Предназначение котельно-турбинного цеха

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Глава 1. «Общие сведения»

1.1 Котельное отделение

1.1.1 Краткое описание котла

1.1.2 Барабан котла и сепарационные устройства

1.1.3 Пароперегреватель

1.1.4 Опускной газоход

1.2 Газовое хозяйство

1.2.1 Описание газового хозяйства

1.2.2 Техническая характеристика

1.2.3 Свойства природного газа

1.3 Мазутное хозяйство

1.3.1 Описание систем мазутного хозяйства

1.3.2 Технические характеристики оборудования МН

1.3.3 Применение на электростанции взамен мазута других видов жидкого топлива

1.4 Турбинное отделение

1.4.1 Турбины

1.4.2 Подогреватель низкого давления

1.4.3 Подогреватель высокого давления

Глава 2. «Основное оборудование»

2.1 Паровая турбина ПТ-100/114-130/13

2.1.1 Технические характеристики турбины

2.1.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора

2.2 Паровая турбина ПТ-140/165-130/15-3

2.2.1 Технические характеристики турбины

2.2.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора

2.3 Котел БКЗ-420-140НГМ-4

2.3.1 Технические характеристики котла

2.3.2 Критерии и пределы безопасной работы

2.3.3 Технические характеристики ТДУ котла

2.4 Деаэраторы

2.4.1 Общие сведения

Глава 3. «Тепличное хозяйство»

3.1 Анализ систем теплоснабжения

3.2 Разработка устройства теплицы

3.3 Устройство грунтового обогрева теплицы

3.4 Солнечные коллекторы с вакуумными трубками

3.5 Котел RS-D300

Вывод

Список использованных источников

Введение

Волжская ТЭЦ-2 является одним из крупнейших генерирующих предприятий Волгоградской области по выработке тепловой и электрической энергии. Установленная мощность теплоэлектроцентрали - 240 Мвт.

Станция предназначена для обеспечения города Волжского электрической энергией, паром и горячей водой.

Особенностью производства является непрерывный замкнутый технологический процесс. Большое количество оборудования, работающего под давлением, крупногабаритных агрегатов, вращающихся механизмов, установок с высокой температурой поверхности требует неукоснительного соблюдения требований правил техники безопасности, пожарной безопасности и правил техники эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. К основному относятся две турбины и три котельных агрегата.

котельный турбогенератор теплица коллектор

Глава 1. «Общие сведения»

1.1 Котельное отделение

1.1.1 Краткое описание котла

Котел паровой БКЗ-420-140 НГМ-4 (Е-420-140 ГНМ), производства Барнаульского котельного завода однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией предназначен для сжигания газа и мазута, газоплотный, работающий под наддувом, оснащен запально-защитным устройством только на природном газе. Растопка котла на мазуте конструкцией и проектом не предусмотрена.

Компоновка котла выполнена по П-образной, сомкнутой схеме.

Топка котла представляет собой первый (восходящий) газоход. Вверху топки расположен ширмовый пароперегреватель (II ступень), в опускном газоходе расположены конвективный пароперегреватель (I, III и IVступени), экономайзер (I и II ступени). Подогрев воздуха осуществляется в регенеративных вращающихся воздухоподогревателях (РВП). Топка и опускной газоход имеют общую газоплотную стенку, которая является задним экраном топки.

1.1.2 Барабан котла и сепарационные устройства

Барабан котла с внутренним диаметром 1600 мм, длиной цилиндрической части 18000 мм и толщиной стенки 112 мм выполнен из стали 16 ГНМА.

Средний уровень воды во время работы котла расположен на 200 мм ниже геометрической оси барабана. Высший и низший рабочие уровни расположены соответственно на 50 мм выше и ниже среднего уровня.

Для контроля за уровнем воды в барабане по месту установлено две водоуказательных колонки.

Для предупреждения перепитки котла в барабане установлена труба аварийного слива диаметром 100 мм, врезка которой осуществлена ниже оси барабана на 200мм.

Для ввода и раздачи фосфатов внутри барабана имеется перфорированная раздающая труба.

Для сокращения продолжительности расхолаживания и улучшения температурного режима барабана при останове котла предусмотрено устройство парового охлаждения барабана, которое состоит из одного верхнего и двух нижних распределительных коллекторов. Верхний распределительный коллектор расположен в паровом объеме барабана между дроссельным потолком и паропромывочным листом. Направление потоков пара истекающего в паровой объем выбрано под углом 45^о к продольной оси барабана. Потоки пара в торцах барабана направлены вдоль оси. При этом часть потока пара направлена на торцевую перегородку, а часть в торцы барабана.

Два нижних распределительных коллектора расположены в водяном объеме барабана и при растопках служат для парового разогрева барабана от постороннего источника насыщенным паром давлением 40-159 кгс/см². При остановах котла нижние коллекторы подключаются только при расхолаживании полностью опорожненного барабана (без уровня воды). Потоки пара из данных коллекторов направлены вдоль оси барабана, а в торцах - под углом 45^о к оси барабана.

Линия подвода пара к верхнему распределительному коллектору устройства парового охлаждения во время работы котла может быть использована для отбора пара на охлаждение соседних останавливаемых котлов и паровой разогрев при их растопках. Для обеспечения требуемого качества пара на котле применена схема двухступенчатого испарения с выносными циклонами.

Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляют собой сочетание внутрибарабанных циклонов, паропромывочных устройств и дырчатых листов. Пароводяная смесь из экранов, включенных в первую ступень испарения, поступает во внутрибарабанные циклоны, где происходит отделение капель воды от потока пароводяной смеси. Выделившаяся вода сливается в водяной объем барабана, а пар направляется под промывочный лист и поднимаясь вверх, проходит через слой питательной воды. Дальнейшая сепарация пара происходит в паровом объеме барабана. Далее пар проходит через пароприемный дырчатый лист, который обеспечивает равномерную по длине барабана работу парового объема и направляется в пароперегреватель котла.

Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются выносные циклоны, выполненные из труб 426х36, сталь 20. Во вторую ступень испарения включены передние секции задних панелей боковых блоков.

