Правобережная ТЭЦ-5 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Размещено на http://www.allbest.ru/

Саратовский Государственный Технический Университет

Кафедра Тепловые электрические станции

ОТЧЁТ ПО ПРАКТИКЕ

на тему: «Правобережная ТЭЦ-5 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»»

Выполнил:

ст-т гр. ТЭС-52

Бубликов С.С.

Проверила:

асс. Ростунцева И.А.

Руководитель практики от ТЭЦ-5 :

2010г

Содержание

Введение

1. Общая характеристика ТЭЦ

2. Обеспечение экономичности работы предприятия

3. Калькуляция себестоимости электро- и теплоэнергии ТЭЦ-5 после ввода 1 энергоблока

4. Технические характеристики основного оборудования блока

5. Технические характеристики паровой турбины

6. Контроль параметров, сигнализация и управление

7. Масляная система

8. Система регулирования и защиты

9. Технические характеристики генератора

10. Контроль теплового состояния, параметров охлаждающих сред и влажности воздуха внутри генератора

11. Конденсационная установка

12. Регенеративная установка

13. Установка для подогрева сетевой воды

14. Назначение и основные технические характеристики котла Еп-670-13,8-545 ГМН (модель ТГМЕ-206/П)

15. Топочная камера и газоход

16. Пароперегреватель высокого давления

17. Пароперегреватель низкого давления

18. Экономайзер

19. Обмуровка котла

20. Очистка поверхностей нагрева

21. Установка фосфатирования котловой воды

22. Трубопровод питания в пределах котла

23. Деаэратор

24. Описание конструкции и работы деаэратора

25. Насосы

26. Сетевые насосы I подъема

27. Питательные насосы

28. Насос шестеренчатый типа БГ-11-24

29. Сетевой насос II подъема

30. Насос плунжерный

31. Характеристика трубопроводов пара и воды ВК КТЦ-2

Введение

На ТЭЦ-5 в 2006г введен в эксплуатацию блок мощностью 210 МВт с турбиной Т-180/210-130-1 и барабанным котлом Е_п-670-13,8-545 ГНМ (ТГМЕ-206).

Пусковая схема блока - однобайпасная со следующими основными элементами:

- БРОУ 140/6 пропускной способностью 375 т/ч при расчетных параметрах пара 13,8 МПа (140 кгс/см²), 545С для сброса свежего пара в конденсатор;

- узел впрысков с регулировочным давлением воды;

- растопочная РОУ 140/25 пропускной способностью 150 т/ч для прогрева системы промперегрева; для утилизации избыточного пара при пусках и остановах блока, а также пароснабжения собственных нужд при низких нагрузках блока;

- паровой байпас ГПЗ диаметром ниток 133х20 мм с запорной задвижкой и регулирующим клапаном;

- сбросные линии из горячих точек промперегрева в конденсатор турбины диаметром 250 мм с отдельными пароохладителями, снижающими температуру сбрасываемой среды до 160-180С; продувочный трубопровод диаметром 133х20 мм для сброса пара в атмосферу.

- система внешних обогревов турбин паром, отбираемым из паропровода свежего пара до ГПЗ;

- подвод свежего пара на передние уплотнения ЦВД и ЦСД при пусках из горячего и неостывшего состояния.

В зависимости от теплового состояния оборудования блока режимы пуска подразделяются на:

Пуск из холодного состояния (после простоя более 90 ч, температура металла паровпуска ЦВД менее 150С);

Пуск из неостывшего состояния (после простоя от 10-16 часов до 50-60 ч; температура металла паровпуска ЦВД более 150С но менее 400С) после которого требуется предтолчковый прогрев системы промперегрева и паровпускных частей турбины.

Пуск из горячего состояния (после простоя 6-8 ч.; температура металла паровпуска ЦВД 450С и более, ЦСД -470С и более) при котором не требуется предтолчкового прогрева системы промперегрева.

При промежуточном тепловом состоянии, не предусмотренном графиком-заданием, пуск блока производится по графику-заданию, соответствующему ближайшему исходному состоянию блока.

Пуск блока из любого теплового состояния, за исключением пуска из состояния горячего резерва, должен производиться при скользящих параметрах свежего пара.

В случае задержки нагружения блока при нагрузках ниже 30 % номинальной следует выдерживать постоянными достигнутые параметры пара, а последующее нагружение вести в соответствии с графиком-заданием.

В случае задержки при нагружении выше технического минимума следует производить дальнейшее повышение температуры свежего пара и пара промперегрева до номинальных значений в соответствии с графиком-заданием. Нагружение блока после задержки может быть ускорено при условии соблюдения критериев надежности оборудования.

Пуск блока запрещается:

При неисправностях и условиях, оговоренных для основного и вспомогательного оборудования в инструкциях по их обслуживанию.

При неисправности любой из защит, действующих на останов блока.

При неисправности дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных положений.

При неплотностях в пароводяном тракте блока.

При повреждении опор и пружинных подвесок паропроводов.

Сроки проведения основных технологических операций при пуске блока должны фиксироваться вахтенным персоналом в оперативном журнале.

Пуск блока из ремонта разрешается после завершения всех ремонтных работ и обеспечения требований техники безопасности и выполнения противопожарных мероприятий.

При пуске блока после монтажа или ремонта должны быть произведены все испытания, измерения, проверки и осмотры, предусмотренные при приемке оборудования из монтажа или ремонта.

Блок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

- останова котла собственной защитой;

- отключения турбины, связанного с ее повреждением или срабатыванием общеблочных защит;

- повышения уровня в любом из подогревателей высокого давления до третьего предела;

- отключения генератора или трансформатора блока из-за внутренних повреждений;

- отключения 2-х питательных насосов или отключения одного работающего насоса и невключения резервного;

- образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода паропроводов свежего пара и промперегрева, корпуса деаэратора;

- потери напряжения на всех приборах теплотехнического контроля;

- пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или оборудованию.

