлители.

При поступлении стоков с малым содержанием нефтепродуктов, вода может быть направлена на механические и угольные фильтры, минуя флотатор через задвижку П-З.

Осадок из флотатора и приемного резервуара направляется насосом осадка в шламоотстойник и по мере накопления вывозится оттуда на свалку.

Основными показателями очищенной воды является содержание нефтепродуктов, величина которых не должна превышать 0,3 мг/л.

№	Наименование оборудования	Кол-во	Тип. Марка	Характеристика
1	Приемный резервуар	1		V=220 м3
2	Насосы подачи воды на флотатор	2	ЗКМ-6	Q=45 м3/ч Н=54 м в.ст
3	Напорный бак	1		V=8 м3
4	Флотатор	1		Q=50 м3/ч
5	Бак флотированных стоков	1		V=50 м3
6	Насос флотированных стоков	2	ЗКМ-6	Q= 45 м3/ч Н=54 м в.ст
7	Механический фильтр	2	0-2-2,0	Ду-2000мм, ТКЗ
8	Угольный фильтр	2	У-2,0	Ду-2000мм, ТКЗ
9	Бак промывки фильтров	1		V=100м3
10	Насос промывки фильтров	2	4КМ-3	Q=90 м3/ч Н=55 м в.ст
11	Резервуар уловленного мазута	1		V=10 м3
12	Насос перекачки осадка	1	АР-60	Q=24 м3/ч Н=20 м в.ст

Химический контроль ведется за очищенной водой на выходе из механических и угольных фильтров.

Приемный резервуар

Приемный резервуар служит для приема и отстаивания сточных вод, загрязненных нефтепродуктами.

Приемный резервуар оборудован водораспределительным и нефтесборными устройствами, трубами для подачи, выпуска и перелива сточной воды, трубами отвода нефтепродуктов, уровнемером.

Замасленные, замазученные стоки поступают в водораспределительное устройство, оттуда подводящей трубой подаются в центральную часть приемного резервуара, равномерно распределяясь по всему объему. Отстоявшаяся вода насосами НПФ подается во флотатор.

Шлам, накапливающийся в конусной части приемного резервуара периодически удаляется по линии осадки в шламоотстойник.

Флотатор.

Флотатор представляет собой бетонную емкость V = 50 м3, Ду=4000 мм, с коническим днищем, в центре которого имеется приямок для сбора осадка. В приямок заведен трубопровод подачи насыщенных воздухом сточных вод. Трубопровод заканчивается водораспределительным устройством, которое состоит из шести труб, лучами отходящих от центрального коллектора.

Водораспределительное устройство шарнирно укреплено на центральном коллекторе.

При выходе воды из щелей водораспределительных труб, за счет реактивной силы струи, происходит вращение устройства и равномерное распределение потока по центральной камере. Ввиду того, что поток попадает в открытую емкость, находящуюся под атмосферным давлением, растворимость воздуха в воде резко снижается и избыточный воздух выделяется во всем объеме центральной камеры в виде мельчайших пузырьков. Пузырьки воздуха увлекают эмульгированные нефтепродукты наверх по всей поверхности, ограниченной кольцевой перегородкой и образуют пенообразный слой. Для удаления пены, состоящей из флотированных нефтепродуктов, флотатор оборудован пеносборным лотком и скребковым механизмом. Собранные нефтепродукты самотеком стекают в резервуар мазута V=10 м3. Очищенная вода поднимается в пространство между кольцевой перегородкой и корпусом флотатора и переливается в водоотводящий поток и самотеком направляется в бак сбора флотированных стоков V=50 м3.

Механические фильтры.

На очистных сооружениях Самарской ГРЭС установлено 2 механических фильтра

Ду-2000мм, производства Таганрогского завода «Красный котельщик», которые служат для грубой очистки воды от нефтепродуктов после флотатора.

Механические фильтры загружены антрацитовой крошкой на высоту 1 м.

Скорость фильтрования 5-7 м/ч, что соответствует 16-22 м3/час.

На задней стороне фильтра расположен лючок для гидравлической перегрузки фильтрующего материала.

В основе работы механических фильтров лежит процесс фильтрования эмульгированных нефтепродуктов через слой антрацитовой крошки. Этот процесс основан на прилипании и обволакивании зерен фильтрующего материала эмульгированными нефтепродуктами.

