Расширение Самарской ТЭЦ с установкой ПГУ-190

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика ТЭЦ

2. Генеральный план станции

3. Компоновка главного корпуса

4. Техническая характеристика основного оборудования ТЭЦ

4.1 Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ Водогрейный котел КВГМ-180

4.2 Водогрейный котел ПТВМ-100

4.3 Турбина Т-110/120-130-3

4.4 Турбина ПТ-60/75-130/13

4.5 Турбина Р-50-130/13

4.6 Газовая турбина ГТЭ-65 (проектируемая)

4.7 Паровая установка К-60-90 (проектируемая)

5. Состав вспомогательного теплотехнического оборудования

6. Выбор состава основного оборудования и расчет тепловой схемы ТЭЦ

6.1 Исходные данные для расчета

6.2 Уточнение исходных данных для проектирования

6.3 Расчет состава основного турбинного и котельного оборудования

6.4 Проверка удовлетворения состава основного энергетического оборудования требованиям ПТЭ

6.4.1 Аварийный останов энергетического котла

6.4.2 Выход из строя одного пикового водогрейного котла

6.4.3 Выход из строя одной из основных турбин ТЭЦ

6.5 Разработка внешних узлов тепловой схемы

6.6 Расширители непрерывной продувки

6.7 Вакуумный деаэратор добавочной воды

6.8 Вакуумный деаэратор подпитки теплосети

6.9 Определение расхода пара из промышленных отборов турбины ПТ-60-130/13

6.10 Энергетические показатели турбоустановок ТЭЦ на максимально зимнем режиме

7. Расчет ПГУ

7.1 Исходные данные

7.2 Определение теплофизических характеристик уходящих газов

7.3 Расчет котла-утилизатора

7.4 Приближенный расчет паровой турбины

7.5 Определение экономических показателей парогазовой установки

8. Экономический анализ проекта

8.1 Исходные данные для расчета

8.2 Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект

8.3 Определение дополнительных отпусков электроэнергии и тепла

8.4 Определение эксплуатационных расходов

8.5 Определение показателей себестоимости электрической энергии для расширяемой части ТЭЦ

8.6 Выводы по финансово-экономическому анализу

9. Охрана труда

9.1 Безопасность эксплуатации технологического оборудования

9.2 Пожарная безопасность

9.3 Электробезопасность

10. Охрана окружающей среды

11. Спецвопрос

Вывод

Библиографический список

Введение

В городе Самара действует две ТЭЦ, ГРЭС и две крупные районные котельные (РК), более 380 промышленных и отопительных котельных. В зонах источников централизованного теплоснабжения (ТЭЦ и РК) наблюдается дефицит тепловой мощности, возрастающий с каждым годом.

На трех действующих ТЭЦ энергетическое оборудование, выработавшее свой ресурс, подлежит демонтажу или замене уже в ближайшее время.

По условиям генплана СГРЭС и БТЭЦ не имеют возможности расширения, либо они ограничены. Их реконструкция предусматривается с сохранением или при незначительном увеличении тепловой и электрической мощности за счет замены оборудования.

В текущем 2010 году срок службы оборудования Самарской ТЭЦ составит более 30 лет, то есть проблема ввода новых энергетических мощностей является актуальной.

Одним из перспективных направлений развития современной энергетики являются парогазовые установки (ПГУ), расчет которой для Самарской ТЭЦ представлен в данной работе.

1. Краткая характеристика ТЭЦ

Эксплуатация Самарской ТЭЦ начата 1 ноября 1972 года с розжига 1-го водогрейного котла ПТВМ-100. В декабре 1975 года введён 1-й энергоблок: паровой котёл БКЗ-420 НГМ, турбина ПТ-60-130, генератор ТВФ-63-2. ТЭЦ обеспечивает теплом и электроэнергией более 1/2 города. На ТЭЦ установлено 5 газомазутных котлов типа БКЗ-420-140 НГМ, 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100, 5 водогрейных котлов типа КВГМ-180, 1 турбина типа ПТ-60-130-13, 3 турбины типа Т-100/120-130-3 и 1 турбина Р-50-13.

В структурном составе ТЭЦ насчитывается 7 технологических цехов, 9 отделов и 3 лаборатории.

Основным видом топлива является природный газ, резервным - мазут. Производительность ХВО составляет:

по обессоленной воде - 272 т/ч;

по хим. очищенной воде - 6180 т/ч. Система горячего водоснабжения города - "открытая" с суммарной циркуляцией сетевой воды по тепловым магистралям 18-20 тыс. м³/ч.

ТЭЦ связана с энергетической системой воздушными линиями 11О кВт через подстанцию "Кировская", расположенную в 2,5 км от Самарской ТЭЦ.

Основные потребители ТЭЦ:

- по горячей воде - жилищно-коммунальный сектор города Самары;

- по пару-завод ОАО "Alcoa".

Режим работы ТЭЦ - круглогодичный, круглосуточный по электрическому графику, с провалами в выходные и праздничные дни технологической нагрузки по пару и горячей воде.

На станции выполнена реконструкция систем регулирования турбин Т-100/120-130-3, позволяющая увеличить выработку электроэнергии за счёт использования низкопотенциального пара.

Внедрены системы автоматического розжига горелок "АМАКС" с компьютерным управлением.

Котлы и турбины оснащены автоматическими системами управления технологических параметров.

Создан учебный центр с ЭВМ, позволяющий проводить подготовку персонала.

Организована шестая смена оперативного персонала, позволяющая интенсифицировать его подготовку.

В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу выполнены следующие мероприятия:

- реконструкция котлов БКЗ-420-140НГМ с внедрением двухступенчатого сжигания и увеличения степени рециркуляции газов до 10% - достигается снижение выбросов окиси азота на 40%;

- реконструкция схемы рециркуляции газов на водогрейных котлах КВГМ-180 и установка новых горелок производства АО "Паротехника", что обеспечивает снижение выбросов окислов азота на 20%;

- оснащение водогрейных котлов ПТВМ-100 горелками типа ГДС-100. При условии оптимального использования этих горелок снижение выбросов NO_X составляет 30%;

- с целью постоянного контроля за вредными выбросами с уходящими газами котлоагрегатов на Самарской ТЭЦ введён в работу газоаналитический комплекс, позволяющий непрерывно производить измерения О₂ NO₂, SO₂, CO, температуры и расхода уходящих газов в 6-ти газоходах.