В отчёте приняты следующие сокращения:

АВР - автоматическое включение резерва

АЗВ-автоматический затвор высокого давления

АЗС-автоматический затвор среднего давления

БЩУ-блочный щит управления

ВПУ-валоповоротное устройство

ГМН-главный масляный насос

ПМН-пусковой масляный насос

РМН-резервный масляный насос

АМН-аварийный масляный насос

ГПЗ-главная паровая задвижка

КОС-клапан обратный с сервомотором

МУТ-механизм управления турбиной

КЭН-электронасос конденсатный

ЭГП-электрогидравлический преобразователь

ПВД-подогреватель высокого давления

ПНД-подогреватель низкого давления

БОУ-блочная обессолевая установка

РПК-регулирующий клапан питания котла

РК-регулирующий клапан

РНД-ротор низкого давления

РСД-ротор среднего давления

РВД-ротор высокого давления

БРОУ-быстродействующая редукционно-охладительная установка

РОУ-редукционно-охладительная установка

ЦНД-цилиндр низкого давления

ЦСД-цилиндр среднего давления

ЦВД-цилиндр высокого давления

МЩУ-местный щит управления

МО-маслоохладитель

ГО-газоохладитель

КИП-контрольно-измерительные приборы

АГП-автомат гашения поля

РВП-регенеративный воздухопароперегреватель

КПП-конвективный пароперегреватель

БЗК-бак запаса конденсата

ПЭН-питательный электронасос

1. Общая характеристика ТЭЦ

Установленная электрическая мощность - 64 МВт

Установленная тепловая мощность ТЭЦ - 1222 Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТГ - 260 Гкал/час

Установленная тепловая мощность водогрейных котлов - 850 Гкал/час

Установленная паровая мощность РОУ - 720 т/час

Располагаемая мощность по теплу - 1212 Гкал/час

Подключенная нагрузка - 911,43 Гкал/час

параметр оборудование теплоэлектростанция

Характеристики котлов

Тип котла	Год	Число часов Работы	Общее количество пусков	G пара т/час	Р, Мпа	Т, 0С	Вид топлива	G топлива нм3/ч т/ч	КПД %; max по реж. карте
КВГМ-100	1980	45298	161	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	14400 11,0	94,75
КВГМ-100	1980	39998	140	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	14400 11,0	94,60
КВГМ-100	1981	48552	126	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	14400 11,0	95,15
КВГМ-100	1985	45056	121	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	14400 11,0	95,42
КВГМ-100	1990	24255	72	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	12800 11,0	95,05
КВГМ-100	1989	35744	100	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	12800 11,0	94,88
КВГМ-100	1988	29979	96	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	12800 11,0	95,77
КВГМ-100	1987	36132	110	100	1,65	70/ 150	Газ/мазут	12800 11,0	95,09
ТГМЕ-206п
Е-50

Характеристики турбоагрегатов

Ст. №

Тип

Дата ввода в экспл.

Кол-во пусков

Число часов в работе

Давление перегретого пара, МПа

Температ. Перегр пара, 0С

Давл. пара теплоф.отб., Мпа

Температура пара пром. отб.,0С

Давление пара пром. отбора, МПа

Температура пара пром. отбора, 0С

Конденсатор тип

Деаэраторы

Ст. №	Тип	Назначение	Наличие деаэр. колонки	Вид	Давл.	Темп. деаэрир. воды	Производительность	Объем

Аккумуляторные баки

Пор. №	Емкость, м3
Бак ГВС №6	10000
Бак ГВС №7	10000

Мазутные баки

Пор. №	Емкость, м3
№1	5000
№2	5000
№3	5000
№4	5000
№6	10000
№7	10000
№8	10000
№9	10000
№10	10000
1 промежуточный	150
2 промежуточный	150
1 расходный	1000
2 расходный	1000

Персонал ТЭЦ-5

	Штатное	Факт
ИТР	69	68
Оперативный	230	226
Ремонтный	67	67

2. Обеспечение экономичности работы предприятия

Соблюдение температурного графика отпуска тепло энергии.

Соблюдается температурный график теплоснабжения (150-70 ⁰С).

Температура теплоносителя в подающих трубопроводах поддерживается в соответствии с заданием диспетчера Теплосети.

Технико- экономические показатели. (данные ПТО).

№	Наименование показателей	Единицы Измерения	2000 год	2001 год	2002 год
1.	Топливо (всего)	Т.у.т.	396711	427879	455503
1.1.	Газ	Тыс.м3	333931	356887	377627
1.2.	Мазут	Т	10323	13894	16756
2.	Электроэнергия	Тыс.кВт.ч	188667	150357,2	202834,10
3.	Вода (всего)	Тыс.м3
3.1.	От ГУП Водоканал	Тыс.м3	18894938	19779530	20315637
3.2.	Собственный водозабор (тех. вода)	Тыс.м3	3668429	3037407	3474086
4.	Выработка теплоэнергии	Гкал	2567711	2763108	2945760
5.	Собственные нужды	Гкал,%	12,87	13,80	13,83
6.	Отпуск теплоэнергии	Гкал	2274930	2428120	2587760
7.	Удельные показатели на отпуск
7.1.	Топливо	Кг/Гкал	154,1	151,5	156,1
7.2.	Электроэнергия	КВт.ч/Гкал	28,86	27,11	26,.47
7.3.	Вода	т/Гкал	8,15	7,20	7,8
8	Подпитка в теплосеть	Т	18544823	17470051	20055250

3. Калькуляция себестоимости электро - и теплоэнергии ТЭЦ-5 после ввода 1 энергоблока

Исходные данные

Выработка Э/Э, тыс. кВт. ч - 1200000

Отпуск теплоты, Гкал - 2440000

Отпуск Э/Э, тыс. кВт. ч - 1068000

Удельный расход на выработку Э/Э, г.у.т./кВт. ч - 270

Удельный расход на выработку Т/Э, кг.у.т./Гкал - 148

Расход топлива, т.у.т. - 685120

Цена газа, руб. т.у.т. - 432

Стоимость израсходованного топлива, тыс. руб. - 295

Разнесение затрат

Статья	Всего ТЭЦ-5 (тыс.руб.)
	Всего	Э/Э	Т/Э
Топливо на технологические цели	295972	139968	156004
Вода на технологические цели	92000	6000	86000
Основная оплата труда производственных рабочих	19500	10000	9500
Дополнительная оплата труда
Отчисления на социальные нужды с оплаты производственных рабочих	7196	3690	3506
Амортизация производственного оборудования	39000	19000	20000
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	19750	8500	11250
В том числе:
-отчисления в ремонтный фонд
-расходы по техническому обслуживанию сетей и устройств, эксплуатируемых жилищно-эксплуатационными организациями
Цеховые расходы	3600	1700	1900
Общехозяйственные расходы, из них:	4800	2000	2800
Целевые средства, в том числе:
-целевые инвестиционные средства
-средства на страхование
-целевые средства на НИОКР
Покупная энергия на технологические цели
Итого производственная (полная)	495817	198858	296959
Отпуск продукции, тыс. кВт. ч(Гкал)		1068000	2440000
Себестоимость продукции, коп./кВт. ч.(руб./Гкал)

Тариф на электроэнергию, коп./кВт.ч - 51

Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал - 169

Суммарная выручка от реализации энергии, тыс.руб./год - 957040

4. Технические характеристики основного оборудования блока

Котел Еп 670-13,8-545 ГМ (ТГМЕ-206)

Котел барабанный с естественной циркуляцией П-образной компоновки, газоплотный, рассчитан на сжигание природного газа и высокосернистого мазута и предназначен для работы с уравновешенной тягой.