Выносные циклоны расположены блоками (по три циклона в каждом блоке) с левой и правой стороны котла.

В верхней части циклона имеется перфорированный пароприемный потолок для выравнивания подъемной скорости пара в поперечном сечении циклона. В нижней части расположена антикавитационная крестовина, препятствующая образованию воронок в опускных трубах. Подвод пароводяной смеси в циклон выполнен тангенционально по отношению к внутренней образующей циклона.

1.1.3 Пароперегреватель

Пароперегреватель котла по характеру тепловосприятия тепла полурадиационно-конвективного типа.

Полурадиационную часть пароперегревателя составляет ширмовый пароперегреватель, расположенный в верхней части топки, он является второй ступенью пароперегревателя.

Конвективная часть состоит из третьей, четвертой и первой ступеней пароперегревателя расположенных в данной последовательности по ходу движения газов в опускном газоходе.

В тракт пароперегревателя также включены панели, которые образуют опускной газоход котла (потолок, задняя и боковые стенки конвективной шахты).

По ходу движения пара первая ступень пароперегревателя - противоточная, третья и четвертая ступени - прямоточные.

Для уменьшения температурных разверток пара применены перемешивание пара и переброс его с левой стороны котла на правую и наоборот. Регулирование температуры пара осуществляется во впрыскивающих пароохладителях первой, второй и третьей ступеней.

Движение пара по тракту пароперегревателя: барабан потолочный пароперегреватель верхние и нижние панели задней стороны опускного газохода боковые панели опускного газохода опорные петли третьей ступени пароперегревателя, трубы образующие экраны в районе третьей и четвертой ступеней пароперегревателя первая ступень пароперегревателя пароохладители первой ступени ширмовой пароперегреватель крайние пакеты змеевиков третьей ступени пароперегревателя пароохладители второй ступени средние пакеты змеевиков третьей ступени пароперегревателя средние пакеты четвертой ступени пароперегревателя пароохладители третьей ступени крайние пакеты змеевиков четвертой ступени пароперегревателя паросборная камера.

Схема движения пара следующая. Пар из барабана котла по 16 трубам 133х13, сталь 20 и сталь 12Х1МФ, поступает в две входные камеры 219х36, сталь 20, потолочного пароперегревателя.

После выходных камер пар двумя потоками проходит по 82 трубам 60х6, сталь 20, образующим две крайние панели потолочного пароперегревателя и поступает в камеры 325х36, сталь 20, из которых по 82 трубам 60х6, сталь 20, образующим две средние панели потолочного пароперегревателя, проходит в две выходные камеры 325х36, сталь 20. Из выходных камер потолочного пароперегревателя пар по трубе 325х36, сталь 20, перебрасывается в камеры 325х36, сталь 20, верхних панелей задней стены опускного газохода. Далее по 60 трубам 60х6 сталь 20, задней стены опускного газохода пар проходит в камеру 325х36, сталь 20, из которой по 122 трубам 60х6, сталь 20, образующим нижние панели задней стены опускного газохода, попадает в камеру 325х36, сталь 20. Далее пар разделяется на два потока. Один поток направляется по 4 трубам 159х14, сталь 20, левой боковой панели (боковая стена опускного газохода). Другой поток перебрасывается по трубе 325х36, сталь 20 и семи трубам 133х13, сталь 20, в нижнюю камеру 219х36, сталь 20, правой боковой панели. Каждая панель образована из 37 труб 60х6, сталь 20, Пар проходит боковые панели и поступает в верхние камеры 219х36, сталь 20, из которых 16 труб 133х13, сталь 20, направляются в четыре камеры 219х36, сталь 20 и далее в восемь камер 219х36, сталь 20, соединенных попарно между собой трубами 219х25, сталь 20. Далее пар проходит по 125 трубам 60х6 сталь 20, которые образуют экраны в районе третьей и четвертой ступеней пароперегревателя и по 124 трубам 38х4,5, сталь 12 Х1МФ, которые выполнены опорными петлями для третьей ступени пароперегревателя и поступает в восемь камер 133х17, сталь 20.

Далее по 48 трубам 60х6, сталь 20, пар перебрасывается в восемь камер 133х17, сталь 20 в районе четвертой ступени пароперегревателя и по опорным петлям из 124 труб 38х4,5, сталь 12 Х1МФ этой же ступени и поступает в восемь камер 219х36, сталь 20. Далее пар перебрасывается по 16 трубам 133х13, сталь 20, в восемь входных камер 273х36, сталь 20, первой ступени пароперегревателя. Далее пар, пройдя 252 пакета змеевиков из труб 32х4,сталь20 и сталь12 Х1МФ, поступает в восемь камер 325х30, сталь 12 Х1МФ, откуда по трубам 325х30, сталь 12 Х1МФ, двумя потоками поступает во впрыскивающие пароохладители первой ступени, выполненные из труб 325х30 сталь 12 Х1МФ. Из пароохладителей пар по десяти трубам 159х10, сталь 12 Х1МФ, поступает в десять крайних ширм из труб 32х5, сталь 12 Х1МФ, проходит последние и по десяти трубам 159х10, сталь 12 Х1МФ, направляется в две камеры 325х30, сталь 12 Х1МФ, где происходит смешивание.

Далее пар по 12 трубам 159х10, сталь 12 Х1МФ, поступает в 12 средних ширм из труб 32х5, сталь 12 Х1МФ, проходит последние и по 12 трубам 159х10, сталь 12 Х1МФ, направляется в камеры 325х30, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159х10/13, сталь 12 Х1МФ, направляется в крайние выходные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, третьей ступени пароперегревателя.