2. Генеральный план станции

тэц водогрейный котел турбина паровой

Самарская ТЭЦ расположена в промышленной зоне Кировского района г. Самары вблизи жилых массивов в прямоугольнике, ограниченном улицей Алма-Атинской, пр. К.Маркса, Ракитовским шоссе и площадкой металлургического завода.

Станция предназначена для теплофикации жилых районов г. Самары и отпуска пара металлургическому заводу.

Площадка ТЭЦ представляет собой вытянутую с востока на запад территорию при средней длине 1900,0 м и средней ширине 450,0 м. С южной стороны площадки между ТЭЦ и металлургическим заводом располагается ж.д. станция с тремя приемоотправочными путями.

Автомобильные въезды расположены со стороны пр. К.Маркса и ул. Алма-Атинской.

ТЭЦ расположена в городской черте и обслуживается городским транспортом. На площадке предусмотрены и действуют четыре охранных пункта - на вводе ж.д. пути с ул. Алма-Атинской, на мазутном хозяйстве со стороны стройбазы ТЭЦ, на вводе ж.д. путей со стороны Ракитовского шоссе и на автомобильном выезде на территорию стройбазы ТЭЦ.

Ко всем зданиям и сооружениям запроектированы необходимые технологические и противопожарные проезды и автодороги с покрытием, аналогичным существующему. Кроме того, перекладываются постоянные железнодорожные пути в главный корпус, и намечается новый путь к складу - навесу мастерской привлеченных организаций.

ТЭЦ обслуживается находящимся у мазутного хозяйства пожарным депо, имеющим выезд на ул. Чекистов. Ближайшая городская пожарная часть Кировского района находится на расстоянии 5-ти км.

Рельеф площадки ТЭЦ - спокойный. Поверхность спланирована с абсолютными отметками над уровнем моря 75 - 77 м.

Опасные физико-геологические процессы и явления отсутствуют. Территория подвержена техническому подтоплению.

По климатическим условиям территория района относится к зоне распространения умеренного климата.

Максимальная глубина промерзания грунта - 165 см. Сейсмическая активность - до 6 баллов.

На общей территории в 84,37 га размещаются промплощадка, стройбаза строительного управления № 47, мазутное хозяйство ТЭЦ и шламоотвал. Тепловые выводы горячей воды и пара на потребителя выходят на все четыре стороны площадки. Часть из них выполнена наземной прокладкой, часть - подземной. Подвод газа - существующий и остается без изменений; сети водопровода, канализации и телефонной связи подключаются к городским коммуникациям.

Так как территория основной площадки ТЭЦ плотно застроена зданиями, сооружениями и очень насыщена подземными коммуникациями, размещение новых и расширение существующих зданий усложнено, поэтому для размещения проектируемых сооружений используется территория стройбазы. При этом существующее функциональное зонирование территории с учетом новых и старых технологических связей, противопожарных разрывов и проездов в основном сохраняется.

Настоящий проект расширения предусматривает строительство нового корпуса на территории стройбазы за ГРП 2. Проектируемые газоходы подключаются к существующей дымовой трубе. Проектируемая эстакада проводов для доставки воды и пара в новый корпус строится перпендикулярно существующей от главного корпуса к строящемуся.

3. Компоновка главного корпуса

Главный корпус ТЭЦ выполнен по компоновке серийной газомазутной ТЭЦ и состоит из основного, вспомогательного оборудования, постоянного и временного торцов.

Основные несущие конструкции главного корпуса ТЭЦ выполнены стальными. Стены изготовлены из керамзитовых панелей. Межэтажные перекрытия выполнены из сборных железобетонных плит. Компоновка корпуса выполнена двухпролётной:

- пролёт котельного отделения - 25,1 м;

- пролёт машзала - 39 м;

- шаг между колоннами - 12 м;

- длина главного корпуса - 252 м;

- ячейка парового котла - 24 м;

- ячейка турбоагрегата - 24,5 м.

Дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели установлены на открытом воздухе.

Паровые котлы устанавливаются фронтом к машинному залу. Деаэраторы высокого давления установлены на отметке 27,356 м в главном корпусе. Длина ячейки турбоагрегата ПТ-60-130/13 составляет 24 м, турбоагрегата Т-100/120-130 - 24,5 м. Обслуживание турбин осуществляется на отметки 12 м. Конденсационные установки расположены на отметки 4 м. Пол машзала и котельного отделения находится на отметке 0,00 м. Турбоагрегаты установлены поперёк машзала. Около каждой турбины установлен: питательный насос ПЭ-580-2030.В деаэраторной этажерке на отметке 12 м расположены тепловые щиты управления. На отметке 16 м расположены трубопроводы и паропроводный коридор. На отметке 12 м в котельном отделении в постоянном торце находятся РРОУ, РОУ и БРОУ.

В котельном отделении установлены два мостовых крана грузоподъёмностью 50 и 10 т, также как в турбинном отделении.

В турбинном отделении расположен железнодорожный въезд со стороны временного торца.

Ремонтные площадки расположены во временном торце главного корпуса.

4. Техническая характеристика основного оборудования ТЭЦ

Техническая характеристика установленного основного оборудования ТЭЦ приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Характеристики действующего основного оборудования СамТЭЦ

Наименование	Мощность, МВт; (для котлов D, т/ч).	Номинальные параметры острого пара, МПа/°С	Год ввода
1. Котел энергетический БКЗ-420-140НГМ ст.№1	420	14,0/550	1975
2. -"- ст. №2	420	14,0/550	1976
3. -"-ст. №3	420	14,0/550	1977
4. -"-ст. №4	420	14,0/550	1978
5. -"-ст. №5	420	14,0/550	1985
6. Турбина паровая ПТ-60-130/13 ст.№1	60	13,00/550	1975
7. Турбина паровая Т-100/120-130 ст. №2	110/120	13,00/550	1976
8. Турбина паровая Т-100/120-130 ст. №3	110/120	13,00/550	1977
9. Турбина паровая Т-100/120-130 ст. №4	110/120	13,00/550	1978
10. Турбина паровая Р-50-130 ст. №5	50	13,00/550	2002
11. Котел водогрейный ПТВМ-100 ст. №1	116		1972
-"- ст. №2	116		1972
-"- ст. №4	116		1973
14. Котел водогрейный КВГМ-180 ст. №4	209		1983
-"- ст. №5	209		1984
-"- ст. №6	209		1987
-"- ст. №7	209		1988
-"- ст. №8	209		1994

Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ

Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ-3 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, предназначен для сжигания газа и мазута под наддувом.