Основные расчетные параметры котла:

Номинальная паропроизводительность, т/ч- 670

Давление перегретого пара на выходе из котла,

МПа (кгс/см²)- 13,8 (140)

Температура свежего пара за котлом, С- 545

Расход вторичного пара, т/ч- 570

Давление холодного промперегрева на входе в котел, МПа (кгс/см²)- 2,65 (27,0)

Давление пара горячего промперегрева на выходе из котла, МПа (кгс/см²)- 2,45 (25,0)

Температура пара холодного промперегрева на входе в котел, С- 330

Температура пара горячего промперегрева на выходе из котла, С- 545

Температура питательной воды, С- 245

Расход газа, нм³/ч- 58000

Давление газа перед горелкой, МПа- 0,05

Расход мазута, т/ч- 52

Температура мазута перед форсункой, С- 135

Давление мазута перед форсункой, МПа- 3,5

Паровая турбина Т-180/210-130-1

Турбина паровая теплофикационная Т-180/210-130-1 представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат с промежуточным перегревом пара, двумя теплофикационными отборами пара и двумя выхлопами, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока и обеспечения подогрева сетевой воды.

Номинальная мощность турбины составляет 210 МВт.

Частота вращения турбины составляет 3000 об/мин.

Турбина рассчитана для работы при следующий основных параметрах:

Мощность, МВт- 180

Расход свежего пара на турбину, т/ч- 670

Давление свежего пара перед турбиной, МПа (кгс/см²)- 12,7 (130)

Температура свежего пара, С- 540

Давление пара холодного промперегрева, МПа (кгс/см²)- 2,27 (27,7)

Температура пара на выходе из ЦВД, С- 333

Давление пара горячего промперегрева МПа (кгс/см²)- 2,49 (25,4)

Температура пара горячего промперегрева, С- 540

Давлении в конденсаторе, МПа (кгс/см²)- 0,00865 (0,088)

Температуре охлаждающей воды в конденсатор, м³/час- 22000 отбираемая теплота, Гкал/ч- 260.

Максимальная пропускная способность пара через турбину 670 т/ч. Расход пара на холостом ходу ориентировочно составляет 30 т/ч.

Турбина допускает работу при повышенной температуре охлаждающей воды до 35С без ограничения нагрузки.

5. Технические характеристики паровой турбины

Паровая турбина рассчитана для работы при основных параметрах приведенных в табл.1

Таблица 1.

№ п/п	Основные параметры турбины Т180/2101301	Единицы измер.	Величины
1	Мощность №	МВт	180
2	Расход острого пара До	т/ч	640
3	Температура острого пара То	оС	540
4	Давление острого пара Ро	МПа (кгс/см2)	12,75 (130)
5	Давление пара промперегрева Рпп	МПа (кгс/см2)	2,49 (25,4)
6	Температура пара промперегрева (гор.) Тпп	оС	540
7	Давление пара промперегрева (гор.) Р1	МПа (кгс/см2)	2,72 (27,7)
8	Температура пара промперегрева (хол.) Т1	оС	333
9	Вакуум в конденсаторе Рк	МПа (кгс/см2)	0,00865 (0,088)
10	Температура охлаждающей воды Т1в	оС	27
11	Расход циркуляционной воды Дв	м3/ч	22000
12	Тепловая мощность О отб	гкал/ч	260

Острый пар от котла по двум паропроводам диаметром 250 мм подводится к двум отдельно стоящим паровым коробкам, в которых расположены два клапана автоматического затвора (АЗВ). От этих клапанов по четырем перепускным трубам диаметром 200 мм пар поступает к четырем регулирующим клапанам, первые коробки которых приварены к передней части цилиндра высокого давления (ЦВД). Регулирующие клапаны подают пар к сопловым коробкам. Последовательность открытия регулирующих клапанов такова, что первыми открываются клапаны, подводящие пар к верхним сопловым коробкам, а затем открываются регулирующие клапана, подводящие пар к сопловым коробкам, расположенным в нижней половине цилиндра. В цилиндре высокого давления 12 ступеней, на которых первая ступень регулирующая. Паровпуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника так, что лопаточный аппарат в ЦВД выполняется с левым вращением.

После ЦВД пар направляется в промежуточный перегреватель котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего давления (ЦСД). Паровые коробки с регулирующими клапанами ЦСД установлены на цилиндре. В цилиндре среднего давления11 ступеней. Первые семь знаков ротора откованы заодно с валом, четыре последних диска насадные. Роторы высокого и среднего давления соединены между собой жестко с помощью фланцев и имеют общий опорно-упорный подшипник. Из ЦСД пар по двум перепускным трубам диаметром 1500 мм подается в среднюю часть цилиндра низкого давления (ЦНД). Кроме того, из выхлопной части ЦСД (после 2й ступени) по двум трубам диаметром 1200 мм пар поступает к двум отдельно стоящим коробкам клапанов КОСМ12001 верхнего теплофикационного отбора и далее в ПСГ-2.

Цилиндр низкого давления двухтопочный. Проточная часть каждого потока состоит их двух частей: первая до нижнего теплофикационного отбора имеет две ступени давления; вторая после нижнего теплофикационного отбора, имеет регулирующую ступень и одну ступень давления. Пар нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ-1.

Давление теплофикационных отборов регулируются двумя поворотными диафрагмами, расположенными перед 3 ступенями ЦНД левого и правого потока. Разрешается работа с включенным нижним теплофикационным отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа турбины при включенном верхнем теплофикационном отборе.