Пар, пройдя 120 крайних пакетов змеевиков из труб 32х5, сталь 12 Х1МФ попадает в четыре камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159х13, сталь 12 Х1МФ, направляется во прыскивающие пароохладители второй ступени, выполненные из труб 325х30, сталь 12 Х1МФ. В пароохладителях пар перебрасывается с левой стороны котла на правую и наоборот, и по восьми трубам 159х13, сталь 12 Х1МФ, поступает в средние камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ. Далее пар, пройдя 128 пакетов и змеевиков из труб 32х4,5 сталь 12 Х18Н12Т, поступает в четыре выходные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, из которых по 12 трубам 133х17, сталь 12 Х1МФ, перебрасывается в четыре входные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, четвертой ступени пароперегревателя. Затем пар, пройдя 128 средних пакетов змеевиков из труб 32х4,5, сталь 12 Х18Н12Т, поступает в четыре входные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159х17, сталь 12 Х1МФ, перебрасывается во впрыскивающие пароохладители третьей ступени, выполненные из труб 325х45, сталь 12 Х1МФ. В пароохладителе происходит полное перемешивание и переброс пара к крайним пакетам змеевиков с левой стороны котла на правую и наоборот. Из пароохладителей по восьми трубам 159х17 сталь 12 Х1МФ, пар поступает во входные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, проходит 120 крайних пакетов змеевиков из труб 32х4,5, сталь 12 Х18Н12Т и поступает в четыре выходные камеры 219х40, сталь 12 Х1МФ, четвертой ступени пароперегревателя, откуда по 12 трубам 133х20, сталь 12 Х1МФ подается в паросборную камеру 325х50, сталь 15Х1МФ. Выход пара односторонний.

1.1.4 Опускной газоход

В опускном газоходе расположены пароперегреватель и экономайзер. Передней стенкой опускного газохода является задний экран топки. Боковые, задние стенки и потолок газохода образованы газоплотными панелями, которые включены в контур пароперегревателя. В верхней части опускного газохода расположены третья, четвертая и первая ступени пароперегревателя.

В целях облегчения ремонтных работ камеры и пароперепускные трубы пароперегревателя, вынесенные за пределы опускного газохода, не изолируются и закрыты специальным " тепловым ящиком ".

Для вентиляции снизу " теплового ящика " предусмотрен подвод холодного воздуха от напорной линии дутьевого вентилятора.

Отвод воздуха осуществляется из верхней части " теплового ящика " за пределы котельного отделения, на крыше здания.

Экономайзер находится в нижней части опускного газохода и разделен по высоте на два пакета.

Змеевики экономайзера выполнены из труб 32х4, сталь 20. Питательная вода входит в две камеры 219х25 сталь 20, нижнего пакета экономайзера, проходит первый пакет и направляется к установке "собственного" конденсата. Из конденсатора вода поступает в нижние камеры верхнего пакета экономайзера 219х25, сталь 20, проходит по змеевикам и из верхних камер направляется в барабан котла.

Опускной газоход выполнен газоплотным.

Для подогрева воздуха в котле используется два вынесенных регенеративных вращающихся воздухоподогревателя РВП-54.

1.2 Газовое хозяйство

1.2.1 Описание газового хозяйства

Газовое хозяйство Волжской ТЭЦ-2 состоит из ГРП, наружного газопровода и газопроводов в пределах котлов (энергетических и водогрейных).

ГРП высокого давления состоит из:

- четырех ниток питания с двухступенчатым регулированием давления газа и установленными на них четырех регуляторов РД I ступени и четырех регуляторов РД-(А) II ступени. Также на этих нитках смонтированы глушители (по 2-а на каждой нитке) и линзовые компенсаторы (на газопроводе dу150 его нет);

- пяти газовых фильтров ФГ-100-300-12 включенных в параллельную работу;

- семи предохранительных клапанов dу 150;

- отключающей арматуры и продувочных свечей.

На узле регулирования, состоящего из одной нитки dу150 мм и трех ниток по dу 300 мм смонтированы регулирующие заслонки.

На выходном трубопроводе dу 1200 мм расположены предохранительные сбросные клапаны в количестве 7 шт. dу150 мм.

Наружный газопровод dу 1200 от ГРП проходит по эстакаде вдоль градирен, зданий ТФН, СБК и у постоянного торца Главного корпуса (ГК) происходит его разделение на газопровод подачи газа на энергетические котлы dу 1020 и газопровод Водогрейной котельной dу 820.Ввод газопровода в котельное отделение ГК осуществляется со стороны тяго-дутьевых установок (в районе РВП-1Б, 2Б,3Б) и в водогрейную котельную со стороны эстакады теплосети (район ЛСН-1).

Отключающими задвижками газопроводов являются Г-10 (установлена на эстакаде у РВП-1А) на энергетические котлы и Г-10А (установлена на отм.0,000 ось-10, ряд В) на водогрейные котлы.

Для контроля давления газа в газопроводе перед котлами КВГМ-180 имеется манометр расположенный на отм.4,200 после задвижки Г-10А (установлена на отм. 0,000 ось 10, ряд В) и перед котлами БКЗ-420 до задвижки К1-Г11 на отм.10,200 (ось-5, ряд В). Так же перед задвижкой К1-Г11 произведена врезка газопровода ремонтной разводки с отключающей арматурой РГ-1.

Каждый котел оснащен восемью газомазутными горелками, отсечным быстрозапорным клапаном (ШОГ) и регулятором давления газа (РД). Горелки оснащены защитно-запальным устройством ЗЗУ-И-1.На газопроводе к котлу установлена измерительная шайба для измерения расхода газа. Вторичный прибор, расходомер, установлен на щите управления. Каждый участок газопровода в конечной точке имеет продувочную свечу, сбросные газопроводы Ду-50 выведены на крышу. Продувочные свечи на ГРП установлены перед газовыми задвижками: Г-1, Г-3А, Г-4А, Г-5А, Г-6А, Г-7А, Г-8А, Г-9.

1.2.2 Техническая характеристика

Давление газа на входе в ГРП -1,2 МПа (12 кгс/см²).

Давление газа на выходе из ГРП - 0,09МПа (0,9кгс/см²).

Регулирование давления газа двухступенчатое: первая по ходу газа заслонка (регулятор)снижает давление с 1,2 МПа (12 кгс/см²) до 0,3 МПа (3 кгс/см²); вторая - с 0,3 МПа (3 кгс/см²) до 0,09Мпа ( 0,9 кгс/см²).

Пределы регулирования расхода:

2 основные линии dу300мм и резервная dу300мм:

максимальная производительность- 94000м^з/час;

минимальная производительность -35000м^з/час.