Котел спроектирован для работы со следующими параметрами:

- номинальная производительность по

перегретому пару - 420 т/час;

- давление пара в барабане котла - 159 кгс/см²;

- давление перегретого пара за паровой задвижкой - 140 кгс/см²;

- температура перегретого пара - 560 °С;

- температура питательной воды - 230 °С;

- величина наддува в топочной камере- 300 кгс/м²;

- водяной объем котла - 130 м³;

- паровой объем котла - 87 м³.

В настоящее время на СамТЭЦ в качестве основного режима работы оборудования принят режим с пониженными параметрами пара: за котлами

t_ПЕ =545°С, р_ПЕ = 130 кгс/см² ; перед турбинами t₀=540°С, p₀=120 кгс/см².

В аварийных случаях дефицита мощности в энергосистеме допускается кратковременная работа оборудования t_ПЕ =550°С, р_ПЕ =140 кгс/см²; t₀ =545°С, p₀=130 кгс/см².

Компоновка котлоагрегата выполнена по П-образной, сомкнутой схеме.

Топка представляет собой первый восходящий газоход. Вверху топки расположена вторая ступень пароперегревателя - ширмы, во втором (нисходящем) газоходе расположены: первая, третья и четвертая ступени конвективного пароперегревателя, первая и вторая ступени водяного экономайзера. Подогрев воздуха осуществляется в вынесенном регенеративном воздухоподогревателе.

Топка и конвективная шахта имеют общую газоплотную стенку, которая является задним экраном топки.

Топочная камера открытого типа, призматической формы полностью экранирована гладкими трубами 60x6 мм с шагом 80 мм с вваркой полосы между ними. Материал труб ст.20 и 15ХМ. Трубы из стали 15ХМ установлены на задних экранах котлов ст. № 1-5 между отметками 5,1 м и 15,9 м, т.е. в зоне воздействия факелов горелок.

На фронтовой стенке топки расположены восемь газомазутных горелок производительностью 3,5 т/ч по мазуту и 3800 нм³/ч на газе. Горелки расположены в 2 яруса, по четыре в каждом.

Топка в горизонтальном сечении по осям труб противоположных экранов имеет следующие размеры: 5930x13180 мм, объем топочной камеры 1427 м.

Экранные трубы сварены между собой в сплошные мембранные панели. Задний экран в верхней части образует трехрядный фестон из гладких труб; в нижней части вместе с фронтовым экраном - под топки, который закрыт шамотным кирпичом. Фронтовой экран в верхней части переходит в наклонный потолок топки (угол к горизонтали 15°), а в нижней части образует порог.

Боковые экраны имеют плоскую конструкцию. Экраны подвешены в верхней части каркаса и свободно расширяются вниз. Жесткость и прочность стен топочной камеры обеспечивается поясами жесткости. Пояса жесткости состоят из швеллеров-бандажей и вынесенных из изоляции двутавровых балок. По углам двутавровые балки поясов жесткости шарнирно связаны между собой, что обеспечивает обоюдное расширение экранов. Экраны разделены на 15 циркуляционных контуров: 13 относятся к чистому отсеку, 2 - к соляному.

Подогрев дутьевого воздуха производится в двух выносных РВП-54. Котлоагрегат оборудован дутьевым вентилятором типа ВДН-25х2 производительностью 437000 м /час и двумя вентиляторами рециркуляции уходящих газов типа ВГДН-17У.

4.1 Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ

Газомазутный водогрейный котел КВГМ-180-150-2 тепловой производительностью 180 Гкал/час (209,5МДж/час) предназначен для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ. Котел водотрубный, прямоточный, Т-образной сомкнутой компоновки, спроектирован для работы на газе и мазуте. Топка и опускной газоход имеют общий промежуточный экран. Расположение поверхностей нагрева в опускных газоходах симметричное.

Тепловые расчётные характеристики котла КВГМ-180-150-2:

- теплопроизводительность - 180 Гкал/час (209,5 МДж/час);

- максимальное давление в котле - 25 кгс/см² (2,45 МПа);

- температура на входе в котел- 70 -110°С;

- температура на выходе из котла- 150°С;

- расход воды через котел - 2210-4420 т/ч (613-1228 кг/с);

- гидравлическое сопротивление - 2,126-1,063 кгс/см²;

Габаритные размеры котла:

- ширина по осям колонн - 14400 мм;

- глубина по осям колонн- 7300 мм;

- высота - 29380 мм.

Топочная камера призматическая, вертикальная, открытого типа с размерами в плане 6480x5740 мм по осям трубных экранов. Экраны собираются из 12 блоков. Фронтовой и задний выполнены из труб 60x4 мм, сталь 20, с шагом 64 мм.

На котлах КВГМ-180-150 №-4,5 СамТЭЦ промежуточный экран выполнен газоплотным шагом 80 мм (плавник - 20 мм). Верхняя часть камеры закрыта потолочными экранами, каждый из которых состоит из 3-х блоков и выполнен из труб диаметром d_НxS мм = 38x4 мм, сталь 20 с шагом 42 мм. В нижней части, фронтовой и задний экраны образуют скаты пода котла. Объем топочной камеры составляет 763 м³. Обшивка топочной камеры выполнена из листовой углеродистой стали толщиной 3 мм.

Топочная камера оборудована шестью вихревыми газомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенах треугольником с вершиной вверх. Производительность одной горелки по газу - 3790 м³/час (1,053 м³/с), по мазуту - 3460 кг/час (0,961 кг/с).

Горелки по воздуху выполнены двухпоточными. Это способствует работе котла при сниженных нагрузках без отключения отдельных горелок (за счёт закрытия одного из каналов горелки).

Конвективные поверхности нагрева расположены в двух опускных газоходах с полностью экранированными стенами. Ограждающими поверхностями каждой конвективной шахты являются:

- промежуточная стена котла;

- боковая стена котла;

- фронтовая и задняя стены конвективной шахты.

Фронтовая и задняя стена конвективной шахты выполнена из труб d_НxS мм = 95х5 мм, сталь 20, с шагом 136 мм. В эти трубы входят горизонтально расположенные V-образные змеевики из труб d_НxS мм = = 32x3 мм, сталь 20. Для обеспечения плотности и снижения температуры обмуровки между этими трубами вваривается полоса толщиной 40 мм. Расположение труб в опускном газоходе шахматное.