Регулирование давления в отборах осуществляется регулятором:

в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах;

в нижнем отборе при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.

Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступени подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковом количестве.

Ротор турбины вращается по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника турбины на генератор.

Турбина снабжается паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Схема лабиринтовых уплотнений предусматривает самоуплотнение (без подачи пара из уравнительной линии деаэратора в переднее и заднее уплотнение ЦВД и переднее уплотнение ЦСД) на нагрузках с расходом пара на турбину больше 200 т/ч (60 МВт). Давление пара при этом поддерживается отдельным электронным регулятором. При пуске турбины и малых нагрузках с расходом пара меньше 200 т/ч, схема предусматривает подачу пара в переднее уплотнение ЦСД и уплотнение ЦВД: в горячем состоянии (300 - 400 ^оС) от постороннего источника; в холодном состоянии (от 140 до 190 ^оС) из коллектора с абсолютным давлением 0,108 МПа (1,1 кгс/см²). Схемой лабиринтовых уплотнений ЦНД предусматривается подача пара из коллектора, абсолютное давление в котором автоматически поддерживается постоянным . Коллектор питается паром из уравнительной линии деаэратора . Из конечных отсеков всех уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором после ПС50.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины с частотой вращения около = 3.4 об/мин. Оно приводится во вращение от электродвигателя мощностью 30 кВт. Предусмотрено дистанционное включение валоповоротного устройства со щита управления. Включение и выключение валоповоротного устройства, и повторный пуск турбины должен выполняться в точном соответствии с данной инструкцией. Турбина снабжена автоматическим устройством поворота ротора, которое обеспечивает поворот ротора остывающей турбины через каждые 15 мин. на 540^0.

Турбина работает в блоке с котлом. При пуске турбины и сбросах нагрузки обеспечивается прием пара в конденсатор. Разрешается пуск турбины на скользящих параметрах.

Корпусы турбины, корпусы АЗВ и АЗС, паропроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 ^оС при работе на номинальных параметрах и температуре охлаждающего воздуха + 25 ^оС. Корпус турбины и выступающие под полом части корпусов стопорных клапанов закрываются специальной металлической обшивкой.

6. Контроль параметров, сигнализация и управление

Контроль давления и температуры конденсата, питательной воды и пара производится стандартными приборами для измерения и регистрации.

Температурный контроль металла корпусов цилиндров и трубопроводов осуществляется с помощью преобразователей термометрических и вторичных приборов.

Контроль механических величин осуществляется:

Абсолютное расширение турбины. Приборы абсолютного расширения показывают величину перемещения переднего или среднего стула в осевом направлении относительно фундаментной рамы стула. "О" прибора соответствует положению стула на фундаментной раме при температуре металла турбины, равной температуре окружающего воздуха.

Осевой сдвиг ротора турбины. Приборы осевого сдвига показывают величину осевого смещения ротора от нулевого положения в сторону генератора или регулятора скорости (переднего стула).

Относительные расширения роторов ЦВД, ЦСД и ЦНД. Первичный датчик относительного расширения РВД установлен в корпусе переднего подшипника. Первичный датчик относительного расширения РСД расположен в картере подшипников , показывающие и регистрирующие приборы на щите управления. Приборы показывают смещение роторов в осевом направлении относительно первичного датчика.

Искривление вала. Первичный датчик установлен в корпусе среднего подшипника. Показывающий прибор на щите управления. Прибор показывает изменение расстояние от датчика до ротора при вращении последнего.

Вибрация подшипников. Первичные датчики расположены на кронштейнах, устанавливаемых на горизонтальных разъемах корпусов подшипников. Показывающие приборы и регистратор на щите управления. Прибор показывает величину виброскорости подшипников опоры.

Степень открытия регулирующих клапанов, положение стопорного клапана и гидроприводов КОС контролируется датчиками перемещения, расположенными на штоках поршней сервомоторов и конечными выключателями. На щите управления указатели положения и сигнальные лампы. "О" указателей положения и сигнал "закрыто" соответствует закрытому клапану.

Для снятия электростатических токов, наводимых , в роторах при работе турбины и предупреждения электроэрозионного повреждения подшипников и роторов между ЦВД и корпусом переднего подшипника установлены токосъемные щетки.

Технологическая предупредительная сигнализация срабатывает при достижении значений наиболее важных параметров, близких к предельным. Аппаратура контроля, сигнализации и управления позволяет вести дистанционное управление турбиной на всех режимах работы со щита управления. По месту предусматривается выполнение отдельных операций при пусках и остановках.

7. Масляная система

Масляная система предназначена для снабжения маслом системы регулирования и системы смазки подшипников турбоагрегата. В системе регулирования и системе смазки применяется масло марки ТП22 по ГОСТ 997274 или Т22 по ГОСТ 3274.

Масляный бак сварной конструкции имеет рабочую вместимость 28 м^3. Бак снабжен указателем уровня масла, в котором имеются контакты для подачи световых сигналов при минимальном и максимальном уровнях масла в баке. Для очистки масла от механических примесей в масляном баке установлены фильтры. Кроме того, вне маслобака на линии смазки установлен фильтр тонкой очистки.

Для охлаждения масла предусматривается 2 маслоохладителя (поверхностные, вертикальные) . Маслоохладители включены по воде и маслу параллельно. Допускается возможность отключения одного из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для очистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не более 30 ^оС. Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы с температурой не более 37 ^оС. Давление масла в маслоохладителях должно быть выше давления охлаждающей воды. Давление охлаждающей воды не должно превышать 0.5 МПа (к кгс/см³). Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 150 м²/ч. При этом расходе гидравлическое сопротивление маслоохладителей не более 0.0214 МПа (2.14 м. вод. ст.).

Во время работы турбины снабжение маслом системы смазки и системы регулирования обеспечиваются центробежным масляным насосом (ЦМН), установленным в корпусе переднего подшипника. Вращение насоса производится от вала турбины (РВД), с которым насос соединен зубчатой муфтой. Муфта допускает осевые перемещения РВД при относительном удлинении или укорочении ротора. Производительность ЦМН при частоте вращения РТ = 3000 об/мин составляет примерно 5000 метров в минуту при Р = 1.96 МПа (20 кгс/см²). Подача масла в систему смазки подшипников осуществляется с помощью двух инжекторов, включенных последовательно по инжектируемому маслу. Первый инжектор обеспечивает на всасывании ЦМН подпор с давлением 0.098 МПа (кгс/см²). Второй инжектор подает масло в систему смазки и обеспечивает давление до маслоохладителей около 0.29 МПа (3 кгс/см²). Масло после маслоохладителей подается в коллектор системы смазки двумя параллельными линиями. Давление масла после маслоохладителей на уровне оси подшипников 0.098 МПа (1.0 кгс/см²) поддерживается редукционным клапаном.