Угольные фильтры

На очистных сооружениях установлено 3 угольных фильтра Ду-2000 мм, которые предназначены для тонкой очистки воды после механических фильтров. Скорость фильтрования 5-7 м/ч, что соответствует 16-22 м3/час.

Конструктивно угольные фильтры не отличаются от механических фильтров. Имеют ту же обвязку с трубопроводами, арматурой, манометрами на входе и выходе из фильтра, пробоотборные точки, как и механические фильтры. Отличие составляет верхняя дренажная система. Она представляет собой металлический стакан Ду-150 мм со вставленными в него 8 лучами Ду-57 мм, на которые нанесены отверстия для равномерного распределения воды по поверхности загрузочного материала.

Угольные фильтры загружены активированным углем марки ДАК или БАУ. Высота загрузки - 2,5 м.

Обслуживание угольных фильтров не отличается от обслуживания механических фильтров в последовательности операций.

Промывка угольных фильтров производится при достижении содержания нефтепродуктов в очищенной воде 0,3 мг/л или при увеличении перепада давления на входе и выходе до 1 атм.

Для промывки угольных фильтров собирается такая же схема, как для промывки механических фильтров.

Промывка производится в шламоотстойник.

.3 Водно-химический режим

Водно-химический режим на станции должен обеспечивать безаварийную и экономичную работу паросилового оборудования и тепловых сетей, в том числе получения пара, соответствующего нормам качества для котлов среднего давления.

Основные мероприятия, способствующие уменьшению отложений на поверхностях нагрева котлов, проточной части турбин и коррозии внутренних поверхностей нагрева, заключается в следующем:

- докотловая обработка воды на ХВО, обеспечивающая глубокое умягчение и прозрачность;

- коррекционная обработка котловой воды (фосфатирование и аминирование);

- дегазация всей питательной воды (удаление газов) в деаэраторе;

- соблюдение рационального режима продувок;

- своевременное и правильное консервирование теплосилового оборудования во время простоев и ремонтов.

Пароводяной тракт

В питательной системе ГРЭС имеются 2 атмосферных деаэратора напротив турбин № 3 и № 5. Деаэраторы предназначены для дегазации питательной воды, т.е. для удаления из воды растворенных углекислого газа и кислорода. Вода для питания паровых котлов (питательная) состоит из конденсата турбин, дренажей производственного конденсата и частично обессоленной воды. В деаэраторах поддерживается температура 102-104 градуса и давление 0,2 атм, производительность головки 200 т/час, емкость аккумуляторных баков 75 м3. Греющим паром аккумулятора является пар регулируемого отбора турбин №№ 1, 3,4,5 и выпар с расширителя прямых продувок сепараторов (периодических и непрерывных продувок). В случае, если пар от турбин подать невозможно, деаэраторы питаются от линии насыщенного пара.

Подвод воды в деаэратор осуществляется сверху деаэрационной колонки. Пар подается через расширитель снизу колонки. Барботируясь через дождевой поток, пар нагревает воду до температуры кипения и выделяет из нее растворенные газы, а дегазированная вода сливается в аккумуляторный бак деаэратора.

Химический контроль за работой деаэратора заключается в периодическом определении содержания кислорода и углекислоты. О каждом случае повышения содержания кислорода выше 20 мкг/кг следует доводить до НСС, начальника смены КТЦ и начальника химлаборатории.

На воду после деаэраторов распространяются нормы питательной воды для котлов с естественной циркуляцией давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПА).

*Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более при работе:

1.На жидком топливе	5 мкг-экв/дм3
2.На других видах топлива	10 мкг-экв/дм3

*Содержание соединений железа, не более при работе:

1.На жидком топливе	50 мкг/дм3
2.На других видах топлива	100 мкг/дм3

*Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более при работе:

1.На жидком топливе	10 мкг/дм3
2.На других видах топлива	Не нормируется

* Содержание растворенного кислорода в воде после деаэратора мкг/дм3, не более - 20.

* Содержание нефтепродуктов, соединений мг/дм3, не более - 0,5.

* Значение рН - 8,5-10,5

* Содержание аммиака должно обеспечивать рН конденсатов турбин не менее 7,5 (РД 34.37.522-88). На СамГРЭС рабочие значения аммиака составляют 0,8-1,1 мг/дм3.