Вода сетевыми насосами подаётся во входную камеру (сталь 20, d_НxS мм = 720x12 мм,). Из входной камеры вода идет в нижние камеры фронтового, заднего, промежуточных экранов топки и в нижние камеры боковых потолочных экранов опускного газоходов конвективной шахты. Диаметры водоперепускных труб - 273 с толщиной стенок - 8 мм, сталь 20.

Пройдя по 100 трубам d_НxS мм = 60x4 мм соответственно фронтового и заднего экранов; по 90 трубам d_НxS мм = 60x4 мм соответственно правого и левого промежуточных экранов и далее по 12 водоперепускным трубам d_НxS мм = 159х6 мм, сталь 20; по 135 трубам d_НxS мм = 38x3 мм, сталь 20 правого и левого бокового и потолочного экранов и далее по водоперепускным трубам диаметром 273x8, вода поступает в верхние камеры d_НxS мм = 273x14 мм, сталь 20. По вышеназванным экранам вода идёт снизу вверх. Далее вода поступает в стояки фронтовой и задней панели (по 24 стояка с каждой стороны котла), проходит сверху вниз по 384 трубам d_НxS мм = 32x3 мм верхних, средних и нижних полусекций конвективных пакетов и по 8 трубам d_НxS мм = 273x8 мм, сталь 20, собирается в сборной камере d_НxS мм = 720x12 мм, сталь 20. Тягодутьевые механизмы котла КВГМ-180, к ним относятся: дутьевой вентилятор, дымосос, дымосос рециркуляции газов. Дутьевой вентилятор ВДН-26-11-У - центробежная машина одностороннего всасывания правого вращения:

- производительность вентилятора - 272х10 м³/час (75,6 м³/с);

- полное давление - 478 кгс/м² (46,9 МПа);

- диаметр крыльчатки - 2600 мм.

Привод осуществляется от электродвигателя ДАЗО-217-44-8/1 СУ 1:

- мощность - 630/320 кВт;

- число оборотов в минуту - 741/594;

- напряжение - 6000 В.

Дымосос ДН-24хО,62 ГМ предназначен для отсоса дымовых газов из котлоагрегата КВГМ-180 при температуре газов на выходе не выше 200 °С. Электропривод - ДАЗО-217-44-8/ЮУ1:

- производительность - 375/300 тыс. м³/час (104/83 м³/с);

- скорость вращения - 741/594 об/мин (12/10 об/с);

- максимальный кпд - 84 %;

- потребляемая мощность - 502 кВт;

- диаметр крыльчатки - 2400 мм.

Крыльчатка дымососа - двухстороннего всасывания. Ходовая часть дымососа состоит из вала, 2-х литых корпусов подшипников с двухрядными сферическими роликоподшипниками, втулочно-пальцевой муфты и ступицы. Корпуса подшипников ходовых частей имеют масляные ванны для жидкой смазки подшипников. Змеевики, помещённые в масляные ванны корпусов, служат для водяного охлаждения масла.

Дымосос рециркуляции ВГДН-21 - центробежная машина левого вращения одностороннего всасывания, для подачи дымовых газов рециркуляции:

- производительность - 142 тыс. м³/час (39,4 м³/с);

- полное давление - 478 кгс/см² (46,9 МПа);

- потребляемая мощность - 156 кВт;

- максимальный кпд - 81 %;

- диаметр рабочего колеса - 2100 мм;

- частота вращения ротора - 1000 об/мин (17 об/с).

Обмуровка котла состоит из изоляционных и армирующих материалов, асбестовой части наносимой напылением, армированной сетки, уплотнительной штукатурки и стеклоткани с полимерным покрытием.

Толщина обмуровки 110-130 мм. Коллекторы со стороны газоходов защищаются шамотобетоном, наружная часть покрывается асбестовой изоляцией. Для поддержания требуемой температуры воздуха на входе в котел (t_B = 45 °С) установлены двенадцать калориферов КБ-126.

4.2 Водогрейный котел ПТВМ-100

Пиковые теплофикационные водогрейные котлы типа ПТВМ-100, установленные на Самарской ТЭЦ, предназначены для покрытия, как пиковых нагрузок, так и основных в системе централизованного теплоснабжения и представляют собой прямоточные агрегаты, подогревающие непосредственно воду тепловых сетей. При работе котла в пиковом режиме циркуляция воды происходит по 2-хходовой схеме.

- тепловая производительность - 100 Гкал/час (116,4 МДж/час);

- рабочее давление - до 25 кгс/см² (2,5 МПа);

- максимальная температура (Т2)

- воды на выходе из котла - 150° С;

- номинальный расход воды (Д)

при пиковом режиме - 2140 т/час (594 кг/с);

- минимальный расход (Д) - 1500 т/час (417 кг/с);

- гидравлическое сопротивление - 0,96 кгс/см².

Топочная камера предназначена для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Размеры топочной камеры в плане - 6,23x6,23 м., высота призматической части - 5,3 м. Стены топочной камеры экранированы трубами d_HxS = 60х3 мм с шагом Н - 64 мм. Количество труб в фронтовом и заднем экранах по 96 шт., в левом и боковом экранах по 98 шт.

Амбразуры горелок выполнены из ошипованных трубчатых колец, включенных в циркуляционный контур котла. Все трубы экрана соединены между собой горизонтальными поясами жесткости с шагом по высоте 2,8 м. Настенные экраны котлов вварены в верхние и нижние камеры (коллекторы) d_HxS = 273x13 мм.

Верхние камеры боковых экранов разделены перегородкой (заглушкой) на две части - фронтовую и заднюю. Экранные трубы и коллекторы выполнены из стали 20. Объем топочной камеры - 245 м³. Лучевоспринимающая поверхность экранов - 224 м³.

Конвективная часть состоит из 96 секций, каждая секция представляет со бой змеевики из труб d_HxS = 28x3 мм, вваренные своими концами в стояки d_HxS = 83x3,5 мм. Змеевики расположены в шахматном порядке с шагом Н = 33 мм. Трубы змеевиков каждой секции свариваются 6-ю вертикальными дистанционирующими планками, образуя жёсткую форму. По ходу газов конвективная часть разделена на два пакета, зазор между которыми составляет 600 мм. Поверхность нагрева конвективной части 2960 м. Стояки по длине имеют две перегородки для соответствующего направления движения воды через змеевики. Водяной объем, включая трубопроводы в пределах котла - V=30 м³. Температура уходящих газов при максимальной нагрузке:

- при работе на мазуте - 230 °С;

- при работе на газе - 185 °С.