Для обслуживания турбины в период ее пуска предусматривается пусковой масляный электронасос (ПМН), рассчитанный на 1500 об/мин.

Насос выбран из условий гидравлического испытания маслопроводов системы регулирования двойным рабочим давлением, производимого до пуска турбоустановки и при ревизии и имеет подачу 290 м³/ч и напор 4.7 МПа (480 м. вод. ст.). Для нормальной эксплуатации насос переводится на работу при 1000 об/мин с заменой электродвигателя переменного тока. При этом достигается подача около 195 м³/час и напор 1.98 МПа (212 м. в. ст.).

Система смазки имеет резервный маслонасос смазки с электродвигателем переменного тока и аварийный маслонасос с ЭД постоянного тока.

Для отсоса масляных паров из бака установлены специальные вентиляторы (эксгаустеры) 2 шт

Система смазки турбины снабжена шестью реле давления масла (РПДС) в коллекторе смазки подшипников турбины и генератора задействованных в систему защиты по падению давления масла на смазку. Два реле обеспечивают включение резервного насоса смазки, при падении давления масла в системе смазки до 0.069 МПа (0.7 кгс/см²). Два реле при падении давления в системе смазки до 0.05 МПа (0.5 кгс/см²) включается аварийный маслонасос смазки. Два реле при падении давления масла до 0.03 МПа (0.3 кгс/см²) подается предупредительный сигнал при включении РМН и обеспечивает автоматическое отключение турбины с выдержкой 3 секунды при снижении давления масла в системе смазки до 0.029 МПа (0.3 кгс/см²). 6 реле снабжены на подводе масла к сильфонам вентилями, позволяет раздельно проверить их срабатывание как на стоящей турбине, так и под нагрузкой.

Маслопроводы турбины снабжаются стальной арматурой, необходимой для их обслуживания, на трубопроводах слива масла из подшипника имеется смотровое окно.

ПМН имеет байпас между всасывающей и напорной линией с вентилем и шайбой, который должен быть постоянно открыт. Снижение давления предусмотрено в целях недопущения длительной работы ГММ в безрасходном режиме при совместной работе ГМП и ПМН. При снятии характеристик системы регулирования для получения полного давления вентиль на байпасе закрывается. ПМН имеет блокировку с электрозадвижкой на нагнетании насоса. После включения ЭД насоса автоматически открывается электрозадвижка, при отключении ПМН вначале закрывается электрозадвижка, а после ее полного закрытия отключается ЭД насоса. При этом движение задвижки на закрытие прекращается в случае падения давления в напорной линии системы регулирования ниже 1.66 МПа (17.0 кгс/см²) и отключение электронасоса в этом случае не происходит; в положении ключа "деблокировано" включение и отключение ЭД насоса не связано с положением задвижки. Независимо от положения ключа блокировки ЭД насоса отключается, если с момента пуска прошло более 2х минут, а задвижка на нагнетании насоса не открыта.

8. Система регулирования и защиты

Турбина снабжена электрогидравлической системой регулирования, которая обеспечивает необходимые воздействия на регулирующиеся клапана и поворотные диафрагмы турбины, а также устройствами автоматических защит, обеспечивающих предотвращение развития аварии .

Электрогидравлическая система регулирования структурно состоит из электрической и гидравлической частей, работа которых взаимосвязана. Электрическая часть системы регулирования (ЭЧСР) состоит из двух устройств электроприставки, действующей на вход электрогидравлического преобразователя и регулятора мощности действующего на вход механизма управления турбиной.

Наличие ЭЧСР позволяет формировать необходимые электрические воздействия на регулирующие и стопорные клапаны турбины с целью повышения надежности противоразгонной защиты, а также улучшения первичного регулирования частоты, вторичного регулирования частоты и активной мощности и изменение мощности турбины при авариях в энергосистеме и ограничения падения давления свежего пара ниже допустимого значения.

Датчиками системы регулирования является механический и электрический датчик скорости, электрические датчики активной мощности генератора, давление пара в линии промперегрева, давления свежего пара, давления пара в регулируемом отборе. Исполнительными элементами в системе регулирования и защиты является сервомотор регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, сервомотор поворотных диафрагм ЦНД, два сервомотора стопорных клапанов ЦВД, два сервомотора стопорных клапанов ЦСД. Передача воздействия от датчиков на исполнительные элементы осуществляется через электрические и гидравлические усилители.

Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется через единичный орган механизм управления турбиной (МУТ). Механизмы управления может приводиться в действие вручную непосредственно у турбины, дистанционно с блочного щита и от блока регулирования мощности.

Система регулирования поддерживает частоту вращения РТ неравномерностью около 4,5%. При работе турбины с регулируемой электрической нагрузкой и регулируемыми отборами пара неравномерность регулирования давления пара в камерах отборов составляет: около 0,49 МПа (0,5 кгс/см²).

При сбросе электрической нагрузки с отключением или без отключения генератора от сети, независимо от величины электрической и тепловой нагрузок, которые перед этим несла турбина, система регулирования обеспечивает удержание турбины на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд без срабатывания бойков регулятора безопасности.

Регулятор давления теплофикационного отбора, сильфонного типа, служит для поддержания заданного давления в камерах отборов. Включение в работу и отключение РД производится маховиком регулятора по месту или дистанционно с БЩУ. Заданное давление в камере отбора устанавливаются изменением натяжения пружины регулятора.

Для работы турбины по тепловому графику предусматривается возможность ручного или дистанционного управления сервомотором ЦНД независимо от действия регулятора скорости и РД.

Для этой цели ни сервомоторе установлен электропривод типа МЭО26. Система автоматического регулирования турбины предусматривает возможность автоматического регулирования температуры сетевой или подпиточной воды пропускаемой через встроенный пучок конденсатора посредством изменения положения поворотной диафрагмы.

Турбина снабжена механическим ограничением мощности, ручным приводом, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.