При подпитке котлов умягченной водой, если показатель рН конденсатов ниже 7,5, рекомендуется поддерживать повышенные концентрации аммиака до значений, не вызывающих коррозию медных сплавов (РД 34.37.522-88) (не выше 1,5 мг/дм3 согласно данным химлаборатории СамГРЭС).

Качество конденсата турбин электростанции для котлов с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам - не более:

Общая жесткость при работе:

1.На жидком топливе	5 мкг-экв/дм3
2.На других видах топлива	10 мкг-экв/дм3
3.Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов	20 мкг/дм3

Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам:

Показатель	Единица измерения	Значение показателя
Общая жесткость, н.б.	мкг-экв/дм3	50
Содержание соединений железа, н.б.	мкг-экв/дм3	100
Содержание соединений меди, н.б.	мкг-экв/дм3	20
Содержание кремниевой кислоты, н.б.	мкг-экв/дм3	120
Значение рН	ед. рН	8,5-9,5
Перманганатная окисляемость, н.б.	мг/дм3	5
Содержание нефтепродуктов, н.б.	мг/дм3	0,5

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение рН котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единиц при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром.

Из деаэраторов питательная вода идет на всас питательных насосов, откуда через подогреватели высокого давления (ПВД) поступает в водяной экономайзер котлов и далее в барабан котла.

Питательная вода в барабане смешивается с котловой водой и по необогреваемым опускным трубам подводится к нижним коллекторам, откуда распределяется по обогреваемым экранным трубам. В экранных трубах начинается процесс парообразования, и пароводяная смесь из экранной системы по пароподводящим трубам вновь попадает в барабан, где происходит разделение пара и воды. Последняя смешивается с питательной водой и вновь поступает в опускные трубы, а пар через пароперегреватель поступает к турбинам. Таким образом, вода в котле движется по замкнутому кругу, состоящему из обогреваемых и не обогреваемых труб. В результате многократной циркуляции воды с образованием пара происходит упаривание котловой воды, т.е. концентрирование находящихся в ней примесей. Бесконтрольное возрастание примесей может привести к ухудшению качества пара (за счет капельного уноса котловой воды и ее вспенивания) и к образованию отложений на поверхностях нагрева. Для предотвращения этих процессов предусматривается ряд мероприятий:

ступенчатое испарение и внутрикотловые сепарационные устройства для улучшения качества образующегося пара,

коррекционная обработка котловой воды (фосфатирование и аминирование) для уменьшения количества отложений и поддержания рН паров по нормам ПТЭ,

применение непрерывной и периодической продувок с целью вывода избыточного количества солей и шлама,

консервация котлов в период летних простоев.

Ступенчатое испарение

Сущность этого способа состоит в разделении поверхности нагрева, коллекторов и барабанов на несколько отсеков, каждый из которых имеет самостоятельную систему циркуляции.

Питательную воду подают в верхний барабан котла, который является частью чистого отсека. Чистый отсек производит обычно до 75-80% общего объема пара. В нем поддерживают определенное и невысокое солесодержание котловой воды за счет увеличенной продувки в солевые отсеки. Пар из чистого отсека имеет удовлетворительное качество. Котловая вода солевых отсеков имеет повышенное солесодержание. Пар из солевых отсеков будет невысокого качества и потребует хорошей очистки, но его будет немного: 20-25%, поэтому общее качество пара будет удовлетворительным. Ступенчатое испарение осуществляется с помощью выносных циклонов, являющихся солеными отсеками. Чистым отсеком служит барабан котла. Продувочная вода из барабана котла поступает в установленный рядом с барабаном циклон, для которого эта вода является питательной. Циклон имеет отдельный контур циркуляции и выдает пар в барабан котла. Продувка осуществляется только из циклона.

Для снижения капельного уноса, т.е. влажности пара, в барабанах и циклонах котлов низкого и среднего давления предусматриваются различные сепарирующие устройства в виде пароотбойных щитов, щелевых перегородок, жалюзей, сухопарников, устанавливаемых перед пароотводящей трубкой. Действие их основано на механической сепарации пара за счет сил инерции, центробежных сил, смачивания и поверхностного натяжения. Все это позволяет отделить капельки воды, захваченные паром из парового пространства.