КПД котла при 40% нагрузке 92,6% и 92,1% соответственно при работе на мазуте и газе. Котёл работает устойчиво в диапазоне нагрузок от 15 до 100%. Компоновка котла башенная с верхним выходом дымовых газов на естественной тяге. Котлы водотрубные с принудительной циркуляцией. Вода в котле нагревается за один цикл, т.е. кратность циркуляции равна единице.

Котел оборудован 16 газомазутными горелками производительностью 900 м³/час (0,25 м³/с) по газу и 800 кг/час (0,22 кг/с) по мазуту. Конструкция горелки предусматривает периферийный подвод газа и механический распыл мазута. Форсунки, не охлаждаемые, и при отключении мазута на горелках форсунки необходимо удалить из топки или поставить под пар. Изменение теплопроизводительности котла осуществляется путем изменения числа работающих горелок.

Каркас котла состоит из четырех плоских рам, связанных в конструкцию в виде параллелепипеда общей высотой 14,45 м и размерами в плане 6,9x6,9 м. верхней отметке расположены грузовые ригели рам и несущие балки потолка, к которым подвешивается весь котел. Для придания общей пространственной жёсткости конструкции используются помосты, опоясывающие каркас на трёх, отметках. Обмуровка выполнена облегченной с креплением к экранным трубам. Натрубная обмуровка состоит из трех слоев теплоизоляционных материалов: шамотобетона, минеральной ваты в виде матрацев в металлической сетке и уплотнительной газонепроницаемой обмазки, которая также обеспечивает гидроизоляцию котла от атмосферных осадков. Общая толщина обмуровки - 115 мм.

Котлоагрегаты, установленные на станции, работают в пиковом режиме. При работе котла в пиковом режиме циркуляция воды происходит по 2-х ходовой схеме: из напорного трубопровода сетевая вода попадает в нижнюю входную камеру, откуда по четырём трубам d_HxS мм = 263x7 мм (по двум к нижнему коллектору левого бокового экрана и по двум - к нижнему коллектору правого бокового экрана) подаётся к коллекторам боковых экранов и делается два хода.

Первый ход: снизу вверх по боковым экранам и через боковые верхние коллектора, фронтовой и задний верхние коллектора, конвективную часть попадает в промежуточные коллектора фронтового и заднего экранов.

Второй ход: из промежуточных коллекторов сверху вниз вода проходит фронтовой и задний экраны и попадает в нижнюю выходную камеру, а оттуда по трубопроводу диаметром 630 на 8 мм в коллектор горячей воды диаметром 800 мм.

Подача воздуха в каждую горелку производится вентилятором типа Ц - 9 - 57 с производительностью 10000 м³/час (2,8 м³/с), с напором 160 мм вод. ст. (1,57 кПа), мощность электродвигателя 7 кВт и числом оборотов электродвигателя 1450 об/мин (24 об/с). Вентиляторы установлены на нулевой отметке и имеют общий всасывающий короб.

На каждом котле установлено по 4 обдувочных аппарата. Обдувочный аппарат представляет собой вращающуюся трубу d_Т=50 мм с отверстиями, через которые выходит пар с давлением 13 ата, струи которого и очищают поверхности нагрева конвективной части котла.

Для обеспечения надежной и бесперебойной работы котла предусматривается защита и сигнализация отклонения от заданной величины наиболее важных параметров.

4.3 Турбина Т-100/120-130-3

Одновальная, паровая теплофикационная турбина типа Т-100/120-130 с конденсационной установкой и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-120-2 мощностью 120000 кВт, с водородным охлаждением и отпуску тепла для нужд отопления.

Данная инструкция составлена для работы турбины при следующих параметрах свежего пара:

- давление (абсолютное) 130 кгс/см²;

- температура 555°С;

- частота вращения ротора 3000 об/мин;

- номинальная мощность турбины 110 МВт;

- максимальная 120 МВт;

- номинальный расход свежего пара 480 т/ч;

- максимальный 485 т/ч

- расход свежего пара на конденсационном

режиме при номинальной мощности 398 т/ч.

Номинальная отопительная нагрузка (суммарно по обоим отборам) составляет 175 Гкал/ч (около 340 т/ч).

Максимальная отопительная нагрузка с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор, для подогрева сетевой или подпиточной воды составляет 184 Гкал/ч.

Турбина имеет два отопительных отбора: верхний и нижний, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах. Отборы пара имеют следующие пределы регулирования давления:

- верхний отопительный 0,6 - 2,5 ата;

- нижний отопительный 0,5 - 2 ата.

Давление отработавшего пара составляет 0,053 МПа, расход охлаждающей воды на турбину - 16000 м³/ч.

Общий вес турбины (без запчастей) составляет приблизительно 400 тонн.

Турбина представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давлений. Цилиндр высокого давления выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндре высокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндре среднего давления от среднего подшипника к генератору.

Цилиндр низкого давления - двухпоточный.

В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и 8 ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) - 14 ступеней давления.

В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени и по одной ступени давления.

В турбоустановке может осуществляться одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. Для этого предусмотрена возможность отбирать пар их 2-х камер турбины: за 21 и 23 ступенями. В случае ступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 23 ступенью и регулируемое давление поддерживается в этом отборе в пределах 0,5 - 2 ата.

В случае двухступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 21 и 23 ступенями. Регулируемое давление в этом случае поддерживается за 21 ступенью в пределах 0,6 - 2,5 ата.

В обоих случаях пропуск пара в цилиндр низкого давления регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26 ступени.

При переходе с одноступенчатого подогрева сетевой воды на двухступенчатый регулятор давления отопительного отбора следует переключить соответственно с камеры за 23 ступенью на камеру за 21 ступенью.

Давление пара в перепускных трубах между цилиндром высокого давления принято около 34 ата.

Турбина имеет сопловое регулирование.

Пар поступает из отдельно стоящего впереди турбины стопорного клапана по четырем перепускным трубам к регулирующим клапанам, расположенным на цилиндре высокого давления турбины (два в верхней половине, два - в нижней).