Система регулирования обеспечивает закрытие автоматических затворов высокого и среднего давления, РК высокого и среднего давления, поворотных диафрагм ЦНД и клапанов на теплофикационном отборе к ВСГ2. При повышении частоты вращения РТ на 1112% сверх номинальной от действия центробежных выключателей (бойков).

В случае отказа в работе центробежных выключателей при повышении частоты вращения, примерно на 14% сверх номинальной от действия дополнительной защиты

Поступление пара в турбину может быть прекращено путем нажатия на любую из двух кнопок ручного включения турбины непосредственно у турбины или дистанционно от БЩУ ключом.

Турбина снабжена защитами, которые воздействием на электромагнитные выключатели, автоматически прекращают доступ свежего пара в ЦВА, ЦСД и ПСГ-2 при возникновении следующих аварийных ситуаций:

недопустимом осевом сдвиге РТ;

недопустимом понижении вакуума в конденсаторе;

недопустимом падении масла на смазку подшипников;

повышении уровня в любом из ПВД до 2 предела;

недопустимом понижении температуры свежего пара перед турбиной;

недопустимом повышении давлении давления в ПСГ-2;

срабатывание тепломеханических защит генератора.

9. Технические характеристики генератора

Работа генератора обеспечивается:

системой возбуждения;

системой водяного охлаждения статора и ротора;

системой контроля состояния турбогенератора и систем его обеспечения;

системой вентиляции внутреннего пространства генератора;

Расположение генератора выполняется на фундаменте.

Ротор генератора соединен с ротором турбины жесткой муфтой.

Для охлаждения обмоток, активной стали и некоторых конструктивных элементов генератора, применяется дистиллят.

Корпус генератора заполнен воздухом, его циркуляция обеспечивается системой вентиляции. Сухой воздух из машзала, через воздушный фильтр, нагнетается вентилятором в среднюю часть корпуса статора, создавая в нем небольшое избыточное давление. Далее воздух поступает в камеры слива дистиллята из обмоток ротора, расположенные в торцевых щитах статора и через сепараторы выбрасывается в машзал.

Исполнение корпуса генератора - пылевлагозащищенное.

Генератор состоит из следующих основных частей:

а) статор

б) ротор

в) щиты наружные с камерами слива дистиллята из обмоток ротора

г) напорная камера обмотки возбуждения ротора

д) напорная камера демпферной обмотки ротора

е) подшипники (2 шт.)

ж) щеточный аппарат

з) фундаментные плиты

Корпус генератора уплотнен. Вал ротора имеет гидрозатворы, остальные места разъемов уплотнены резиновым шнуром. Гидрозатворы действуют только при вращении ротора. Для доступа вовнутрь генератора в обшивке корпуса имеется 27 люков с крышками. Разъемная конструкция наружных щитов обеспечивает доступ к торцевым зонам генератора.

Статор.

Статор состоит из корпуса, сердечника, обмотки и других конструктивных элементов.

Корпус статора стальной, сварной с поперечными перегородками и аксиальными ребрами. Внутри корпуса прикреплены сваркой водяные напорные коллекторы, сливные коробки стоят на болтах. Со стороны контактных колец в корпус статора сверху и снизу вварены немагнитные плиты выводов. С обеих сторон корпуса в зонах расположения лобовых частей обмотки статора обшивка выполнена из не магнитной стали и имеет полости, в которых циркулирует охлаждающая вода.

Ротор.

Вал ротора изготовлен из цельной стальной поковки и имеет центральное отверстие, частично заполненное стальным стержнем. В средней части вала («бочке») сделаны продольные пазы для размещения демпферной обмотки и обмотки возбуждения.

Обмотки ротора выполнены из медного, полого провода прямоугольного сечения с круглым каналом, по которым протекает охлаждающая вода (дистиллят).

Заданный расход дистиллята через обмотки обеспечивается при определенном радиальном уровне его в напорном кольце. Уровень контролируется визуально с помощью индикаторной трубки.

Опорный подшипник.

Опорный подшипник генератора, установлен со стороны контактных колец, стоякового типа, выносной, имеет шаровый самоустанавливающийся вкладыш. Смазка подшипника - принудительная. Масло подается под давлением из напорного маслопровода турбины через бак аварийной смазки.

Бак аварийной смазки установлен на крышке подшипника. При работе генератора бак заполнен маслом, количество которого достаточно для смазки подшипника генератора на выбеге с целью предупреждения тяжелых последствий при аварийном останове агрегата в случае отказа всех электронасосов смазки.

В подшипнике предусмотрен дистанционный контроль температуры бабита вкладыша и масла на сливе при помощи преобразователей сопротивления. Визуальный контроль слива производится через стекло на сливном патрубке.

Для устранения подшипниковых токов предусмотрена изоляция от фундамента, маслопроводов и других заземляющих элементов.

Опорный подшипник генератора, установленный со стороны турбины, поставляется турбинным заводом.

Щеточный аппарат.

Щеточный аппарат служит для подачи тока возбуждения на контактные кольца ротора.

Фундаментные плиты.

Основанием генератора служат фундаментные плиты, выполненные из стального проката. Они устанавливаются во время монтажа на постоянные прокладки и заливаются бетоном. Для крепления генератора к фундаменту используют фундаментные шпильки. Основанием для подшипников генератора является фундаментная плита коробчатого типа.

10. Контроль теплового состояния, параметров охлаждающих сред и влажности воздуха внутри генератора

Контроль теплового состояния основных узлов и систем обеспечения генератора производится установочными датчиками температуры, которые подключаются к установке централизованного контроля. Для контроля параметров системы охлаждения (давление, расходов дистиллята и охлаждающей воды), системы вентиляции, а также влажности воздуха и параметров системы возбуждения предусмотрена соответствующая контрольно-измерительная аппаратура.

Контрольно-измерительная аппаратура позволяет производить непрерывный автоматический или визуальный контроль величин, регистрировать их и сигнализировать при отклонении параметров от заданных пределов.

В генераторе предусмотрено измерение температуры дистиллята, вытекающего из каждой цепи охлаждения обмотки статора и температуры поверхности изоляции верхних стержней на выходе из паза со стороны турбины.

Предусмотрен визуальный контроль протекания дистиллята через охладители ребер статора и через каждую цепь охлаждения активной стали статора. Контроль осуществляется через смотровые стекла сливных коробок, расположенных на наружной поверхности генератора.