Коррекционная обработка котловой воды

В паровых котлах при высокой кратности испарения и сравнительно небольших водяных объемах в котловой воде настолько возрастает концентрация солей, что даже при незначительной жесткости питательной воды возникает опасность образования накипи на поверхности нагрева. Поэтому в котлах производится обычно «доумягчение»

посредством фосфатирования, т.е. коррекционной обработки котловой воды фосфатами:

тринатрийфосфатом, триполифосфатом натрия, диаммонийфосфатом , аммонийфосфатом, триаммонийфосфатом.

. Фосфатирование. При растворении в коррекционном растворе тринатрийфосфата или триполифосфата натрия образуются ионы Na+, PO43-.

Последние с катионом кальция котловой воды образуют нерастворимый комплекс, выпадающий в осадок в виде шлама гидроксилапатита

10 Ca2+ + 6 PO4 3- + 2 OH- ® 3 Ca3(РО4)2 × Ca(OH)2 ↓ ,

не прилипающего к поверхности нагрева и легко удаляемого из котла с продувочной водой. Одновременно путем фосфатирования может поддерживаться определенная щелочность и рН котловой воды, обеспечивающая защиту металла от коррозии. Избыток фосфатов в котловой воде должен поддерживаться постоянно в количестве, достаточном для образования шламовых солей жесткости. Однако превышение содержания фосфатов по сравнению с нормами ПТЭ также не допускается, так как при наличии большого количества железа и меди в котловой воде могут образовываться феррофосфатные отложения и накипи фосфата магния.

. Аминирование проводится для связывания углекислоты, выделяющейся в пар, из-за термического распада и гидролиза бикарбонатной и карбонатной щелочности:

+ CO2 + H2O ® NH4HCO3

При этом можно достичь значений рН пара, нормируемых ПТЭ, т.е. 7,5 и более.

Узел дозировки аммиака в добавочную воду находится на ХВО и обслуживается персоналом химцеха. Величина дозировки аммиака, выраженная в процентном соотношении от количества добавочной воды, подаваемой в котельный цех, устанавливается на автоматическом насосе-дозаторе персоналом ХВО в зависимости от рН перегретых паров по указанию лаборанта химконтроля.

. Для одновременного аминирования и фосфатирования (при отключении узла аминирования на ХВО) коррекционная обработка котловой воды проводится смесью аммонийных солей фосфорной кислоты в различном соотношении в зависимости от рН перегретого пара. При растворении в воде вышеуказанных солей в коррекционном растворе образуются ионы NН3+, РО43-.

Фосфатный или фосфатно-аммиачный раствор вводится в барабан котла первой ступени испарения. Фосфатно-аммиачный раствор готовится в комнате приготовления фосфатов на 2-м этаже котло-турбинного цеха в специальном баке-вытеснителе путем растворения солей на решетке для задержки грубых примесей горячей питательной водой и перекачивается в три фосфатных бака в турбинном отделении и один фосфатный бак в котельном отделении, откуда дозировочными насосами подается в котлы. Для надежного и непрерывного корректирования котловой воды в котлы №№ 1,2 и 9 подключены по 2 насоса, работающие либо совместно, либо в одиночном режиме (основные насосы находятся в турбинном отделении, резервные - в котельном). Три основных и один резервный фосфатный насос котлов №№ 3-5 находятся в турбинном отделении.

Раствор фосфатов готовится персоналом химцеха и контролируется по концентрации PO43- и при необходимости NH4+ лаборантами сменной лаборатории с записью результатов в рабочий журнал. Ввод фосфатного раствора и наблюдение за работой дозировочных насосов производится персоналом котельного цеха.

Контроль за концентрацией фосфатов в котловой воде ведет персонал химцеха (лаборанты химанализа сменной лаборатории). Для проверки правильности водно-химического режима в котловой воде необходимо контролировать не только концентрацию фосфатов, но и рН, так как условием соблюдения этого режима является соответствие между концентрацией фосфатов и рН.

Для быстрого устранения внезапного понижения рН котловых вод ниже норм ПТЭ (9,3 ед. рН для чистого отсека) на шестом этаже КТЦ на дымососной площадке имеется бак раствора щелочи. Раствор щелочи готовится персоналом химцеха в баке-вытеснителе в фосфатной комнате на втором этаже КТЦ и перекачивается с помощью насоса на шестой этаж. По указанию лаборанта химконтроля персонал КТЦ собирает схему для ввода щелочи в питательную воду.