Управление регулирующими клапанами осуществляется при помощи кулачкового распределительного устройства, вал которого приводится во вращение поршневым сервомотором через зубчатый сектор. Первый и второй клапаны O 125 мм рассчитаны на пропуск пара - 320 т/час, обеспечивают мощность 90 мВт при конденсационном режиме. Третий клапан также O 125 мм, а четвертый клапан O 90 мм. Для уменьшения скорости пара в трубе 1-го клапана, между паровой коробкой и 1 и 4 клапанов, осуществлен перепуск пара трубой d_У - 100 мм. При этом паровая коробка 4 клапана (при закрытом 4 клапане во время работы) всегда находится в подогретом состоянии. Четвертый клапан - перегрузочный.

Поверхность охлаждения конденсаторов 6200 м², включая поверхность роенных пучков, составляющую 15% от общей поверхности. Конденсаторы рассчитаны по водяной стороне на пропуск через всю поверхность циркуляционной воды в количестве 16000 м³/ч. Предусмотрена возможность отключения по охлаждающей воде для чистки любого трубного пучка без останова турбины. Суммарный расход охлаждающей воды на турбоустановку - 16700 м³/ч.

Два конденсатных насоса производительностью по 320 м³/ч откачивают конденсат из конденсаторов через регенеративные установки в деаэратор. Один из насосов является резервным; он должен быть всегда заполнен водой и готов к пуску. Включается насос автоматически.

Холодильники основных эжекторов по водяной стороне рассчитаны на работу на полном давлении конденсатных насосов и на пропуск основного конденсата в количестве не менее 70 м³/ч и не более 200 м³/ч. Из двух основных эжекторов в работе обычно находится один, другой является резервным, он должен быть включен по основному конденсату и всегда готов к пуску.

4.4 Турбина ПТ-60/75-130/13

Турбина ПТ-60/75-130/13 - конденсационная, номинальной мощностью 60 при 3000 об/мин, с двумя отборами пара предназначена для привода генератора переменного тока ТВФ-63-2 мощностью 63 МВт и спроектирована на начальные параметры пара 12,75 МПа и 565 °С и частоту вращения 50 1/с.

Турбина допускает нагрузку до 75 МВт. Максимальный расход пара составляет 107,5 кг/с (387 т/ч).

При номинальной мощности и нулевом отопительном отборе производственный отбор можно увеличить до 69,4 кг/с. Наоборот, при нулевом производственном отборе и номинальной мощности отопительный отбор можно увеличить до 33,3 кг/с. Турбина спроектирована на следующие параметры:

- давление свежего пара перед АСК 130 ата;

- температура свежего пара перед АСК 555°С;

- количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор составляет 8000 м³/час, при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 °С. Ориентировочный максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 387 т/час.

Турбина имеет два регулируемых отбора пара: производственный с номинальным давлением 13 ата и теплофикационный с номинальным давлением 1,2 ата. Производственный и теплофикационный отбор имеют следующие пределы регулирования давления:

- производственный 13+3 ата (140 т/ч)

- теплофикационный 0,7+2,5 ата (100 т/ч)

Допускается работа турбины при повышении давления производственного отбора до 18 ата и при понижении его до 8 ата.

Подогрев питательной воды осуществляется в подогревателях низкого давления, деаэраторе и подогревателях высокого давления. Подогреватели питаются паром из отборов турбины (регулируемых и нерегулируемых).

Приведенные данные соответствуют режиму работы при номинальных параметрах свежего пара, номинальной расчетной температуры охлаждающей воды 20°С, номинальных давлениях в регулируемых отборов 140 и 100 т/ч и номинальной мощности 60 МВт. Питательная вода, поступающая из деаэраторов в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 165°С.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, а часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом.

Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска надсадные.

От стопорного клапана пар подводится к четырем регулирующим клапанам, установленным на корпусе ЦВД турбины. Турбина имеет комбинированное парораспределение: при небольших расходах пара через ЦВД пар подводится последовательно через четыре группы сопл к регулирующей ступени, а для перегрузки обводной внутренний клапан увеличивает расход через последние 13 ступеней ЦВД.

Пар из ЦВД подводится по четырем трубам к регулирующим клапанам, установленным непосредственно на корпусе ЦНД. Парораспределение ЦНД (вернее, ЧСД ЦНД) - сопловое. Проточная часть ЧСД состоит из регулирующей ступени, к которой подается пар из четырех сопловых коробок, и восьми нерегулируемых ступеней.

Часть низкого давления включает четыре ступени.

На выходе из ЦВД, за 17-й ступенью, часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Теплофикационный отбор осуществляется из соответствующей камеры ЦНД за 26 ступенью. При выходе из последующих ступеней низкого давления турбины отработанный пар подается в конденсатор поверхностного типа, присоединяемый непосредственно к выхлопному патрубку турбины путем приварки.

Двухходовый конденсатор с поверхностью охлаждения 3000 м² работает на пресной воде, имеет подвод и отвод охлаждающей воды из каждой половины конденсатора отдельно, что позволяет проводить чистку половины конденсатора на ходу. Снижение нагрузки при чистке определяется температурой в выхлопной части цилиндра, которая не должна быть выше 70 °С.

Максимально допустимое рабочее давление внутри водяного пространства конденсатора составляет 2,5 кг/см².

Два центробежных конденсатных насоса работают для откачки конденсата до 160 т/ч при работе турбины в конденсационном режиме с максимальной нагрузкой и подачей его в деаэратор через холодильники эжектора и подогреватели низкого давления. Нормально в работе находится один насос, а второй является резервным.

Два основных (рабочий и резервный) трехступенчатых эжектора с арматурой и приборами и один пусковой эжектор, служащий для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе до 600 мм. рт. ст., обеспечивают требуемый вакуум для нормальной работы турбины с нагрузкой и при пусках: расход пара на основной эжектор - 700 кг/ч; расход пара на пусковой эжектор - 1100 кг/ч.

Источником питания эжекторов служит пар из уравнительного трубопровода деаэраторов и из коллектора греющего пара №1 ДВД 7 ата. Слив конденсата рабочего пара основных эжекторов по ступеням выполнен каскадно с отводом из первых ступеней в конденсатор.

Предусмотрена система водородного охлаждения, которая предназначена для обеспечения работы турбогенераторов при давлении водорода от 1 до 3 ата и чистоте водорода не ниже 98%. Работа генераторов на воздушном охлаждении недопустима.