линия малого расхода dу150мм:

максимальная производительность - 38000нм^з/час,

минимальная производительность- 20000нм^з/час.

Производительность ГРП:

максимальная - 188000м^з/час

минимальная - 20000м^з/час.

Пропускная способность предохранительного клапана- 2915 м^з/час.

Суммарная производительность клапанов - 20405 м^з/час.

Категория ГРП - высокое давление.

Контроль за загазованностью в помещении регуляторного зала ГРП и в помещении КИП ГРП осуществляется стационарным сигнализатором загазованности СТМ-10.

Технологическая сигнализация о загазованности в помещении ГРП выведена на ЦТЩУ и срабатывает в следующих случаях:

предупредительная - при достижении концентрации метана равной 0,75% (15% нижнего концентрационного предела взрываемости);

аварийная - при достижении концентрации метана равной 1,1% (21% нижнего концентрационного предела взрываемости ).

Проверка сигнализации загазованности осуществляется ежемесячно персоналом ЦТАИ с уведомлением оперативного персонала КТЦ и с записью в журнале «Осмотра ГРП и газопроводов».

На ВТЭЦ-2 внедрена в эксплуатацию автоматическая система контроля и учета (АСКУ) газа с установкой на ЦТЩУ компьютера с почасовой регистрацией давления, расхода, калорийности и температуры газа. Контроль за работой АСКУ газа возлагается на машиниста ЦТЩУ К/О.

Плотномер для определения калорийности газа и расходомерная шайба установлены на нитке газопровода dу 400мм, между задвижками Г-3 и Г3А на ГРП.

1.2.3 Пределы регулирования расхода

Горючими газами являются: этан, пропан, бутан, метан и сероводород. Балластом в природном газе являются: азот и углекислый газ. Природный газ с содержанием серы выше 0.75% является сернистым топливом и сжигание такого газа должно производиться с соблюдением мер предохранения элементов котла от коррозии дымовыми газами.

Природный газ - топливо высококалорийное. Теплотворная способность колеблется в пределах: Qр = 8200-8500 ккал/нм^з. Температура воспламенения природного газа равна 650-750^оС.

Удельный вес природного газа находится в пределах 0,762-0,820кг/нм^з Удельный вес воздуха 1,293кг/нм^з. Отношение удельного веса природного газа к удельному весу воздуха будет равно соответственно 0,59-0,63.

Природный газ почти в два раза легче воздуха. Поэтому в случае неплотности газопроводов или арматуры, газ будет подниматься вверх и накапливаться в застойных, плохо вентилируемых местах.

Теоретический объем воздуха, необходимый для сжигания 1нм^з газа составит примерно 10,0нм^з, максимальное содержание кислорода в сухих продуктах горения природного газа равно 11-12%. При сжигании природного газа для котлов необходимо поддерживать избыток воздуха в пределах 1,1-1,15.

1.3 Мазутное хозяйство

1.3.1 Описание систем мазутного хозяйства

Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию, бесперебойного снабжения подогретым и профильтрованным топочным мазутом в количестве, соответствующем нагрузки котлоагрегатов, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

Оборудование мазутонасосной (далее МН) эксплуатируется в следующих режимах:

рабочий - при работе котлов на мазуте или смеси;

горячий резерв - при работе котлов на газе;

холодный резерв - при останове оборудования мазутонасосной.

Перевод работы мазутного хозяйства из одного режима в другой осуществляется по указанию НСС оперативным персоналом КТЦ под руководством НС КТЦ.

В рабочем режиме осуществляется прием и слив мазута по мере его поступления, перекачка в мазутные баки и его перемешивание в них насосами рециркуляции с последующей подачей для сжигания на котельные установки.

В этом режиме в работе находятся:

мазутный насос I подъема;

мазутный насос II подъема;

насос рециркуляции мазута;

подогреватели мазута (основные и рециркуляции) в количестве определяемом нагрузкой котлов и температурой мазута в баках.

В режиме горячего резерва осуществляется постоянный проток мазута работающим насосом I подъема через неработающие насосы II подъема, основные подогреватели и далее по магистральным мазутопроводам и мазутному кольцу котельного отделения с возвратом мазута в мазутные баки по мазутопроводу рециркуляции.

В этом режиме в работе находятся:

мазутный насос I подъема;

насос рециркуляции мазута;

подогреватели мазута (основные и рециркуляции) для поддержания температуры мазута в магистральном мазутопроводе 100110 С и в мазутных баках 6080 С.

В холодном резерве в зависимости от продолжительности останова постоянно или периодически включается в работу система циркуляционного разогрева для поддержания температуры мазута в баках 6080 С.

В этом режиме оборудование мазутного хозяйства отключено, собраны электросхемы насосного оборудования и электрофицированной арматуры, подан оперативный ток на устройства сигнализации и блокировок, систему обнаружения пожара.

Для обеспечения выполнения перечисленных задач на мазутном хозяйстве ВТЭЦ-2 имеются следующие участки:

- приемно-сливное устройство;

- мазутохранилище (мазутный склад) с железобетонными (приемные емкости) и металлическими резервуарами (мазутные баки);

- мазутонасосная с оборудованием (фильтры, подогреватели, насосы);

- магистральные паромазутопроводы от мазутонасосной до водогрейной котельной и главного корпуса;

- двухступенчатая раздельная схема с разделением контуров подачи мазута к котлам и циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. В этой схеме подача мазута к котлам осуществляется насосами I и II подъемов. Циркуляционное перемешивание и разогрев мазута в резервуарах производятся горячим мазутом, подаваемым насосами рециркуляции от подогревателей.

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в мазутные баки прибывшего в железнодорожных цистернах мазута и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

- сливную эстакаду, предназначенную для обслуживания прибывающих под слив цистерн - не более 58 шт.;

- межрельсовые подземные сливные лотки, соединенные каналами по которым слитый из цистерн мазут самотеком поступает в приемные емкости. На дне лотков и каналов проложены трубопроводы пара, предназначенные для подогрева слитого мазута и улучшения его перекачки;

- гидрозатворы и фильтры-сетки расположенные перед приемной емкостью ;

- две подземные приемные емкости, предназначенные для сбора сливаемого мазута из цистерн. Объем каждой емкости совместно со сливными лотками составляет 1000м³.

