Технология производства тепло- и электроэнергии на ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Прохождение практики на электрической станции является необходимым этапом подготовки студента, обучающегося на электротехнической специальности.

Целью технологической практики ставиться задача изучения технологии производства тепло- и электроэнергии на ТЭЦ, закрепление теоретических знаний, приобретенных в процессе обучения и знакомство с работой на производстве.

Рассмотренные в программе технологической практике вопросы включают все основные компоненты ТЭЦ, назначение и принципы их работы.



Краткие сведения по Новополоцкой ТЭЦ

Филиал "Новополоцкая ТЭЦ" является обособленным подразделением Витебского республиканского унитарного предприятия электроэнергетики "Витебскэнерго". Филиал не является юридическим лицом и действует на основании Положения, утвержденного генеральным директором предприятия.

Новополоцкая ТЭЦ является предприятием непрерывного действия, вырабатывающим тепловую и электрическую энергию.

Проектирование Новополоцкой ТЭЦ как структурного подразделения строящегося нефтеперерабатывающего завода начато в 1958 г.

В сентябре 1959 года образовано СУ ТЭЦ и начато строительство объекта.

Пуск первого турбогенератора состоялся в декабре 1962 г.

В 1966 году введена в эксплуатацию первая очередь мощностью 200 МВт в составе:

ь 4 котлоагрегата ТМ-84 производительностью по 420 тонн пара в час на параметрах 130 ата и 545 ⁰С, работающие на мазуте;

ь 2 турбоагрегата ПТ-50-3 установленной мощностью по 50 МВт, реконструированные в 1987 и 1992 годах с заменой ЦВД и увеличением установленной мощности до 60 МВт;

ь 2 турбоагрегата Р-50/130-13 установленной мощностью по 50 МВт;

ь химводоочистка производительностью по:

- обессоленной воде - 570 т/ч;

- подпитке теплосети по схеме открытого водоразбора - 200 т/ч;

- подпитка теплосети по закрытой схеме - 170 т/ч;

- очистка возвращенного конденсата - 350 т/ч.

В связи с ростом потребностей в тепле и электроэнергии развивающего нефтехимического комплекса и города, в 1968 году начато строительство второй очереди НТЭЦ, которое завершено в 1977 году.

Мощность второй очереди составила 100 МВт:

ь 3 котлоагрегата ТГМ-84 производительностью по 420 тонн пара в час на параметрах 130 ата и 570 ⁰С, работающие на мазуте;

ь два турбоагрегата ПТ-50-130/7 мощностью по 50 МВт;

ь ХВО-2

ь БНС-2;

Дальнейшее развитие станции со строительством третьей очереди начато в 1972 году и завершено в 1982 году. В составе третьей очереди веды в эксплуатацию:

ь 3 котлоагрегата ТГМ-84 производительностью по 420 тонн пара в час на параметрах 130 ата и 545 ⁰С, работающие на мазуте;

ь 1 турбоагрегат ПТ-135/165-130/15 установленной мощностью 135 МВт;

ь 1 турбоагрегат Р-50/130-13 установленной мощностью 50 МВт;

ь - 3 водогрейных котлоагрегата КВГМ-100

ь -ХВО-3.

Окончательная мощность НТЭЦ составила 505 МВт.

Сегодня в структурных подразделениях НТЭЦ трудиться немногим более 1000 человек.

Структурные подразделения ТЭЦ:

- турбинный цех;

- котельный цех;

- химический цех;

- электрический цех (с аккредитованной высоковольтной лабораторией);

- цех тепловой автоматики и измерений;

- цех наладки и испытаний (с аккредитованной лабораторией по контролю тепловой изоляции и лабораторией промышленной экологии);

- ремонтно-механический цех (выполняет ремонтные работы и изготовление деталей и изделий высокой сложности как для предприятий энергосистемы, так заказчикам полоцкого региона и витебской области);

- ремонтно-строительный цех;

- Новополоцкий район тепловых сетей;

- автогараж;

- участок погрузочно-разгрузочных работ;

- бухгалтерия;

- производственно-технический отдел;

- планово-экономический отдел;

- отдел кадров;

- отдел подготовки ремонта;

- отдел капитального строительства;

- отдел охраны труда и промышленной безопасности;

- отдел материально-технического снабжения;

- лаборатория металлов;

- общежитие;

- загородная база отдыха;

- столовая.

Новополоцкая ТЭЦ осуществляет следующие виды деятельности:

- производство и отпуск электрической энергии;

- производство и отпуск тепловой энергии, в том числе:

- в паре 4,0 МПа,

- в паре 1,6 МПа,

- теплофикационной водой с расчетными параметрами 150-70 ⁰С,

- производство и отпуск обессоленной воды,

-отпуск воды для систем открытого горячего водоснабжения объектов города,

- отпуск сырой воды промышленным потребителям;

- паспортизация тепловой изоляции для филиалов энергосистемы;

- организация отдыха на загородной базе;

- предоставление услуг проживания в общежитиях филиала.

Новополоцкая ТЭЦ осуществляет теплоснабжение крупных промышленных потребителей ОАО "Нафтан", завод "Полимир", а также город Новополоцк.

Основная задача Новополоцкой ТЭЦ - выработка электрической энергии на тепловом потреблении.

В состав НТЭЦ входит Новополоцкий район тепловых сетей, обслуживающий сети балансовой принадлежности РУП "Витебскэнерго" протяженностью 151,1 км, в том числе 18,7 км ПИ-трубопроводов.

Паровой котел, его характеристики, схема автоматизации котла

К выполнению работ по обслуживание котлоагрегатов, сжигающих природный газ, допускаются специалисты и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на знание правил технической безопасности и техники безопасности, технологии проведения газоопасных работ, прошедшие практическую стажировку по выполнению газоопасных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной защиты (противогазами, спасательными поясами) и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.

Персонал, обслуживающий котлоагрегаты Новополоцкой ТЭЦ при сжигании природного газа, обязан руководствоваться требованиями настоящей инструкции совместно с требованиями "Инструкции по эксплуатации котлоагрегатов Новополоцкой ТЭЦ при сжигании мазута".

Свойства природного газа. Природный газ является высококалорийным топливом и представляет собой смесь горючих и негорючих газов. Примерный состав сухого газа по объему, который поступает на Новополоцкую ТЭЦ, приведен в таблице.



Таблица. Примерный состав природного газа по объему

Элемент	Химическая формула	Процентное содержание
метан	СН4	96,3
этан	С2Н6	1,3
пропан	С3Н8	0,7
бутан	С4Н10	0,2
пентан	С6Н12	0,05
азот	N2	1,3
двуокись углерода	СО2	0,15

Горючими элементами являются: метан, этан, пропан, бутан, пентан.