4.5 Турбина Р-50-130/13

Паровая турбина типа Р-50-130/13, номинальной мощностью 50 МВт при 3000 об/мин, с противодавлением выполнена на начальные параметры 12,75 МПа и 565 °С и противодавлением 1,0-1,8 МПа, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-60-2 мощностью 60 МВт.

Турбина рассчитана на работу свежим паром при давлении 130 ата и температуре 555°С, измеренными перед входом в клапан автоматического затвора и при противодавлении в выхлопном патрубке в пределах (10-18)±3.

Максимальная пропускная способность цилиндра по острому пару составляет 450 т/час, при этом пропуск пара к потребителям будет составлять 390 т/час.

Температура пара производственного отбора - 300°С

В соответствии с протоколом технического совещания по вопросу приведения к расчётному соотношению температуры и давления острого пара перед турбинами СамТЭЦ, установлены сниженные параметры острого пара перед АСК турбин: р₀= 120 ата; t₀=540°С.

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16-ю ступенями давления. Свежий пар из коллектора ТЭЦ подводится к стопорному клапану, а от него - к четырем паропроводам, установленным непосредственно на корпусе турбины. Ротор цельнокованный, расчетное критическое число оборотов составляет 1790 об/мин, с ротором генератора соединяется полужесткой муфтой. Ротор турбогенератора вращается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника. Турбина имеет клапанное регулирование. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке клапана автоматического затвора, откуда по перепускным трубам поступает к 4-м регулирующим клапанам. Кроме того, турбина снабжена 5-м (обводным) клапаном, вступающим в работу при режимах с максимальным пропуском пара через регулирующую ступень при противодавлении свыше 10 ата и перепускающим пар из камеры регулирующего колеса на 5-ю ступень.

Цилиндр турбины имеет специальный обогрев фланцев и шпилек для уменьшения разности температур между фланцами и стенками цилиндра и равномерного прогрева фланцев и шпилек. Для контроля за температурой фланцев и шпилек установлены термопары.

На турбине имеется два отбора пара идущих на ПВД после 9-ой и 13-ой. Турбина имеет развитую систему уплотнении, исключающую утечки пара через концевые уплотнения в атмосферу. Из последних камер уплотнений пар засасывается в сальниковый подогреватель, в котором с помощью специального эжектора поддерживается небольшой вакуум. В предпоследние камеры подается уплотняющий пар из деаэратора. Аналогичным способом уплотнены штоки стопорного, четырех регулирующих и обратного клапанов, через который подводится пар в устройство поддержания температуры пара, направляемого потребителю.

Из крайних камер концевых уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в охладитель пара из уплотнений с эжектором - ПС-50, из вторых камер переднего и заднего уплотнений турбины пар отсасывается по перемычке в линию отсоса с концевых уплотнений на охладитель пара из уплотнений с эжектором - ПС-50, из третьих камер уплотнений ЦВД пар отсасывается через регулятор давления пара уплотнений на сальниковый подогреватель - ПСВ-200, пар из четвёртой камеры переднего уплотнения отводится на выхлоп турбины, из пятой камеры переднего уплотнения ЦВД пар отводится в трубопровод 1-го отбора до обратного клапана. На линии этого отбора имеется задвижка, позволяющая отсечь трубопровод отсоса от первого отбора и подать через специальный трубопровод в пятую камеру свежий пар - это позволяет маневрировать относительным расширением ротора.

4.6 Газовая турбина ГТЭ-65 (проектируемая)

Стационарная газотурбинная установка ГТЭ-65 номинальной мощностью 60,5 МВт способна обеспечивать теплофикационные нужды и работать как автономно, так и в блоке парогазовой установки. Проект установки является перспективной разработкой специализированного конструкторского бюро (СКБ) газовых турбин и парогазовых установок филиала ОАО «Силовые машины» «Ленинградский Металлический завод». Конструкция ГТЭ-65 включает 16-ступенчатый компрессор стационарного типа разработки ЦИАМ-ЦКТИ, его модель ранее была испытана на стенде. Профилирование первых трех ступеней в дальнейшем было оптимизировано в СНТК им. Кузнецова. Первые три направляющих аппарата выполнены поворотными для управления расходом воздуха через компрессор.

Камера сгорания агрегата - десятимодульная, трубчато-кольцевая. Каждый из десяти модулей содержит горелочное устройство, пламенную трубу, газосборник. Горелочное устройство предназначено для работы на двух видах топлива - газообразном и жидком. Для обеспечения требований по эмиссии вредных веществ применен наиболее распространенный в мировой практике способ сжигания «бедных», предварительно подготовленных топливо-воздушных смесей. Конструктивное исполнение камеры сгорания позволяет вынимать для осмотра горелочное устройство и пламенную трубу без разборки корпусных деталей ГТУ.

Турбина - 4-ступенчатая, с семью охлаждаемыми венцами. Ротор установка двухопорный, дисковый. Все корпуса - обойменного типа. Установка имеет горизонтальный разъем, обеспечивающий доступ ко всем элементам роторной группы. Вывод мощности осуществляется от компрессора через понижающий редуктор производства «Кировэнергомаша». Вес транспортируемого турбоблока (без редуктора) - 37 тонн. Основные параметры ГТЭ-65 таковы. Расход воздуха - 180 кг/с, расход газа, подающегося в камеру сгорания - 3,5 кг/с, степень повышения давления - 15,6, КПД компрессора - 0,86, температура газа перед турбиной - 1370 градусов цельсия, за турбиной - 555 градусов, электрический КПД - 35,2%, мощность в базовом режиме - 61,5 МВт, в пиковом - 65 МВт. По своим технико-экономическим показателям ГТЭ-65 примерно соответствует аналогичным зарубежным ГТУ.

Лопатки турбины изготовлены из коррозионностойких равноосных сплавов. Для организации конвективно-пленочного охлаждения лопатки 1-й ступени выполнены перфорированными. Для улучшения вибрационного состояния и с целью повышения КПД турбины лопатки 2-4-й ступеней имеют периферийные бандажные полки. Снижение утечек охлаждающего воздуха в сопловых лопатках 2-4-й ступеней достигается их блочным исполнением и использованием сотовых уплотнений. На трактовые поверхности лопаток 1-2-й ступеней нанесено двухслойное плазменное металлокерамическое покрытие на базе двуокиси циркония, а на внутренние полости - газо-циркуляционное закрытие.