На каждой приемной емкости установлены:

- 2 перекачивающих погружных насоса типа 20 НА-22х2

- люк-лаз с откидной крышкой;

- дыхательный клапан.

Два наземных металлических резервуара V=30000 м^з каждый, служат для хранения мазута и подготовки его к сжиганию. Резервуары запараллелены.

В здании мазутонасосной расположено следующее оборудование:

- 2 фильтра грубой очистки перед насосами рециркуляции и 2 фильтра грубой очистки перед насосами I подъема;

- 2 насоса рециркуляции;

- 4 насоса I подъема;

- 4 насоса II подъема;

- фильтры тонкой очистки перед насосами II подъема;

- 2 дренажных насоса мазутных приямков;

- 2 конденсатных насоса;

- системы мазутопроводов, паропроводов, конденсатопроводов, дренажных трубопроводов, трубопроводов технической и пожарной воды;

- 2 насоса замазученных стоков (помещение насосной замазученных стоков);

- насос дренажного приямка насосной замазученных стоков;

- внутренний мазутный приямок;

- помещение станции пенопожаротушения МБ.

Вне здания мазутонасосной находятся:

- 3 подогревателя рециркуляции мазута;

- 3 основных подогревателя мазута;

- охладитель конденсата;

- 2 бака сбора конденсата;

- наружний мазутный приямок;

- емкость замазученных стоков.

Фильтры грубой очистки предназначены для первичной очистки мазута от твердых частиц и установлены на всасывающих коллекторах перед насосами I подъема и насосами рециркуляции.

Фильтры тонкой очистки предназначены для вторичной очистки мазута от твердых частиц и установлены на всасе насосов II подъема.

Насосы I подъема предназначены для:

прокачивания мазута через подогреватели, фильтры тонкой очистки для заполнения трубопроводов подачи мазута на Гл.К и ВК.;

создания подпора давления во всасывающем трубопроводе насосов II подъема;

создания циркуляции мазута в режиме горячего резерва. Мазут на всас насосов I подъема поступает самотеком от мазутных баков за счет разности отметок установки насосов и уровня топлива в баках.

Насосы рециркуляции предназначены для перемешивания мазута в мазутных баках во избежания накопления отложений на днище баков и отстоявшейся воды.

Основные подогреватели мазута предназначены для подогрева мазута до условной вязкости не более 2,5 ВУ при t=120 С. Подогреватели установлены после насосов I подъема до ФТО вне помещения машинного зала мазутонасосной. Подогреватели рециркуляции предназначены для разогрева мазута в баках до 90 С (не более).

Насосы II подъема предназначены для создания необходимого давления мазута перед котлами и установлены после фильтров тонкой очистки.

Помещение мазутонасосной оборудовано подвесной кран балкой грузоподъемностью -2т.

Эстакада трубопроводов от мазутонасосной до котельного отделения главного корпуса включает в себя:

- паропровод N1 Ду-325х8 Ру-13 кгс/см2 t= 250 С (согласно ПТЭ п.4.1.28.);

- паропровод N2 Ду-325х8 Ру-13 кгс/см2 t= 250 С (согласно ПТЭ п.4.1.28.);

- напорный мазутопровод N1 Ду-219х8 Ру-55 кгс/см² с паровым спутником Ду-57, Ру-6 кгс/см²;

- напорный мазутопровод N2 Ду-219х8 Ру-55 кгс/см² с паровым спутником Ду-57, Ру-6 кгс/см²

- мазутопровод рециркуляции Ду-108х4 Ру-55 с паровым спутником Ду-57 Ру-6 кгс/см2

- конденсатопровод Ду-108х4 Ру-6 кгс/см²

- прямой трубопровод отопления Ду-219х4/108х4 Ру-16 кгс/см²

- обратный трубопровод отопления Ду-219х4/108х4 Ру-8 кгс/см²

Все эти трубопроводы выполнены с тепловой изоляцией и имеют дренажи.

Трубопровод замазученных стоков Ду-150мм расположен под землей.

1.3.2 Технические характеристики оборудования МН

Таблица 1. Техническая характеристика приемно-сливного оборудования

Наименование оборудования	Кол-во	Тип	Характеристика оборудования
1. Сливная эстакада приемносливного устройства	2	сборные металлокнструкции	Два ж/д пути 312х2м каждый. Устройства разогрева мазута (штанги) -54шт., длина каждой -2м.
2. Сливные лотки приемно-сливного устройства	2	металлические со змеевиками парового разогрева	Фронт разгрузки 312м-2шт. Выполнены из труб d1220мм
3. Приемный резервуар	2	Железобетонный с встроенным гидрозатвором	1000мз(12х12х5м) Змеевиковый по догреватель ма зута.131кв.м D45х2,5мм циркуляционный разогрев мазута, труба D219х7 18 сопел D9 мм.

Таблица 2. Характеристика ж/д цистерн

Измеряемая величина	Един изм.	Грузоподъемность
		50тн	60тн	90тн
Объем цистерны	м3	50	60	90
Внутренний диаметр цистерны	мм	2600-2800	2800	3000
Длина цистерны	мм	9600	10300	14689
Длина по осям автосцепок	мм	12220	12020	----
Диаметр сливного патрубка	мм	160	200	2х200
Число наливных горловин	шт	1	1	2
Масса тары цистерны	тс	22,5-24,7	23	----

Таблица 3. Характеристика поступающего мазута по ГОСТ 10585-63

Наименование показателей	Един изм.	Марка мазута
		М-40	М-100
1.Вязкость условная (при t=80С) не более	ВУ(сСт)	8,0	15,5(118)
2.Зольность (не более)	%	0,15	0,15
3.Содержание мех. примесей не более	%	1,0	2,5
4.Содержание воды не более	%	2,0	2,0
5.Содержание серы не более для:	%
Малосернистого мазута		0,5	0,5
Сернистого мазута		2,0	2,0
Высокосернистого мазута		3,5	3,0
6.Температура вспышки не ниже	С	90	110
7.Температура застывания не выше	С	10	25
8.Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо не ниже для:	ккал/кг
Малосернистого и сернистого топлива		9700	9650
Высокосернистого топлива		9550	9500
9.Плотность при t=20С не более	г/см3	0,9361	0,9361