Балластом в газе являются азот, двуокись углерода.

Краткое описание схемы газопроводов в пределах котла.

От наружного газопровода после ГРП Ду 1400 мм газ подводится к котлу газопроводом 426х 7 мм, на котором последовательно установлены: запорная задвижка ГК-1 с ручным приводом (для котлоагрегата ст.№3 задвижек с ручным приводом две - 3ГК-1, 3ГК-1А), задвижка ГК-2 с электроприводом, фланцевое соединение для установки заглушки ПЗ-1, быстродействующий отсечной клапан ОГК-1 с байпасом БГК-1 для выравнивания давления газа до и после отсечного клапана.

После клапана ОГК-1 газопровод разделяется на два газопровода: основной и растопочный, на каждом из которых установлены задвижки с электроприводами ГК-3, ГК-4 и регулирующие газовые клапаны: основной РГК-А и растопочный РГК-Б. После регулирующих газовых клапанов газопроводы объединяются в общий газопровод, который снова разветвляется для подачи газа на яруса горелок. Для регулирования расхода газа по ярусам на газопроводе подачи газа на нижний ярус горелок установлен регулирующий клапан РГК-1, на верхний ярус - РГК-2. На котле № 3 от газопровода подачи газа на нижний ярус горелок газ также подается на средний ярус горелок.

От газопроводов подачи газа на яруса газ непосредственно подводится к горелкам. Перед каждой горелкой последовательно установлены два запорных устройства с электроприводом. На котлах №№ 5,6,7,8,10 первым по ходу движения газа запорным устройством к каждой горелке является предохранительно-запорный клапан ПЗК, на котле № 9 - ПЗК установлен вторым по ходу движения газа к каждой горелке. Между запорными устройствами подсоединены газопроводы свечей безопасности с задвижкой на каждом газопроводе, которые предназначены для снижения вероятности пропуска газа через запорные устройства в топку котла при отключенной горелке.

В схему газопровода котла входят трубопроводы продувочных свечей, которые подсоединены:

- к общему газопроводу котла между задвижками ГК-1 и ГК-2, между задвижкой ГК-2 и фланцевой парой для установки заглушки ПЗ-1 - задвижки с электроприводом;

- к газопроводам подачи газа на каждую горелку непосредственно перед первым запорным устройством - ручные вентиля;

- к тупиковым участкам газопровода подачи газа на горелки - задвижки с электроприводом;

- к тупиковому участку газопровода растопочного газа (линии на ЗСУ) - задвижка с электроприводом.

Продувочные трубопроводы объединяются в один и выводятся наружу выше карниза здания КЦ. Арматура на продувочных газопроводах обозначена аббревиатурой ГСП.

Для контроля за качеством продувки газопровода газом при вводе его в рабочий режим или воздухом при выводе в ремонт или режим консервации между задвижками с электроприводом на продувочных свечах имеются линии отбора проб с запорными вентилями-пробоотборниками, обозначенные аббревиатурой ГПО.

На газопроводах котла - основном и растопочного газа, выполнены врезки для подвода сжатого воздуха для продувки газопроводов с целью освобождения их от газа. На трубопроводах подвода сжатого воздуха установлены вентиля, обозначенные аббревиатурой ВС и штуцера с резьбовой заглушкой.

Для удаления образовавшегося газового конденсата перед входной задвижкой ГК-1 смонтирована дренажная линия с установленным на ней запорным вентилем ГД-1 и штуцер с резьбовой заглушкой.

На котлах №№2,5,6,7,8,9 установлено по 6 вихревых двухпоточных по воздуху, газомазутных горелок с центральной подачей газа и вводом газов рециркуляции, номинальной производительностью по газу 5700 м 3/ч. На котлах №№1,10 установлено по 8 горелок аналогичного типа, производительностью 3400 м 3/ч. На котле №3 установлено 10 горелок аналогичного типа, производительностью 3100м 3/ч.

Для котлов №№1,2 из всех горелок четыре горелки нижнего яруса № 1,2,3,4 выделены в растопочную группу горелок (РГГ), для котла № 3 РГГ являются горелки нижнего и среднего ярусов № 1,4,5,6. РГГ - это первые, разжигаемые при растопке котла, горелки, устойчивая совместная работа которых обеспечивает взрывобезопасность на первом этапе растопки. Для котлов ст.№№5,6,7,8,9,10, оборудованных ПЗК перед горелками, растопочная группа горелок не определена.

Газопровод растопочного газа (линия на ЗСУ) подсоединен к основному газопроводу котла перед входной задвижкой ГК-1. На газопроводе к ЗСУ последовательно установлены: запорная задвижка с электроприводом ГЗК-1, фланцевый разъем поворотной заглушки ПЗ-2, отсечной газовый клапан ОГК-2 и запорная задвижка ГЗК-2 с ручным приводом. Непосредственно к ЗСУ каждой горелки газ подводится газопроводом 18х 2 мм, с последовательно установленными задвижкой с электроприводом и клапаном с электромагнитным приводом. В тупиковом участке газопровода растопочного газа подсоединен трубопровод продувочной свечи, который оборудован задвижкой с электроприводом.



Техническое обслуживание и ремонт парового котла

Внутренний осмотр, чистка и ремонт котла допускается только по письменному разрешению (наряду) руководства цеха и при соблюдении соответствующих правил техники безопасности. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с "Правилами промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь".

Внутренний осмотр и ремонт котла разрешается проводить при соблюдении следующих мер безопасности:

- котел должен быть отключен от действующего оборудования согласно требованиям ПТЭ;

- газопроводы котла, все его отводы к горелкам должны быть полностью освобождены от газа продувкой сжатым воздухом, за задвижками ГК-2, ГЗК-1 установлены заглушки, продувочные свечи и свечи безопасности полностью открыты;

- мазутные форсунки должны быть отсоединены от мазутопровода и вынуты из топки (мазутопровод котла может находиться на рециркуляции);

- топка, газоходы, воздуховоды должны быть провентилированы в течение не менее 10 минут и взята проба воздуха из топки и газоходов для определения отсутствия природного газа.

После окончания ремонтных работ необходимо убедиться в отсутствии внутри топки и газоходов котла забытых предметов, способных тлеть или загораться.

Газовое и мазутное оборудование котла после ремонта должно быть принято в эксплуатацию в установленном порядке с составлением соответствующего акта.