Нормы качества котловой воды для котлов среднего давления до 40 кгс/см2 и ниже:

Показатель	Единица измерения	Значение показателя
Содержание фосфатов по чистому отсеку по солевому отсеку, не более	мг/дм3	1-3 30
Значение рН по чистому отсеку, не менее по солевому отсеку, не более	ед. рН	9,3 11,8
Относительная щелочность - по чистому отсеку, не более - по солевому отсеку, не более	%	Щфф³0,5Щоб 20 20
Солесодержание, не более - по чистому отсеку, не более - по солевому отсеку, не более	мг/дм3	220 1500 (ЭК №№ 1,2,9) 2400 (ЭК №№ 3-5)

Щот = 100% × 40 (2Щфф-Щоб) / Sк.в.,

где Щоб - общая щелочность котловой воды; Щфф - щелочность по фенолфталеину;

- эквивалентный вес NаОН; Sк.в. - солесодержание котловой воды.

Одним из основных требований, предъявляемых к водному режиму котлов, является получение пара допустимого качества, обеспечивающего минимальные загрязнения внутренних поверхностей пароперегревателя и проточной части турбин, где солевые отложения откладываются в виде кремниевых соединений и натриевых солей. Поэтому качество пара принято характеризовать по содержанию натрия.

Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией (40 кгс/см2), а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

- содержание натрия - не более 60 мкг/дм3;

- значение рН для котлов всех давлений - не менее 7,5.

Продувка котлов

Остаточные примеси, содержащиеся в питательной воде, попадая в барабанный котел, по мере испарения воды концентрируются, в результате чего солесодержание котловой воды непрерывно возрастает. В связи с этим возникает необходимость вывода этих солей из цикла обращения воды на электростанциях. Для барабанных котлов такой вывод осуществляется путем непрерывного удаления из солевого отсека некоторой части котловой воды, т.е., путем непрерывной продувки. Продувка связана со значительными тепловыми потерями, согласно картам ВХР котлов №№ 1-9 она должна составлять 2- 4 %.

Процент продувки подсчитывается по анализам котловой и питательных вод:

Р= 100% × (Sп.в. - Sп.) / (Sк.в -Sп.в),

где Sп.в - солесодержание питательной воды.п.- солесодержание парак.в. - солесодержание котловой воды (соленый отсек).

Непрерывная продувка котла осуществляется персоналом котельного цеха по указанию дежурного химконтроля на основании результатов анализа котловой воды. Дежурный лаборант сменной лаборатории рассчитывает необходимое на данный момент для выдерживания величины продувки 2-4 % солесодержание солевых отсеков в зависимости от солесодержания пара и питательной воды согласно формуле (2) и сообщает полученное значение машинистам котлов и начальнику смены КТЦ.

Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкции завода изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов тепло-химических испытаний, проводимых электростанцией, службами АО энерго или специализированными организациями.

Непрерывная продувка ведется на сепаратор непрерывных продувок через регуляторы (РНП). При необходимости непрерывная продувка может осуществляться на сепаратор периодических продувок помимо РНП. В сепараторах часть продувочного объема в виде пара возвращается в цикл через линию греющего пара на деаэраторы. Другая в виде воды высокого солесодержания идет в бак подпитки теплосети или дренируется.

Периодическая или шламовая продувка производится из нижнего коллектора котла. Назначение продувки - удаление из котла грубовзвешенного шлама , окислов железа, механических загрязнений в целях предупреждения заноса в экранные трубы и последующего прикипания их к трубам, скопления шлама в коллекторах и стояках.

Периодическая продувка работающих котлов производится персоналом котельного цеха по указанию дежурного по химконтролю 1-2 раза в сутки в зависимости от цветности котловой воды (желтый или темный цвет).

Во избежание нарушения циркуляции не разрешается открывать нижнее точки котла на продолжительное время (более 1 минуты).

Консервация котлов

Основным элементом, дающим отложения на поверхности нагрева, в частности, при избытке фосфат-ионов (феррофосфатные отложения), является железо, приходящее с питательной водой, образующееся в котле в результате стояночной коррозии в присутствии углекислоты.