Таблица 4. Технические характеристики насосного оборудования

Наименование	Тип марка	Кол-во	Производительность м3/ч	Напор кгс/см2	Частота вращения об/мин	Мощность кВт
Перекачивающий насос погружного типа (НПМ)	20НА 22х2	4	600	6,5	1485	140
Насос рециркуляции мазута (МНР)	10 НД 6х1	2	485	5,4	1500	132
Насос I подъема (МН-I)	8 НД 6х1	4	202	10	3000	110
Насос II подъема (МН-II)	НПС 200/700 СОНТ	4	125	52	2950	315
Насос конденсатный (НК)	3К-45/30	2	30	4,5	3000	7,5
Насос дренажный (МДН)	ВКС 4/24	2	14,4	2,4	1450	7,0
Насос пенного пожаротушения (ППЖН)	ЦН-400 х105	2	400	10,5	1450	143

Таблица 5. Техническая характеристика мазутных подогревателей

Наименование	Тип, марка подогревателя	Кол-во	Производительность по мазуту, м3/ч	Давление пара кгс/м2	Т пара С	Давление мазута, кгс/м2	Предел подогрева мазута, С
Подогреватель мазута основной	ПМР 13-120	3	120	16	300	13,0	70-135
Подогреватель рециркуляции мазута	ПМР 13-240	3	240	16	300	13,0	70-135
Охладитель конденсата	ПМР 13-240	1	240	16	300	13,0	70-135

Таблица 6. Техническая характеристика фильтров мазута

Наименование	Тип марка	Количество	Производительность т/ч
Фильтр грубой очистки	-------	4	500
Фильтр тонкой очистки	ФМ-10-120	4	120

Таблица 7. Технические характеристики емкостей

Наименование	Кол-во	Габаритные размеры
		Объем м3	Длина м	Ширина или диаметр м	Высота, м
Мазутный бак	2	30000	---	45,6	17,92
Приемная емкость	2	999	17,8	11,7	4,8
Дренажный приямок (наружный)	1	12,4	3,1	2,0	2,0
Дренажный приямок (внутрений)	1	1	1,0	1,0	1,0
Резервуар сбора конденсата	2	32,6	---	3,4	3,6
Бак готового пенообразователя	2	100	---	4,8	5,2
Бак концентрированого пенообразователя	3	4,5	---	1,2	4,0
Емкость замазученных вод	1	335	---	---	3,5

1.3.3 Применение на электростанции взамен мазута других видов жидкого топлива

В отдельных случаях электростанциям выделяются взамен мазута другие виды жидкого топлива (дизельное топливо, солярное масло). Эти виды топлива имеют температуру вспышки более низкую чем обычные мазуты, и использование их требует специальных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

При поступлении других видов жидкого топлива предлагается руководствоваться следующими указаниями:

В качестве заменителей мазута могут быть использованы жидкие топлива с температурой вспышки не ниже 45 ^оС. В случае поступления жидкого топлива с температурой вспышки ниже 45 ^оС слив его запрещается и груз должен быть переадресован. Не допускается в качестве мазута использовать сырые и стабилизированные нефти.

Поставка взамен мазута других видов топлива допускается только по согласованию с руководством эл. станции. При этом о предстоящей поставке заменителя мазута руководство станции должно быть предупреждено не менее чем за 5 суток.

До поставки заменителей мазута должны быть выполнены следующие мероприятия:

- проверены визуально на плотность все фланцевые соединения мазутопроводов, мазутоподогревателей, сальниковые уплотнения арматуры и мазутных насосов. Неплотности должны быть устранены;

- проверены в работе электро- и ручные приводы арматуры на мазутопроводах;

- проверена укомплектованность и готовность первичных средств пожаротушения на мазутном хозяйстве и в цехе;

- проверены заземления электродвигателей насосов в мазутном хозяйстве и отремонтированы средства защиты от статического электричества мазутохранилищ, элементов сливной эстакады;

- приведены в надлежащее состояние устройства по предупреждению разбрызгивания топлива при сливе его из цистерн;

- проверена исправность вентиляции мазутонасосной;

- поставлена в известность пожарная охрана;

- проведена смешанная противопожарная тренировка с привлечением оперативного и ремонтного персонала;

- проведен дополнительный инструктаж обслуживающего персонала: сливщиков, дежурных по мазутонасосной, дежурных слесарей, ст. машинистов, машинистов котлов, машинистов-обходчиков, начальников смен станции и цеха.

При поступлении каждой партии заменителя мазута до начала слива должна быть отобрана проба поступившего топлива и определена температура его вспышки. Допустимость использования данного топлива в качестве заменителя мазута решает главный инженер.

Слив заменителей мазута, пропарка цистерн после слива, разогрев сливных клапанов производятся открытым паром. Запрещается спуск в цистерны для очистки от остатков заменителей мазута.

При сливе нефтепродуктов с температурой вспышки ниже 60С должны быть отключены змеевиковые подогреватели в приемных лотках и емкостях.

Змеевиковые подогреватели в резервуарах могут включаться, когда уровень заменителя мазута поднимается выше этих подогревателей не менее чем на 500мм.

Температура мазута в резервуаре должна поддерживаться не менее чем на 10 С ниже температуры его вспышки (tрезерв=tвсп - 10 ^оС).

К паромеханическим форсункам заменитель мазута необходимо подавать с температурой, при которой вязкость его не превышает 6 ВУ, к механическим форсункам-2,5-3 ВУ. Подогревать заменители мазута до температуры, превышающей температуру их вспышки, допускается только в закрытых мазутных подогревателях под давлением.

Во время работы на заменителях мазута должно проводиться регулярное наблюдение за плотностью сальников и фланцев, все обнаруженные утечки должны немедленно устраняться.