Паровая турбина, ее характеристики, средства контроля

Паровая турбина ПТ-65/75-130/13 ЛМЗ конденсационная с регулируемыми отборами пара, производственным и отопительным, номинальной мощностью 65 МВт, частотой вращения 3000 об/мин представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, предназначенный для непосредственного привода генератора ТВФ-60-2 переменного тока и отпуска пара на нужды производства и отопления.

Турбина и генератор монтируются на общем фундаменте.

Паровая турбина рассчитана для работы при следующих значениях основных параметров, приведенных в таблице:

Основные параметры	Величина
Nном, МВт	Номинальная активная нагрузка генератора	65
Nмакс, МВт	Максимальная активная нагрузка генератора	75*
Дмакс, т/ч	Максимальный расход свежего пара через АЗ	396
То, ОС	Номинальная температура свежего пара перед АЗ	555
Ро, кгс/см 2	Давление пара перед АЗ номинальное	130
Ркрс, кгс/см 2	Максимальное давление в камере регулирующей ступени ЦВД с включенными ПВД	102
Рк, кгс/см 2	Давление пара в конденсаторе номинальное	минус 0,96
Дк, т/ч	Максимальный расход пара в конденсатор	180
Дв, м 3/ч	Расход охлаждающей воды через конденсатор	8000
t1В, ОС	Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор	20
Рп, кгс/см 2	номинальное давление в производственном отборе	12
Рт, кгс/см 2	номинальное давление в отопительном отборе	0,2
Дп, т/ч	номинальная величина производственного отбора	140
Дт, т/ч	номинальная величина отопительного отбора	115
Примечание.	* - при полностью включенной регенерации может быть получена при различных сочетаниях величины производственного и отопительного отборов

Турбина снабжена схемой ОАО "Белэнергоремналадка" для пуска и ускоренного расхолаживания с использованием пара 10-16 кгс/см². Схема смонтирована на байпасе ГПЗ левого паропровода свежего пара к турбине и состоит из специального смесительного устройства с соплом. подведенного к нему паропровода из коллектора 10-16 кгс/см ², необходимой арматуры.

Паровпуск ЦВД и ЦНД расположен со стороны среднего подшипника, встречное расположение цилиндров позволяет снизить осевые усилия на упорный подшипник.

Свежий пар по двум паропроводам диаметром 27336, сталь 15Х 1М 1Ф подводится к клапану автоматического затвора (АЗ). Клапан АЗ закрывается, двигаясь вниз. Клапан выполнен с разгрузкой, диаметр разгрузочного клапана 50 мм, ход-15 мм. При открытии разгрузочного клапана пар перетекает в полость за основным клапаном. При этом давление за основным клапаном при закрытых регулирующих клапанах ЦВД повышается до значения, почти равного давлению перед клапаном, и усилие, действующее на чашку основного клапана (необходимое для его открытия) падает.

От АЗ пар по четырем пароперепускным трубам диаметром 21932, сталь 12Х 1М 1Ф поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным непосредственно на цилиндре. Из них два клапана верхние - №№ 2 и 3 и два боковые - №№ 1 и 4. Все клапаны неразгруженные и имеют диаметр посадки

125 мм. Нумерация паро-перепускных труб соответствует нумерации клапанов. Последовательность открытия клапанов принята такой, чтобы обеспечить примерно линейный вид статической характеристики регулирования.

В ЦВД 17 ступеней левого вращения, из которых первая одновенечная регулирующая. ЦВД - литой конструкции из жаропрочной стали. РВД - цельнокованый.

Из ЦВД пар поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. По четырем перепускным трубам (две диаметром 3258, две диаметром 3738, сталь 20) пар подводится к паровым коробкам РК ЧСД, располагающимся непосредственно на цилиндре. Из них два клапана верхние - №№ 1 и 4 и два боковые №№ 2 и 3. Все клапаны неразгруженные с диаметром посадки 225 мм.

Передняя часть ЦНД - литая, выполнена из углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД - сварная.

Проточная часть ЦНД состоит из двух частей: первая - до камеры теплофикационного отбора - имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления - ЧСД; диски рабочих лопаток ЧСД откованы заодно с РНД; вторая имеет двухъярусную регулирующую ступень с поворотной диафрагмой и три ступени давления - ЧНД. Диски рабочих лопаток ЧНД - насадные.

Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЧСД, в камере отопительного отбора - поворотной диафрагмой ЧНД.

Поворотная диафрагма ЧНД выполнена с двумя ярусами паровпускных каналов. Открытие ярусов происходит последовательно: первым начинает открываться нижний ряд каналов, затем - верхний. В пределах каждого яруса осуществляется дроссельное регулирование расхода пара за счет изменения проходной площади каналов в теле диафрагмы. Диафрагма выполнена неразгруженной от осевого усилия.

Оба ротора турбины - РВД и РНД гибкие (критическая частота вращения ниже номинальной), соединенные между собой жесткой муфтой, имеют один общий упорный подшипник. Каждый ротор опирается на два опорных подшипника, передний подшипник РНД комбинированный опорно-упорный.

Фикспункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, тепловое расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Концевые и диафрагменные уплотнения ЦВД и ЦНД лабиринтового типа.

Рядом стоящие обоймы концевых уплотнений, заключенные в корпусе цилиндра, образуют камеру отсоса.

Пар из первой (по ходу в уплотнениях) камеры ПКУ ЦВД отводится в паропровод первого отбора ЦВД до КОС. В эту же камеру предусмотрена подача свежего пара для управления величиной относительного положения РВД.

Пар из второй камеры (верхняя половина) ПКУ ЦВД по трубопроводу на верхней половине цилиндра отводится в выхлоп ЦВД.

Пар из третьей камеры ПКУ ЦВД и из первых камер ЗКУ ЦВД и ПКУ ЦНД отводится в охладитель пара уплотнений БО-90.

В четвертую камеру ПКУ ЦВД, во вторые камеры ЗКУ ЦВД, ПКУ ЦНД и первую камеру ЗКУ ЦНД (предпоследние камеры) подается пар через регулятор из паровой уравнительной линии деаэраторов 6 ата. Регулятор предназначен для поддержания давления "после себя", равного 0,1-0,2 кгс/см².

Паровоздушная смесь из крайних камер ПКУ и ЗКУ обоих цилиндров турбины, а также из верхних (вторых) камер уплотнений штоков АЗ и регулирующих клапанов отводится в охладитель ПС-50, эжектор которого запитан паром из уравнительной линии деаэраторов 6 ата или из паропровода производственного отбора. Выхлоп ПС-50 направлен в атмосферу за пределами машзала.