Технические характеристики генератора

Наименование	Номинальный режим	Длительно-допустимый режим
Полная мощность, кВт	258800	268800
Мощность активная, кВт	22000	242000
Коэффициент мощности	0,85	0,9
Ток, А	9490	9860
Напряжение, Вт	15750	15750
Частота, Гц	50	50
Частота вращения, об /мин	3000	3000
Коэффициент полезного действия без уче-
та потерь в системах обеспечения, %	98,8	не нормируется
Статическая перегружаемость, о. с.	1,7	не нормируется
Ток возбуждения (расчетный), А	2949	2921
Напряжение ротора (расчетное), Вт	245	242
Температура тех/воды, не более °С	36	33
Температура дистиллята, не более °С	43	40

11. Конденсационная установка

Конденсационная установка состоит из конденсатора, 2х водоструйных эжекторов , конденсатных и циркуляционных насосов и водяных фильтров.

Конденсатор поверхностный двухходовой с общей поверхностью теплопередачи 9000 м^2, предназначенный для работы на пресной охлаждающей воде. Номинальный расход охлаждающей воды составляет 22000 м³/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме при температуре охлаждающей воды 27 ^оС составляет 461 т/ч. Минимальный расход пара в конденсатор при включенных ПСГ-1 и ПСГ-2, и давление в верхнем отборе 0,098 МПа (1.0 кгс/см² абс) составляет примерно 30 т/ч. При полностью закрытых поворотных диафрагмах и давлении пара в нижнем отборе 0.098 (1.0 кгс/см²) расход в конденсатор составляет 68 т/ч.

Для подогрева воды питьевого качества предусмотрен встроенный пучок, поверхность теплопередачи которого составляет 33% поверхности теплопередачи всего конденсатора.

Паровая часть корпуса конденсатора разделена продольной перегородкой на две одинаковых отсека, привариваемых раздельно к двум выхлопным частям ЦНД турбины.

На входе и выходе циркуляционной и подпиточной воды предусмотрены обособленные, приваренные к корпусу конденсатора водяные камеры с патрубками для присоединения соответствующих трубопроводов. Для перепуска циркуляционной и подпиточной из одного входа в другой предусмотрены глухие водяные камеры.

Водяные камеры на стороне подвода и отвода воды имеют открывающие приспособлением крышки.

Конденсатор устанавливается на пружинных опорах. Конденсаторы испытываются наливом воды с целью обнаружения неплотностей.

Трубки поверхности теплопередачи с наружным диаметром 28 мм, толщиной стенки1.0 мм и длиною 9000 мм развальцовываются в трубных досках.

Наибольшее рабочее давление внутри водяного пространства:

основной поверхности конденсатора 0.54 МПа (3.5 кгс/см²);

встроенного пучка 0.78 МПа (8.0 кгс/см²).

Расчетное гидравлическое сопротивление конденсатора для чистых трубок:

основной поверхности конденсатора при пропуске циркуляционной воды в количестве 14700 м³/ч составляет 0.048 МПа (4.9 м. вод. ст.);

встроенного пучка при пропуске циркуляционной подпиточной воды в количестве 7300 м³/ч составляет 0.048 МПа (4.9 м вод. ст.).

Циркуляционная вода проходит последовательно через одну половину основной поверхности охлаждения, затем через другую. В соответствующих отсеках конденсатора устанавливаются различные давления конденсации в соответствии с температурой проходящей воды низкое давление в отсеках первого хода воды (половина конденсатора со стороны ЦСД) и более высокое в отсеке второго хода (со стороны генератора).

Отвод конденсата производится из отсека с большим давлением. Из отсека низкого давления конденсат поступает в отсек с большим давлением за счет разности уровней и подогревается конденсирующим паром на водосливе и далее в конденсатосборник.

Конденсатосборник выполнен в виде поддона, разделенного на две половины перегородкой, заодно с корпусом конденсатора.

Уровень конденсата, поддерживается электронным регулятором. Регулирование уровня конденсата в конденсатосборнике поддерживается регулирующим клапаном.

При отключении какой-либо части поверхности по воде работающей турбины, нагрузка ее определяется допустимой температурой выхлопных частей ЦНД, которая не должна быть более 80 ^оС.

Гидравлическая неплотность конденсатора не должна превышать 0.001% от максимального (461 т/ч) расхода пара в конденсатор.

В конденсаторе предусмотрены следующие устройства:

для приема и деаэрации обессоленной воды в количестве 100 т/ч (постоянный добавок);

при приеме пара, срабатываемого из котла через быстродействующую охладительную установку (РОУ), пуска, остановки и аварийного сброса нагрузки турбины суммарно в количестве до 300 т/ч при абсолютном давлении до 0.59 МПа (6 кгс/см²) и температуре 140 + 200 ^оС.

Добавочное охлаждение сбрасываемого пара в конденсатор осуществляется подачей конденсата от напорной линии конденсатных насосов в два приемных устройства, расположенные на торцевой стенке верхней части корпуса.

Запрещается сброс пара в конденсатор с температурой выше 200 ^оС.

Сбросы пара за БРОУ и из других горячих источников в конденсатор должны быть прекращены при достижении наибольшего допустимого абсолютного давления конденсации 0.029 МПа (0.3 кгс/см²), а также при отсутствии подачи конденсата в охладитель БРОУ или в приемные устройства. Температура за БРОУ поддерживается в пределах от 140 + 160 ^оС.

В конденсаторе предусматриваются устройства для возможности сбора проб конденсата на солесодержание.

Масса конденсатора:

- без воды, включая опоры 236.5;

- с заполненным водой водяным пространством 338.5 т;

- с заполненным водой паровым пространством;

- для гидравлических испытаний736.5 т.

Суммарный расход охлаждающей воды на турбоустановку составляет 23000 м³/ч.

Для очистки от механических примесей охлаждающей воды, поступающей на маслоохладители (МО) турбины, на всас насосов подъемных эжекторов, на воздухоохладители ПЭН, устанавливаются два фильтра с поворотными сетками для промывки их на ходу.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных водоструйных эжекторов , предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе.

Нормально работает один основной эжектор, второй является резервным. Источником питания эжекторов служит техническая вода от подземных насосов эжекторов 2 шт.

Слив с эжекторов осуществляется " под уровень". Недопустимо повышение давления в сливном трубопроводе эжекторов ниже атмосферного, т. к. резко снижается производительность эжекторов.