Все рабочие лопатки могут демонтироваться с ротора без его разборки, что обеспечивает снижение расходов по ремонту и эксплуатации. Изготовил лопатки филиал ОАО «Силовые машины» - «Завод турбинных лопаток». Передний корпус компрессора литой и изготавливается из модифицированного высокопрочного чугуна. Основная несущая часть турбоустановки состоит из соединенных вертикальным разъемом заднего корпуса компрессора и корпуса турбины. Оба корпуса сварные, изготавливаются из одного материала на «ЛМЗ».

Тепловая схема и схема охлаждения ГТЭ-65 оптимизированы таким образом, чтобы обеспечить надежное охлаждение горячих частей ГТУ и сохранить при этом необходимую экономичность.

Отборы на охлаждение осуществляются и в статор, и в ротор. Для уменьшения потерь при отборе в статор организованы большие полости в корпусах. Минимизация потерь при отборе воздуха внутрь ротора на охлаждение рабочих лопаток турбины реализована с помощью аппарата закрутки.

Установка может быть использована также для строительства новых или для ввода замещающих мощностей при реконструкции отопительных и промышленно-отопительных ТЭЦ.

4.7 Паровая турбоустановка К-60-90 (проектируемая)

Турбины без промежуточного перегрева пара, предназначенные для работы в составе парогазовых установок (ПГУ).

Цилиндр высокого давления имеет два паровпуска из котлов-утилизаторов высокого и низкого давления. Цилиндр низкого давления - однопоточный.

Турбины могут использоваться как при строительстве новых электростанций, так и при реконструкции по парогазовому циклу действующих паротурбинных ТЭС.

Параметры пара контура ВД перед стопорным клапаном ЦВД :

- давление 8,8 МПа;

- температура 530°С.

Параметры пара контура НД:

- давление 0,9 МПа;

- температура 233°С.

Расчетное давление в конденсаторе - 0,005 МПа.

5. Состав вспомогательного теплотехнического оборудования

Перечень действующего вспомогательного оборудования и его характеристика дана в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Характеристики действующего вспомогательного оборудования

Тип оборудования	Характеристика:	Кол-во	Примечание
1. Насосы питательные 2. ПЭ 580-185-2	Расход-580м3/ч; Напор-2030м;	6
-сетевые 1 подъема СЭ 2500-60	2500м3/ч;60м	4
-сетевые подпорные СЭ 2500-60	2500м3/ч;60м	14
-сетевые II-го подъема СЭ 2500-180	2500м3/ч;180м	16
-сетевые II-го подъема летние СЭ 2500-60	2500м3/ч;60м	4
-сетевые III-го подъема СЭ 2500-60-16	2500м3/ч;60м	8	для тепломагистрали N1,3
2. Деаэраторы атмосферные 0,7 МПа 0,12МПа	500т/ч; V= 120м3 200т/ч; V= 50м3	5 1	для деаэрации минерализованных стоков ХВО
3. Деаэраторы вакуумные ДСВ-400	400 т/ч	1	в цикле подпитки котлов
ДСВ-800	800 т/ч	6	для подпитки тепловых сетей
ДСВ-1200	1200 т/ч	2
5. Баковое хозяйство
-бак запас подпиточной воды теплосетей	V=15000 м3	3
-то же	V=10000 м3	1
-бак - усреднитель сбросов водно-химических промывок водогрейных	V=1000 м3	1

Кроме перечисленного в таблице оборудования в главном корпусе ТЭЦ имеется установка, состоящая из 3-х подогревателей ПСВ-500-14-23, и используемая для подогрева сырой воды перед ВПУ параллельно встроенным пучкам; отдельные установки водно-химических очисток паровых и водогрейных котлоагрегатов, оборудование обеззараживания и деаэрации минерализованных стоков ХВО (деаэратор, подогреватели, охладители, насосы к ним), подземное баковое хозяйство в постоянном торце для сбора чистых, обмывочных стоков и загрязненного конденсата ТЭЦ.

Также к вспомогательному оборудованию относятся:

- конденсационная установка: конденсатор, конденсатные насосы, рабочий и аварийный эжекторы, а также пусковой эжектор;

- регенеративная установка: четыре подогревателя низкого давления, расширитель дренажей паропроводов, сливные насосы, три подогревателя высокого давления, клапан регулятора уровня в подогревателях и конденсаторе;

- масляное хозяйство: маслобак, маслоохладители, два маслонасоса смазки, пусковой маслонасос;

- система маслоснабжения уплотнений генератора: два маслонасоса, водораспределительный бак, эжектор, бак аварийного запаса масла и т.д.

Конденсатор турбины Т-100/120-130 типа КТ-2-6000-2 включает в себя два поверхностных, двухпоточных, двухходовых конденсатора поверхностью охлаждения 3100 м² каждый, соединенные между собой по паровой стороне двумя уравнительными линиями.

Конденсатор турбины ПТ-60-130/13 типа 80 КЦС состоит из двух поверхностей охлаждения: основного пучка с поверхностью охлаждения 2345 м² (охлаждающей средой является циркуляционная вода) и встроенного пучка с поверхностью охлаждения 653 м².

К установке приняты конденсатные насосы следующих марок и характеристик: КСВ-320-160-320 м³/ч, 1,6 МПа; КСД-140-140-140м³/ч, 1,4 МПа.

Для отсасывания из конденсатора несконденсировавшихся газов и воздуха установлены два типа эжекторов:

Тип турбины: Тип эжектора:

ПТ-60-130/13; ЭП-3-700-1;

Т-100/120-130. ЭП-3-2А.

Для быстрого набора вакуума при пуске турбины установлен один пусковой эжектор типа ЭП-1-1100-1 без охлаждения отработанного пара. Расход пара 1100 кг/ч.

К установке на ТЭЦ приняты следующие подогреватели низкого давления: для турбин Т-100/120-130 ПНД №1,2,3,4 типа ПН-250-16-7 с поверхностью нагрева 250 м². Приняты питательные насосы типа ПЭ-580-185/200 с электродвигателями типа ГАЗМ-4000/6000.

Для деаэрации питательной воды установлены вакуумные деаэраторы типа ДСВ-800. К вакуумному деаэратору подходят параллельно с насосами баки питательной воды емкостью 10 м³, которые обеспечивают подъемную силу перекачивающих насосов и защиту вакуумного деаэратора. Деаэратор питательной воды 0,6 МПа типа ДСП-500 и баки рабочей емкостью 120 м³ обеспечивают запас деаэрированной воды на 16 минут.