Пар из нижних (первых) камер уплотнений штоков АЗ и РК ЦВД отводится в деаэратор 6 ата.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор со скоростью 3,4 об/мин для обеспечения равномерного прогрева или остывания. ВПУ отключается автоматически при повышении частоты вращения более 3,4 об/мин.

Электродвигатель ВПУ

Тип	А-72-8
Напряжение, В	220/380
Мощность, кВт	14
Ток, А	52/30
Частота вращения, об/мин	730

Приводом ВПУ служит электродвигатель, установленный на кронштейне крышки заднего подшипника ЦНД и соединенный с редуктором эластичной кольцевой муфтой. Ведущая цилиндрическая шестерня редуктора перемещается по винтовым шлицам, благодаря чему она вводится в зацепление с зубчатым венцом РТ при включении ВПУ и автоматически выводится из зацепления в момент увеличения частоты РТ сверх 3,4 об/мин при толчке паром.

Включение ВПУ может осуществляться вручную по месту и дистанционно с ТЩ-1 с помощью масляного сервомотора, рабочей жидкостью в котором служит масло из системы смазки. Поршень сервомотора через шток вводит ведущую цилиндрическую шестерню редуктора в зацепление с зубчатым венцом РТ, после чего сервомотор отключается. Если сервомотор не отключился от напорной линии смазки и усилие от поршня продолжает передаваться на ведущую шестерню, должно загораться табло "запрет пуска турбины", т.к. толчок РТ паром в этот момент вызовет поломку редуктора ВПУ.

Включение ВПУ происходит с выдержкой 9 секунд после включения электромагнитного вентиля на подводе масла к сервомотору. Если шестерня в зацеплении, то ЭД ВПУ включается без выдержки времени.

Правильность работы ВПУ контролируется по положению подвижных элементов в отключенном положении:

стакан пружины наружного рычага находится вверху;

шток сервомотора - вверху;

сердечник соленоида, связанный с золотником - внизу.

Турбина оснащена схемой обогрева (охлаждения) фланцев и шпилек ЦВД через обнизку и короба с подачей свежего пара и пара "скользящей" температуры после смесительного устройства, и сбросом пара в конденсатор. Регулирование интенсивности и равномерности прогрева (охлаждения) фланцев и шпилек производится регулятором и соответствующими индивидуальными вентилями на сбросе пара с обогрева. Для предотвращения возникновения повышенного давления (защита коробов) на коллекторе обогрева фланцев и шпилек после регулятора установлены предохранительные клапаны.

Для регенеративного подогрева питательной воды и основного конденсата из проточной части турбины организованы отборы пара:

№ отбора	Место отбора	Назначение отбора
1	за 9-ой ступенью	на ПВД-7
2	за 13-ой ступенью	на ПВД-6
3	за 17-ой ступенью	на ПВД-5 на производство (регулируемый) в деаэраторы 6 кгс/см 2 на собственные нужды
4	за 20-ой ступенью	на ПНД-4
5	за 22-ой ступенью	на ПНД-3
6	за 26-ой ступенью	на ПНД-2 на отопление (регулируемый) к основным бойлерам на собственные нужды
7	за 28-ой ступенью	на ПНД-1

Для защиты от недопустимого повышения давления на паропроводах регулируемых отборов установлены предохранительные клапаны.

Для удаления сконденсировавшейся влаги при прогреве элементов турбины предусмотрены дренажи:

паро-перепускных труб ЦВД из верхних точек (перед РК ЦВД) и из нижних точек;

из камеры регулирующей ступени, а также за первой диафрагменной обоймой ЦВД;

из паропроводов отборов турбины до КОС;

из нижних точек паро-перепускных труб ЦНД;

из камеры регулирующей ступени ЦНД;

из второй и двух последних камер ПКУ ЦВД, ЗКУ ЦВД и ПКУ ЦНД.

Корпусы турбины, корпус АЗ, паропроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 ^°С при работе турбины на номинальных параметрах и температуре воздуха 25 ^°С.

ЦВД и передняя часть ЦНД закрываются тонкой металлической обшивкой.

Контроль параметров. 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 термопар и вторичных приборов и позволяет оценить тепловое состояние турбины на всех режимах работы и в состоянии резерва.

Контроль механических величин осуществляется:

Абсолютное расширение турбины. Первичные датчики установлены на фундаментных рамах переднего и среднего стула, показывающие приборы - на щите управления. Приборы абсолютного расширения показывают величину перемещения переднего и среднего стула в осевом направлении относительно фундаментной рамы. "0" прибора соответствует положению стула на фундаментной раме при температуре металла турбины, равной температуре окружающего воздуха.

Осевой сдвиг ротора турбины. Первичный датчик установлен в корпусе среднего стула (возле упорного подшипника). Показывающий прибор и регистратор - на щите управления. "0" прибора соответствует положению ротора, прижатому упорным диском к рабочим колодкам упорного подшипника со стороны генератора. Прибор осевого сдвига показывает величину смещения ротора от нулевого положения в сторону генератора или регулятора скорости (переднего стула).

Относительное расширение роторов ЦВД и ЦНД. Первичный датчик относительного расширения РВД установлен в корпусе переднего подшипника. Первичный датчик относительного расширения РНД расположен в картере подшипников №№4 и 5, показывающие и регистрирующие приборы - на щите управления. "0" приборов относительных расширений роторов устанавливается при температуре металла корпусов цилиндров и роторов турбины, равной температуре окружающего воздуха и в положении роторов, соответствующем п.1.9.3.2. Приборы показывают смещение роторов в осевом направлении относительного первичного датчика, т.е. удлинение или укорочение каждого ротора относительно соответствующего цилиндра турбины.

Искривление вала. Первичный датчик установлен в корпусе переднего подшипника. Показывающий прибор - на щите управления.

При работе на ВПУ бой ротора определяется, как разность между максимальным и минимальным показаниями прибора.

Контроль правильности показания прибора искривления вала (на ВПУ) осуществляется механическим индикатором, устанавливаемым с помощью приспособления на крышке переднего подшипника.

При толчке ротора турбины паром, автоматически (при отключении ВПУ), происходит переключение схемы для измерения на оборотах. Показание прибора соответствует виброперемещению (вибрации) вала ротора.

Вибрация подшипников турбины. Первичные датчики расположены на кронштейнах, установленных на горизонтальных разъёмах корпусов подшипников. Показывающие приборы и регистратор - на щите управления. Прибор показывает величину виброскорости подшипниковой опоры.