Для предотвращения попадания воды в газовый объем системы водоструйный эжектор имеет обратный клапан, который при нормальной эжекции под собственным и при разности давлений в корпусе и воздушной магистрали открывает проход, а при нарушении эжекции закрывает последний.

Включение эжекторов в работу осуществляется от БЩУ или МЩУ.

Для срыва вакуума предусматривается запорная эл. задвижка ; управление которой осуществляется дистанционно со щита управления.

Для схемы со 100% обессоливанием конденсата предусмотрено две ступени конденсатных насосов.

В каждой ступени один насос является резервным. При этом конденсат сетевых подогревателей перед БОУ захолаживается до 42 + 45 ^оС в специальных охладителях конденсата.

Напор конденсатных насосов 2 ступени выбран с учетом абсолютного давления в деаэраторе 0.69 МПа (7кгс/см²).

12. Регенеративная установка

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины и состоит из 3 ПНД, деаэратора, 3ПВД.

Установкой предусмотрено использование тепла пара от лабиринтовых уплотнений.

Подогреватели низкого давления № 1.2.3 поверхностные вертикальные (ПНД).

Каждый подогреватель низкого давления снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата греющего пара из подогревателя, управляемым электронным регулятором.

Конденсат греющего пара из ПНД № 1 при включенных сетевых подогревателях направляется в сборник конденсата сетевого подогревателя № 1 (ПСГ-1) .

Конденсат греющего пара из ПНД № 2 направляется в сборник конденсата сетевого подогревателя ПСГ-2 откр. задвижки при теплофикационном режиме. При конденсационном режиме откачивается насосом в линию основного конденсата между ПНД № 3 и ПНД № 2.

Конденсат греющего пара ПНД-3 конденсат каскадно направляется в ПНД-2. Из каждого подогревателя предусматривается резервный слив через регулирующие клапаны в конденсатор.

Сливной насос предназначен для откачки конденсата из ПНД в магистраль основного конденсата.

Для отвода конденсата из ПНД-2 установлен один насос.

Подогреватели высокого давления № 5,6,7 вертикальные поверхностного типа (ПВД) предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэратора с абсолютным давлением 0,69 (7 кгс/см²) в количестве 105% от максимального расхода пара в турбине.

Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители дренажа и охладителя греющего пара.

В подогревателях № 6.7 охлаждающей средой охладителя греющего пара служит питательная вода после прохождения через основную поверхность подогревателя, а в подогревателе № 5 питательная вода отводимая после подогревателя № 7. Каждый ПВД снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя, управляемым электронным регулятором. Слив конденсата греющего пара из ПВД каскадный.

Конденсат греющего пара из ПВД № 7 сливается в ПВД № 6, а из ПВД-6 сливается в ПВД № 5 откуда направляется в деаэратор открытием эл. задвижки. При малых нагрузках (при давлении в камере отбора на ПВД № 5 примерно 0.9 МПа) (9кгс/см² абс) слив конденсата из ПНД 5 переключается в конденсатор открытием задвижки при этом конденсат из подогревателей ПВД 6 и 7 направляется в деаэратор открытием задвижки. Водяная сторона ПВД находится под полным давлением питательных насосов. ПВД № 5 и ПВД № 6 снабжены предохранительными клапанами для предотвращения повышения давления в корпусах. Для предотвращения повышения давления в трубной системе подогревателей при отключении подогревателей по воде, устанавливаются обратные клапаны с вентилем на байпасе запорной задвижки.

Для отсоса пара концевых отсеков лабиринтовых уплотнений турбины поставляется подогреватель снабженный водоструйным эжектором, поддерживающий абсолютное давление в подогревателе . Для использования тепла отсасываемой среды в подогреватель подаются основной конденсат. Рабочей средой эжектора служит техническая вода от подъемных насосов эжекторов 0.3 МПа (3.0 кгс/см²).

Отсос неконденсируемых газов из ПНД и ПНД-3.2 выполнен каскадно и направляется в конденсатор. При отключенных ПВД отсос газов производится непосредственно в конденсатор.

Все подогреватели оснащены водоуказательными и контрольно-измерительными приборами.

На паропроводах регенеративных отборов и на отборах для станционных нужд установлены обратные клапана , предназначенные для предотвращения разгона РТ и исключение расхолаживания горячих цилиндров турбины обратным потоков пара при закрытии клапанов турбины.

В охладитель пара уплотнений пар поступает из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений. Слив конденсата греющего пара производится в конденсатор через гидрозатвор.

После ПНД-1 в линию основного конденсата подключен клапан рециркуляции и регулирующий клапан уровня воды в конденсаторе. Благодаря такой схеме охладитель пара уплотнений ПС504 всегда обеспечены охлаждающей средой, а система КОС конденсатом с напорным давлением КЭН.

Отборы	Подогреватель	Параметры пара в отборе
		Кол-во отб. Пара т/час.	Температура оС.	Давление кгс/см2
I	ПВД-7	42.1	386	31.6
II	ПВД-6	27.7	333	49.9
XI III	ПВД-5	12.9	447	17.9
	Деаэратор	6.72	360	28.5
IV	ПНД-3	2.64	249	21.8
V	ПНД-2	1.0	216	7.8
VI	ПНД-1	0.50	196	1.6

13. Установка для подогрева сетевой воды

Установка для подогрева сетевой воды состоит из двух одинаковых поверхностных горизонтально расположенных подогревателей ПСГ-2 и ПСГ-1, включенных по пару, соответственно, в верхний и нижний теплофикационные отборы, подогреватель паром из уплотнений ПСВ90, конденсатных насосов.

В схеме предусмотрен БОУ, поэтому на линии конденсата ПСВ установлены охладители конденсата ПСГ.

Поверхность нагрева каждого подогревателя равна 5000 м² и образована прямыми стальными трубами марки 12XI8НIОТ, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

ПСГ рассчитаны по водяной стороне на работу при давлении не свыше 0.78 МПа (8 кгс/см²) и на пропуск сетевой воды в количестве 6000 м³/ч и не более 7200 м³/ч.

Подогреватели имеют конденсатосборники, снабжены необходимой арматурой для опорожнения и дренирования, регуляторами уровня конденсата с регулирующими клапанами и приборами и сигнализацией о повышении уровня конденсата ПСГ.