Для борьбы со стояночной коррозией, протекающей в результате поглощения кислорода и наличия пленки влаги, предусматривают различные способы консервации оборудования.

Наиболее простой метод консервации на короткий срок (не более 30 дней) является заполнение котлов питательной водой с поддержанием избыточного давления для предотвращения присоса воздуха (кислорода).

Каждый случай консервации котлов должен быть отражен в оперативном журнале котельного отделения. Химический контроль предусматривает проверку избыточного давления и определения кислорода в питательной воде (не более 30 мкг/л), с записью в ведомости химконтроля и журнале консервации котлов.

При консервации на длительный срок более надежна консервация с применением ингибиторов коррозии, которые способствуют образованию на поверхности металла защитных пленок, препятствующих дальнейшему протеканию коррозионных процессов. В настоящее время на СамГРЭС применяется консервация теплоэнергетического оборудования октадециламином (ОДА) по специальной программе, утвержденной директором - главным инженером.

Сетевая и подпиточная вода

Умягченная вода после ХВО 1-й ступени собирается в баках подпитки теплосети. Для целей теплофикации имеются бойлеры вертикально- поверхностного типа и пиковые котлы (ПТВМ 50-1).

Котлы ПТВМ 50-1 - водотрубные с принудительной циркуляцией, создаваемой сетевыми насосами. Котлы прямоточные, нагрев происходит за один цикл, предназначены для покрытия пиков теплофикационных нагрузок, а также могут быть использованы как основные источники теплоснабжения.

Принципиальная питательная схема теплосети 1-го района выглядит следующим образом. Сетевая обратная вода, поступающая в общий коллектор, подается на всас сетевых насосов и далее на основные бойлеры 1-16. От бойлеров вода поступает на общий входной коллектор, после которого сетевая вода направляется в трубопроводы прямой воды Южной, Северной и Восточной трасс и к потребителям тепла. В основных бойлерах вода подогревается до 100-104 0С максимально.

При низких температурах наружного воздуха догрев сетевой воды осуществляется в пиковых водогрейных котлах ПТВМ-50, ст.№ 10,11,12. При потерях сетевой воды добавляется подпиточная вода с ХВО ГРЭС 1-й ступени через деаэратор подпитки теплосети.

Качество подпиточной и сетевой воды в соответствии с ПТЭ должно удовлетворять требованиям табл. № 1. В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течении 4-х недель для закрытых систем теплоснабжения по содержанию соединений железа - до 1,0 мг/дм3, растворенного кислорода - до 30 мг/дм3 и взвешенных веществ - до 15 мг/дм3.

Таблица № 1

Качество подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов в диапазоне температур 70-150 °С должно удовлетворять следующим нормам:

Вода	О2, мкг/дм3	СО2, мкг/дм3	рН	Железо, мг/дм3	Прозрач- ность, см	Взвеш. вещ-ва, мкг/дм3	Нефте- продукты, мкг/дм3
Подпитка	н.б. 50	отс	8,3-10,5		н.м. 40	н.б. 5,0	н.б. 1
Сетевая	н.б. 20	отс	8,3-9,5	н.м. 40	н.б. 5,0	н.б. 1

Карбонатный индекс Ик - предельное значение произведения общей щелочности и кальциевой жесткости, выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью более 0,1 г/м3×ч, в соответствии с ПТЭ зависит от температуры и рН воды.

Таблица № 2

Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в сетевых подогревателях

Температура нагрева воды, °С	Ик(мг-экв/дм3) при значениях рН
	н.б. 8,5	8,51 -8,80	8,81-9,2	Более 9,2
70 - 100	4,0	2,6	2,0	1,6
101 -120	3,0	2,1	1,6	1,4

Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды водогрейных котлах

Температура нагрева воды, °С	Ик(мг-экв/дм3) при значениях рН
	н.б. 8,5	8,51 -8,80	8,81-9,2	Более 9,2
70 - 100	3,2	2,3	1,8	1,5
101 -120	2,0	1,5	1,2	1,0

котел оборудование мазутное турбоагрегат насос

Значения подпиточной воды открытых систем теплоснабжения должны быть такими же, как и для сетевой воды.

Качество подпиточной воды для закрытых систем должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение сетевой воды.

Самарская ГРЭС

Самарская ГРЭС

Похожие работы на - Самарская ГРЭС