Для снятия электростатических токов, наводимых в роторе при работе турбины и предупреждения электроэрозионного повреждения подшипников и роторов между ЦВД и корпусом переднего подшипника установлены токосъёмные щётки.

Контроль исправности электрической цепи токосъёмных щёток производится переключением схемы в испытательное положение.

Вывод турбины в ремонт. Вывод турбины в ремонт производится по указанию НСС и осуществляется под руководством НС ТЦ.

По распоряжению НСС или НС ТЦ оперативный персонал во время дежурства может привлекаться к работе ремонтной бригады для выполнения небольших по объёму кратковременных (не более 1 часа) работ с записью об этом в оперативном журнале.

При выводе турбины или отдельных ее элементов в ремонт, оборудование должно быть надежно отключено от действующих трубопроводов, оборудования, а также со стороны дренажных и обводных линий. С отключенного для ремонта оборудования должно быть снято давление.

Вся отключающая арматура в закрытом состоянии и открытые вентили дренажей должны быть обвязаны цепями или заблокированы другими приспособлениями и заперты на замки. Необходимо вывесить соответствующие плакаты.

С теплообменных аппаратов и трубопроводов, отключенных для ремонта, следует снять давление и освободить их от пара и воды. С электроприводов отключающей арматуры - снять напряжение, а с цепей управления электроприводами - предохранители.

Выводимые в ремонт теплообменные аппараты (или трубопроводы) должны отключаться от действующего оборудования двумя последовательно установленными задвижками. Между ними должна быть ревизия (с диаметром условного прохода не менее 20 мм) непосредственно в атмосферу. В отдельных случаях в схемах с бесфланцевой арматурой, когда нельзя отключить для ремонта теплообменный аппарат (трубопровод) двумя последовательными задвижками, а также в схемах с давлением до 60 кгс/см², допускается по разрешению главного инженера ТЭЦ отключить ремонтируемый участок одной задвижкой. При этом не должно быть парения (утечки) через открытую на время ремонта на отключенном участке ревизию в атмосферу.

При работе людей внутри теплообменных аппаратов, а также при недостаточной плотности отключающей фланцевой арматуры ремонтируемое оборудование должно быть отделено от действующего с помощью заглушек, толщина которых должна соответствовать параметрам рабочей среды. Заглушки устанавливаются ремонтным персоналом. Разрешается отключать одной задвижкой (без заглушек) теплообменные аппараты по тем потокам, рабочее давление в которых не выше атмосферного и температура теплоносителя не выше 45^°.

Состояние турбины в ремонте. До вывода турбины в ремонт она должна быть остановлена планово или аварийно в соответствии с указаниями разделов 4.4 или 7.3 настоящей инструкции. Выведенная в ремонт турбина должна быть отключена от действующих трубопроводов и оборудования следующей арматурой.

Примечание. При выводе в ремонт отдельных узлов турбоустановки должны быть выполнены меры безопасности, указанные в соответствующем наряде.

Ремонтные работы в газовой системе остановленного, освобожденного от водорода и заполненного воздухом генератора производятся по распоряжению главного инженера ТЭЦ.

Для выполнения таких работ на генераторе при наличии водорода в его корпусе должен быть выдан наряд.

Конструкции силовых трансформаторов, основные характеристики, состав и периодичность ТО, средства контроля

Трансформатор - это статическое электромагнитное устройство, предназначенное для преобразования переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения той же частоты.

Трансформатор называется силовым, если он применяется для преобразования электрической энергии в электрических сетях и в установках, предназначенных для приема и использования электрической энергии.

К силовым трансформаторам относятся трансформаторы трёхфазные мощностью более 5 кВА, однофазные мощностью более 4 кВА.

При меньших мощностях трансформаторы называются трансформаторами малой мощности.

Выбор параметров трансформаторов должен производиться в соответствии с режимами их работы. При этом должны быть учтены как длительные нагрузочные режимы, так и кратковременные и толчковые нагрузки, а также возможные в эксплуатации длительные перегрузки. Это требование относится ко всем обмоткам многообмоточных трансформаторов.

Трансформаторы должны быть установлены так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.

На расширителе или маслоуказателе трансформаторов, изготовленного для климатического исполнения "У", должны быть нанесены контрольные метки для следующих температур масла: - 45 ⁰С, +15 ⁰С, +40 ⁰С.

К газовым реле трансформаторов должен быть обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб. Для этого трансформаторы, имеющие высоту от уровня головки рельса до крышки бака 3 м и более, должны снабжаться стационарной лестницей.

Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопровод к расширителю - не менее 2 %.

Уклон масляного трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок под катки или конструкцией крышки бака. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя.

При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом - изготовителем. Не допускается замена стеклянной мембраны в трубе на мембрану из другого материала.

Трансформаторные помещения должны содержаться в исправном состоянии, чтобы через кровлю и проемы (оконные, вентиляционные) в помещение не попадали дождь, снег, а также животные и птицы.

Двери трансформаторных помещений должны быть постоянно заперты на замок. На дверях и в трансформаторных помещениях должны быть сделаны надписи, указывающие станционные или подстанционные номера и присвоенные им единые диспетчерские наименования.

На дверях трансформаторного помещения укрепляются предупредительные плакаты, установленного содержания и формы.

Непосредственно за дверью камеры допускается устанавливать на высоте 1,2 м барьер для осмотра трансформатора с порога, без захода в камеру.

Вентиляция трансформаторных помещений и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех эксплуатационных режимах.

Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемой ими теплоты и не должна быть связана с другими вентиляционными системами.

Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки 1Ч1 см и защищены от попадания через них дождя и снега.

Трансформаторы с искусственным охлаждением должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения. Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоёв масла или температуры обмотки и независимо от этого по току нагрузки трансформатора.

При применении выносных охладительных устройств или устройств охлаждения системы ДЦ, они должны размещаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента и допускать проведение их ремонта при работающем трансформаторе.

Поток воздуха от вентиляторов дутья не должен быть направлен на бак трансформатора.

Для контроля работы маслонасосов системы ДЦ у каждого насоса должен быть предусмотрен манометр. При наличии сетчатых фильтров манометры должны устанавливаться на входе масла в фильтр и выходе из фильтра.

Шкафы управления электродвигателями систем охлаждения ДЦ и Д должны устанавливаться за пределами маслоприемника.

Навешивание шкафа управления на бак трансформатора допускается, если шкаф и устанавливаемое в нем оборудование рассчитаны на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором.

Трансформаторы с искусственным охлаждением должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла или остановке вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении резервного охладителя или резервного источника питания.