При использовании заменителей мазута рекомендуется учитывать следующее:

- при смешивании некоторых легких продуктов с обычным мазутом могут образовываться и выпадать тяжелые и плотные осадки, которые способны забивать фильтры, арматуру и форсунки;

- заменители мазута целесообразно принимать в отдельно выделенные резервуары;

- при заполнении железобетонных резервуаров легкими маловязкими продуктами резко увеличиваются утечки топлива из них и в дальнейшем эти утечки уменьшаются при заполнении резервуара обычным мазутом.

- в ж/д составах, которыми доставляются маловязкие заменители мазута, могут быть железнодорожные цистерны без нижнего сливного прибора. Следует заранее проверить исправность устройства для верхнего слива

1.4 Турбинное отделение

1.4.1 Турбины

Турбина паровая типа ПТ-100/114-130/13 конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофикационным), номинальной мощностью 100 Мвт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2 ЕУЗ.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего (2-го и 3-го) подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны (4 шт.) расположены в паровых коробках. При режиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час, предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный клапан N5. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. РВД и РНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник. Фикс-пунк турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Основные эксплуатационные параметры и краткая характеристика режимов работы турбоустановки.

Турбина паровая типа ПТ-140/165-130/15-3 конденсационная,с двумя регулируемыми отборами пара ( производственным и двухступенчатым теплофикационным), номинальной мощностью 143 Мвт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2 ЕУЗ.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего ( 2-го и 3-го) подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны ( 4 шт.) расположены в паровых коробках. При режиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час, предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный клапан N5. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. РВД и РНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник. Фикс-пунк турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Основные эксплуатационные параметры и краткая характеристика режимов работы турбоустановки.

1.4.2 Подогреватель низкого давления

ПНД-1 - встроен в конденсатор и состоит из одной U- образной секции горизонтального типа. Паропровод греющего пара от турбины на ПНД-1 не отключается (без арматуры). По основному конденсату имеет запорную арматуру, которая позволяет отключать ПНД-1 при работе турбины в случае неплотности в его трубной системе. Для контроля за уровнем конденсата греющего пара в корпусе ПНД-1 установлены водоуказательное стекло и электронный сигнализатор уровня, который подает светозвуковой сигнал на ЦТЩУ при появлении уровня конденсата в корпусе равном 100мм. Нормально уровня в ПНД-1 при работе турбины не должно быть. Конденсат греющего пара ПНД-1 через гидрозатвор, высотой 5 м, сливается в конденсатор.

ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 - вертикальные кожухотрубные теплообменники, с U-образными трубными секциями. Каждый подогреватель снабжен водоуказательным стеклом и прибором контроля уровня конденсата греющего пара в корпусе, а также регулирующими клапанами отвода конденсата из подогревателей. Слив конденсата осуществляется каскадно с ПНД-4 на ПНД-3, с ПНД-3 на ПНД-2 и с ПНД-2 - при нагрузке свыше 25 Мвт - откачивается сливным насосом (СЛН-1) типа КС-30-155 в линию основного конденсата после ПНД-2, а при нагрузке менее 25 Мвт - через регулирующий клапан и задвижку 1К-20 в конденсатосборник конденсатора. В случае выхода из строя СЛН-1, конденсат пара с ПНД-2 может быть направлен в конденсатосборник ПСГ-1 через задвижку 1К-21. Для увеличения пропускной способности узлов отвода конденсата пара ПНД-3 и ПНД-4 при их больших тепловых нагрузках, на отводе их РУ выполнены байпасы с задвижками Ду- 100 мм. ПНД-2, 3,4 имеют групповую схему включения по основному конденсату, конденсату греющего пара и отсосу неконденсирующихся газов, поэтому для ремонта любого из ПНД, необходимо отключить всю группу ПНД по греющему пару и остальным потокам.

При работе ПНД-2, 3,4 в их корпусах должны поддерживаться нормальные уровни конденсата в пределах 300-600 мм по приборам. Предельные значения уровней:

- нормальный - 600 мм

- минимальный-380 мм

- максимальный-790 мм

- аварийный-800 мм

На ПНД-2, 3,4 выполнена блокировка - при достижении уровня в их корпусах 800 мм закрываются задвижки греющего пара (Пр-12, Пр-13, Пр-14) и полностью открываются регулирующие клапаны на отводе конденсата с соответствующего подогревателя.

Вакуумный вертикальный охладитель пара с эжектором, типа ПС-50-1 предназначен для отсоса паровоздушной смеси из последних камер концевых уплотнений турбины. Паровое пространство ПС-50-1 состоит из двух частей: вакуумной и атмосферной, трубная система выполнена из U - образных трубок. Разряжение в вакуумной части ПС-50-1 поддерживается эжектором в пределах: 0,05-0,03 кгс/см².

Рабочим паром эжектора является пар с уравнительной деаэраторов 6 кгс/см². Конденсат пара ПС-50-1 с вакуумной и атмосферной части охладителя через гидрозатворы высотой 2 м сливаются в расширитель дренажей ПС-50-1 и далее через гидрозатвор 14 м через вентиль 1К-22 в правую часть конденсатора. Для заполнения гидрозатвора высотой 14 м в верхнюю часть расширителя подведена линия с вентилем с напорного коллектора конденсатных насосов турбины. Для контроля за уровнями конденсата в вакуумной и атмосферной частей корпуса ПС-50-1 установлены водоуказательные колонки. Нормально, при работе турбины уровней в этих частях корпуса ПС-50-1 не должно быть.

Охладитель пара от промежуточных камер уплотнений турбины типа ПН-130-16-10 предназначен для отсоса и конденсации пара из промежуточных камер концевых уплотнений турбины и по конструкции аналогичен ПНД-2. Конденсат отсасываемого из уплотнений пара через гидрозатвор высотой 15 м сливается в конденсатор турбины. При нормальной работе ПН-130-16-10 уровня по водоуказательной колонке и прибору в корпусе охладителя не должно быть. При появлении уровня в охладителе по водоуказательной колонке и прибору на ЦТЩУ 100 мм срабатывает светозвуковая сигнализация.