На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией.

Эксплуатация трансформаторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла или об останове вентиляторов запрещается.

На баках трансформаторов наружной установки должны быть указаны станционные номера.

Трансформаторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

Технические данные трансформаторов. На НТЭЦ установлены следующие типы силовых трансформаторов:

Трансформатор связи с системой 1Т, 2Т

тип ТДНГУ - 80000/110

номинальная мощность - 80000 кВА

ток холостого хода - 1,43 %

потери холостого хода - 155,2 кВт

потери короткого замыкания - 355,5 кВт

напряжение короткого замыкания - U_к - 10,4 %

группа соединений Y₀/? - 11.

охлаждение масляное с воздушным дутьем

мощность при отключенном дутье - 40000 кВА

масса масла - 32,2 т.

Напряжение и ток трансформаторов связи 1Т, 2Т

Обмотка ВН
Положение переключателя анцапф	Напряжение, В	Ток, А
1	2	3
1	126500	365
2	123625	374
3	120750	383
4	117875	392
5	115000	401
6	112125	411
7	109250	423
8	106375	435
9	103500	446
Обмотка НН
	Напряжение, В	Ток, А
	6300	7342

Трансформаторы 5Т, 6Т блоков № 5, 6

Тип - ТД - 80000/110

Номинальная мощность - 80000 кВА

Ток холостого хода - 0,95 %

Потери холостого хода - 100,2 кВт

Потери короткого замыкания - 428,4 кВт

Напряжение короткого замыкания U_к - 10,5 %

Охлаждение масляное с воздушным дутьем

Мощность при отключенном дутье - 40000 кВА

Масса масла - 25,2 т.

Напряжение и ток блочных трансформаторов 5Т, 6Т

Обмотка ВН
Положение переключателя анцапф	Напряжение, В	Ток, А
1	2	3
1	127050	364
2	124020	373
3	121000	382
4	117980	392
5	114950	405
Обмотка НН
Напряжение, В	Ток, А
10500	4394

Переключение анцапф производится при отключении трансформатора от сети с полным снятием напряжения.

Трансформатор 7Т ЛСН № 9

Тип ТРДЦН - 80000/110

Номинальная мощность - 80000 кВА

Ток холостого хода - 0,31 %

Потери холостого хода - 76,6 кВт

Потери короткого замыкания - 304,3 кВт

Напряжение короткого замыкания U_к - 10,9 %

Группа соединения обмоток Y₀/?-? - 11-11

Охлаждение масляное с воздушным дутьем и принудительной циркуляцией масла

Масса масла - 36,6 т.

Напряжение и ток трансформатора 7Т ЛСН № 9

Обмотка ВН
Положение переключателя анцапф	Напряжение, В	Ток, А
1	2	3
1	133400	346,2
2	131355	351,6
3	129311	357,2
4	127266	362,2
5	125221	368,9
6	123177	375,0
7	121132	381,3
8	119087	387,9
9	117042	394,6
10	115000	401,6
11	112955	408,9
12	110911	416,5
13	108866	424,3
14	106821	424,3
15	104777	424,3
16	102732	424,3
17	100687	424,3
18	98642	424,3
19	96600	424,3
Обмотка НН
Напряжение, В	Ток, А
6300	7338

Трансформатор 8Т блока № 8

Тип ТДЦ - 200000/110

Номинальная мощность - 200000 кВА

Ток холостого хода - 0,58 %

Потери холостого хода - 180 кВт

Потери короткого замыкания - 534 кВт

Напряжение короткого замыкания U_к - 9,96 %

Группа соединения обмоток - Y₀/?- 11

Охлаждение масляное с воздушным дутьем и принудительной циркуляцией масла

Масса масла - 24,3 т.

Напряжение и ток трансформатора 8Т блока № 8

Обмотка ВН
Положение переключателя анцапф	Напряжение, В	Ток, А
1	2	3
1	127050	908,8
2	124020	931,0
3	121000	954,2
4	117980	977,6
5	114950	1004,5
Обмотка НН
Напряжение, В	Ток, А
18000	6415

Переключение анцапф производится при отключении трансформатора от сети с полным снятием напряжения.

Силовые масляные трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ.

Тип трансформатора - ТМ

Группа соединений Y/ Y_0-12

Охлаждение - естественное масляное.

Основные паспортные данные масляных трансформаторов собственных нужд

№ п-п	Наименование трансформатора	Мощность	Напряжение, В	Ток, А	Uк, %
		кВА	ВН	НН	ВН	НН
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Трансформатор № 1 ММХ	560	6300	400	51,3	808	7,28
2	Трансформатор № 2 ММХ	560	6300	400	51,3	808	7,28
3	Резервный трансформатор ММХ	750	6300	400	68,8	1085	8,64
4	Трансформатор № 1 ХВО-2	750	6300	400	68,8	1085	8,02
5	Трансформатор № 2 ХВО-2	750	6300	400	68,8	1085	8,04
6	Трансформатор сварки	750	6300	400	68,8	1085	7,28
7	Трансформатор № 1 БНС-2	630	6300	400	60,9	909	4,66
8	Трансформатор № 2 БНС-2	630	6300	400	60,9	909	4,66
9	Трансформатор № 1,2 ХВО-3	750	6300	400	68,8	1085	8,5
10	Трансформатор № 3 ХВО-3	630	6300	400	57,8	910	4,59
11	Резервный трансформатор ХВО-3	750	6300	400	68,8	1085	8,5

Силовые сухие трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ.

Тип - ТСЗ

Схема и группа соединений Y/ Y_0-12

Охлаждение - естественное воздушное.

Основные данные сухих трансформаторов собственных нужд

№ п-п	Наименование трансформатора	Мощность	Напряжение, В	Ток, А	Uк, %
		кВА	ВН	НН	ВН	НН
1	Трансформатор № 1 главного корпуса	1000	6300	400	91,7	1445	8,04
2	Трансформатор № 2 главного корпуса	1000	6300	400	91,7	1445	8,11
3	Трансформатор № 3 главного корпуса	1000	6300	400	91,7	1445	8,07
4	Резервный трансформатор № 1 главного корпуса	1000	6300	400	91,7	1445	8,07
5	Резервный трансформатор № 2 главного корпуса	1000	6300	400	91,7	1445	8,07
6	Трансформатор № 4 главного корпуса	1000	6300	400	96,2	1445	7,50
7	Трансформатор № 5 главного корпуса	1000	6300	400	96,2	1445	7,39
8	Трансформатор № 6 главного корпуса	630	6300	400	60,6	909	5,83
9	Трансформатор № 7 главного корпуса	630	6300	400	57,7	909	5,71
10	Трансформатор № 8 главного корпуса	630	6300	400	57,7	909	6,00
11	Трансформатор № 9 главного корпуса	630	6300	400	60,6	909	5,92
12	Трансформатор № 1 ОВК-1	1000	6300	400	91,7	1445	8,11
13	Трансформатор № 2 ОВК-1	1000	6300	400	91,7	1445	8,05
14	Трансформатор № 3 ОВК-2	630	6300	400	60,6	909	5,76
15	Трансформатор № 4 ОВК-2	630	6300	400	60,6	909	5,93
16	Трансформатор отжига	630	6300	400	60,6	909	5,83
17	Трансформатор № 1,2 ПВК	630	6300	400	57,8	909	5,78
18	Трансформатор № 1,2 РМП	1000	6000	400	96,2	1443	8,68

Отпаечные трансформаторы блоков № 5, 6

Тип - ТДНС - 10000/35-74У 1

Номинальная мощность - 10000 кВА

Ток холостого хода - 0,59 %

Потери холостого хода - 14,2 кВт

Потери короткого замыкания - 59,1 кВт

Напряжение короткого замыкания U_к - 7,93 %

Охлаждение масляное с воздушным дутьем

Группа соединений - Y/ Y-0

Масса масла - 8,4 т.

Основные данные отпаечных трансформаторов блоков № 5, 6

Обмотка ВН
Положение переключателя анцапф	Напряжение, В	Ток, А
1	11760	490
2	11600	498
3	11445	504
4	11290	511
5	11130	519
6	10970	526
7	10815	534
8	10660	542
9-11	10500	550
12	10340	558
13	10185	567
14	10030	576
15	9870	577
16	9710	577
17	9555	577
18	9400	577
19	9240	577
Обмотка НН
Напряжение, В	Ток, А
6300	916,5

Наблюдение и надзор за работой трансформаторов

Для своевременного обнаружения неисправностей силовых трансформаторов, находящихся в работе, которые при дальнейшем их развитии могли бы привести к аварии, устанавливается следующий порядок и сроки осмотра трансформаторов:

- трансформаторы связи 1Т, 2Т, 5Т, 6Т, 8Т, 7Т ЛСН № 9 и отпаечные трансформаторы блоков №№ 5, 6 должны осматриваться один раз в смену начальником смены цеха электростанции электрического (далее - начальник смены электроцеха) и мастером электроцеха - один раз в неделю согласно графику;

- трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ должны осматриваться электромонтером по обслуживанию электрооборудования электростанций 6-го разряда один раз в сутки в ночную смену;

- трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ №№ 1, 2 БНС - 2 должны осматриваться электромонтером по обслуживанию электрооборудования электростанций 6-го разряда два раза в месяц и мастером электроцеха - один раз в месяц согласно графику.

При осмотре необходимо проверить:

- уровень и цвет масла в маслоуказательном стекле;

- отсутствие течи масла во всех местах уплотнения трансформатора и системы циркуляции масла (под крышкой трансформатора, выводами, кранами и т.д.);

- целостность мембраны выхлопной трубы;

- состояние изоляторов и покрышек вводов (отсутствие следов разрядов, загрязнений, трещин, сколов фарфора);

- температуру масла;

- исправную работу системы охлаждения;

- целостность запоров, состояние освещения;

- нагрев контактных соединений;

- чистоту вокруг трансформаторов, отсутствие посторонних предметов;

- отсутствие каких-либо ненормальностей в работе трансформаторов;

- целостность и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров), маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояние фланцевых соединений маслопроводов (наличие течи масла) системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, устройств РПН, термосифонных фильтров);

- давление масла в системе охлаждения.

При осмотре следует прислушиваться к гулу трансформаторов. По изменению характера гула, его усилению или появлению новых тонов можно иногда установить наличие неисправностей в трансформаторе.

При осмотре сухих трансформаторов дополнительно обращается внимание на нагрев кожуха. Во время работы сухой трансформатор должен иметь гудение низкого тона, одинаковое во всех частях, без резкого шума или треска (при ослаблении прессовки), без резкого дребезжания отдельных листов или проводников обмотки.

При резком снижении температуры окружающего воздуха или других резких изменений погодных условий производится внеочередной осмотр трансформаторов с тщательной проверкой уровня масла состояния вводов, системы охлаждения. Результаты осмотров заносятся в оперативный журнал.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре окружающего воздуха в данный момент; в работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла. Осмотр трансформаторов обязателен при появлении сигнала газового реле.

Перед включением трансформатора оперативный персонал обязан тщательно осмотреть и убедиться в исправном состоянии трансформаторной установки и коммутационной аппаратуры, а также проверить, сняты ли все переносные заземления и отключены ли все заземляющие ножи, сняты ли переносные плакаты и ограждения, сданы ли все наряды и т.п. (при включении после ремонта), имеются ли выписки электромастерской и электролаборатории.

До включения разъединителей трансформатора оперативный персонал обязан проверить действие выключателя трансформатора однократным включением и отключением, если в целях выключателей, первичных или вторичных, производились работы.

После осмотра трансформатора и опробования выключателей собирается схема и производится включение его в сеть.

Разрешение на включение трансформатора в сеть после монтажа и ремонта дает начальник ЦЭЭ.

Электросхема трансформаторов связи собирается и разбирается по типовым бланкам переключений.

Подача напряжения на трансформатор и снятие напряжения производится только выключателями. Перед включением трансформатора связи переключатель анцапф перевести в то же положение, что и у работающего.

Переключение ответвлений трансформаторов производится:

o на трансформаторах связи 1Т, 2Т, 7Т и отпаечных трансформаторах блоков № 5, 6 - под нагрузкой дистанционно, автоматически, воздействуя на привод переключателя;

o на трансформаторах 5Т, 6Т, 8Т блоков № 5, 6, 8, собственных нужд 6/0,4 кВ - при снятой нагрузке и напряжении, при разобранной схеме и наложенных заземлениях, ручным переключателем. После перестановки ответвлений необходимо проверить целостность цепи мегаомметром.

Работы по переключению ответвлений должны производиться в соответствии с требованиями охраны труда.

Назначение и типы кабельных линий

Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии между секциями ГРУ-6 кВ, КРУ-6 кВ, РУСН-0,4 кВ и питающимися от них электродвигателями и трансформаторами собственных нужд станции.

В зависимости от конструкции силовые и контрольные кабели различаются по присвоенным им единым условным маркам, каждая из которых имеет свое буквенное обозначение.

Первая буква обозначает материал токопроводящей жилы (А - для алюминиевых жил). Если токопроводящие жилы изготовлены из меди, то буква отсутствует.

Вторая буква обозначает материал изоляции токопроводящих жил: Р - с резиновой изоляцией, В - с поливинилхлоридной изоляцией, П - с полиэтиленовой изоляцией. Для кабелей с бумажной изоляцией жил материал изоляции жил в буквенном обозначении не отображается.

Следующая буква обозначает материал оболочки:

С - для свинцовой оболочки, А - для алюминиевой, В - для поливинилхлоридной и Н - для найритовой (негорючей резины). Кабели с жилами в отдельных оболочках в отличие от кабелей с общей оболочкой имеют в обозначении букву О, размещенную впереди буквы С или А, т. е. до обозначения материала оболочки. Стальная гофрированная оболочка обозначается Ст.

Далее следуют буквы, обозначающие защитные покровы кабеля. Буква В в конце марки обозначает в отличие от кабелей с изоляцией в нормальном исполнении кабели для вертикальных прокладок с объединенным пропиточным составом, а буква Ц - кабели с нестекающей массой (пропиточная масса на основе церезина). Наличие в конце наименования буквы Г указывает на отсутствие брони защитного наружного слоя.

Контрольные кабели, в отличие от силовых, имеют в обозначении марки кабеля букву К, размещенную после обозначения материала жилы. Например:

КВВГ 7Ч1,5 - семижильный кабель с медными жилами сечением 1,5 мм² в поливинилхлоридной оболочке без защитного покрова.

АКВВГ 19Ч2,5 - девятнадцатижильный кабель с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм² в поливинилхлоридной оболочке без защитного покрова.

Затраты энергии на собственные нужды ТЭЦ

В установках собственных нужд на Новополоцкой ТЭЦ эксплуатируются электродвигатели на напряжение 220 В, 380 В, 660 В и 6 кВ.

К электродвигателям на напряжение 6 кВ относятся: электродвигатели питательных электронасосов (ПЭН), электродвигатели дымососов, дутьевых вентиляторов, дымососов рециркуляции газа котлов (Д, ДВ, ДРГ), электродвигатели циркуляционных насосов (ЦН), электродвигатели сетевых насосов (СН), электродвигатели подпорных сетевых насосов (ПСН), электродвигатели резервных возбудителей №1, №2, электродвигатели перекачивающих насосов обессоленной воды (ПНОВ), электродвигатели пусковых маслонасосов (ПМН) ТГ-5, 6, 8, электродвигатели конденсатных насосов (КН) ТГ-8, электродвигатели насосов сырой воды (НСВ) № 8,10,11,12, электродвигатели насосов осветленной воды (НОВ) № 1, 2, 3 ХВО-3, электродвигатель насоса подпитки теплосети (НПТС-3Б), электродвигатели насосов кислотной промывки (НКП) № 1, 2, электродвигатель воздуходувки №1 КЦ.

Краткая характеристика и особенности конструкции основных электродвигателей на напряжение 6 кВ. Электродвигатели питательных электронасосов предназначены для привода питательных электронасосов (ПЭН), подающих питательную воду в котлы. Для привода ПЭНов №№ 1, 2, 4 установлены двигатели АТМ-3500-2 (асинхронный для привода турбомашин) со следующими данными:

мощность - 3800 кВт

напряжение - 6000 В

скорость вращения - 2985 об/мин

ток номинальный - 450 А.

Электродвигатель АТМ-3500-2 закрытого типа на двух стояковых подшипниках. Обмотка статора двухслойная. Имеет 6 выводов, которые закреплены в гетинаксовых колодках. Ротор электродвигателя АТМ-3500-2 короткозамкнутый, вентиляционных пазов не имеет. По обеим сторонам бочки ротора насажены на вал вентиляторы.

Электродвигатель АТМ-3500-2 имеет радиальную трехструйную систему охлаждения. Для охлаждения горячего воздуха под электродвигателем находится камера, где установлен водяной воздухоохладитель.

Теплоконтроль двигателя осуществляется с помощью термометров сопротивления (логометр установлен на местном щите). На логометр выведены также термометры сопротивления, измеряющие температуру, стали и обмотки электродвигателя.

Температура входящего воздуха номинальная должна быть не более 35 ^оС. Перепад между температурой воздуха на выходе и входе должна быть не более 25ч30 ^оС. Температура охлаждающей воды на входе должна быть не ниже 10ч15 ^оС.

Для привода ПЭН-5, 6, 7, 8 установлены электродвигатели АС-4000 со следующими номинальными данными:

мощность - 4000 кВт

напряжение - 6000 В

скорость вращения - 2985 об/мин

ток номинальный - 445 А.

Исполнение электродвигателя закрытое, с вытяжной аксиальной системой вентиляции по замкнутому циклу. Для охлаждения воздуха используется два воздухоохладителя типа ВОП-3, установленные в фундаментной раме. Пазы статора электродвигателя АС-4000/6000 открытые, специально углубленные для образования надпазовых вентиляционных каналов. Обмотка статора катушечная, двухслойная, с параллельными ветвями, с укороченным шагом.

Ротор двигателя АС-4000/6000 имеет аксиальную систему вентиляции. На вал со стороны привода насажен центробежный вентилятор, обеспечивающий необходимый расход охлаждающего воздуха.

Теплоконтроль холодного и горячего газа электродвигателей ПЭН-5ч8, а также температуры стали и обмотки статора осуществляется по термометрам сопротивления на местном щите управления.

Для привода ПЭН-9, 10 установлены электродвигатели 2АЗМ-4000/6000 со следующими данными:

мощность - 4000 кВт

напряжение - 6000 В

скорость вращения - 2985 об/мин

ток номинальный- 435 А.

Исполнение электродвигателя закрытое, с вытяжной аксиальной системой вентиляции по замкнутому циклу. Для охлаждения воздуха используется четыре воздухоохладителя, которые размещены по торцам корпуса статора в зоне лобовых частей статора в вертикальном положении. Лобовые части обмотки статора и воздухоохладители закрываются кожухами, которые крепятся к фундаментной плите и торцевым стенкам корпуса статора. Обмотка статора электродвигателя катушечная, двухслойная с укорочением шага по пазам. Ротор двигателя 2АЗМ-4000/6000 имеет аксиальную систему вентиляции. На вал насажены вентиляторы, обеспечивающие необходимый расход охлаждающего воздуха.