1.4.3 Подогреватель высокого давления

ПВД турбины подключены по греющему пару к 1,11,111 отборам. Включение и отключение ПВД при нагружении турбины или при ее разгрузке производится при мощности 10-15 Мвт. При отключении ПВД в ремонт или для испытаний турбоустановки в любом режиме работы турбины и при любой мощности необходимо строго руководствоваться требованиями:

При отключении ПВД при работе турбины в конденсационном режиме максимальная мощность ограничивается давлением пара в камере регулирующей ступени ЦВД, которое в этом режиме не должно превышать 63 кгс/см2 по манометру.

При отключении ПБД при работе турбины только с теплофикационным отбором, максимальная мощность турбины ограничена давлением пара в камере регулирующей - ступени ЦСД, которое в этом режиме не должно превышать 12,5 кгс/см² по манометру.

При отключении ПВД при работе турбины с производственными и теплофикационным отборами максимальная мощность турбины ограничена давлениями пара в камере перегрузочного клапана (за IV ступенью) и в камере регулирующей ступени ЦСД, которые в этом режиме не должны превышать соответственно 82 кгс/см² и 12,5 кгс/см² по манометру

Глава 2. «Основное оборудование»

2.1 Паровая турбина ПТ-100/114-130/13

2.1.1 Технические характеристики турбины

Турбина ПТ-100/114-130/13

Мощность, МВт.

- номинальная 100

- конденсационная 91

- максимальная 114

Расход свежего пара, т/час

- на конденсационном режиме 330

- максимальный 470

Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора, кгс/см².

- номинальное 13±3

- минимальное 10

- максимальное 16

Абсолютное давление пара регулируемого теплофикационного отбора, кгс/см²

- верхний 0,5-2,5

- нижний 0,3-1,0

Абсолютное давление пара в конденсаторе, кгс/смІ:

- при конденсационной мощности 80 МВт и температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 20 ^оС не должно превышать 0,05.

Максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере 13 кгс/см² и отсутствии теплофикационного отбора, при Nэ=70 МВт, т/час 300

Максимальный пропуск пара в конденсатор, т/час 220

Расчетная температура охлаждающей воды, ^оС 20

Номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор, м³/час 8000

При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии теплофикационного отбора, максимальный производственный отбор, т/час 245.

Максимальная суммарная величина теплофикационных отборов, при отсутствии производственного отбора и мощности Nэ=82 МВт, т/час 269.

При номинальной мощности 100 МВт максимальный теплофикационный отбор при производственном отборе 45 т/час, т/час 250.

Номинальная температура питательной воды на номинальном режима, ^ОС 251.

Номинальная мощность турбины при включенных регулируемых отборах и полностью включенной регенерации = 100 МВт.

Максимальная мощность турбины 114 МВт получаемая при До=470 т/час и определенном сочетании величин производственного и теплофикационного отборов, определяется диаграммой режимов и для Дпр=45 т/час, Д т = 50 т/час.

Расход пара в конденсатор на всех режимах не должен превышать 220 т/час. Минимальный расчетный пропуск пара в ЧНД при закрытой поворотной диафрагме составляет примерно 10 т/час.

Допускается параллельная работа турбины по производственному отбору пара с другими турбинами, имеющими аналогичные производственные отборы, а также РОУ, снабженной автоматическим регулированием.

Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.

2.1.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора

Масляная система турбины питает маслом систему регулирования и систему смазки подшипников турбины и генератора.

Центробежный главный масляный насос, приводимый в действие непосредственно от вала турбины, подает масло в систему регулирования, а также к двум последовательно включенным инжекторам. Инжектор первой ступени подает масло к всасывающему патрубку центробежного насоса (создавая необходимый для его работы подпор около 0,3 кгс/см²) или в камеру инжектора второй ступени, подающего масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора.

Резервный насос обеспечивает маслом подшипники при останове турбоагрегата и при аварийном падении давления за главным масляным насосом. Аварийный насос включается при аварийном падении давления смазки, если оно не восстановилось резервным насосом. РМН и АМН подают масло в систему смазки до маслоохладителей. При аварийном падении давления оба насоса включаются автоматически. РМН приводится в действие электродвигателем переменного тока, АМН приводится в действие электродвигателем постоянного тока, питаемого от аккумуляторных батарей.

Масляный бак имеет рабочую емкость 26 м³. Смена фильтров для чистки может производиться во время работы турбины. Дистанционный указатель уровня масла, установленный в баке, подает световые сигналы на щит при минимальном и максимальном уровне масла, а также в случае загрязнения фильтров (перепад = 100 мм). Верхний допустимый уровень масла в баке по шкале маслоуказателя равен 590 мм. Нулевая отметка соответствует 700 мм от крышки бака.

Маслоохладители допускают возможность отключения каждого из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для последовательной чистки при любой нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды на входе не более 33?С. Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы. Давление воды в маслоохладителях может превышать давление масла не более чем на 0,25 кгс/см². Расчетный расход охлаждающей воды на каждый маслоохладитель 26 т/ч.

2.2 Паровая турбина ПТ-140/165-130/15-3

2.2.1 Технические характеристики турбины

Турбина ПТ-140/165-130/15

Мощность МВт:

Номинальная 143

Максимальная 167

Конденсационная 120

Расход свежего пара, т/час:

Номинальный 788

Максимальный 810

на конденсационном режиме 453

Номинальное давление регулируемого производственного отбора, кгс/см²

Номинальные величины одновременных регулируемых отборов пара на номинальном режиме работы турбины:

производственный отбор при давлении 15к гс/см², т/час 335

теплофикационный (суммарно из обеих камер)

при давлении в верхнем отборе 0,8 кгс/см², 120(соответствует Гкал/час 230 т/ч пара)

Максимальный расход пара в производственный отбор при давлении 15 кгс/см² при номинальной мощности турбины, при отсутствии расхода пара в теплофикационные отборы, т/ч 415

Номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор, м³/ч 12400

Номинальная температура охлаждающей воды в конденсатор, ?С 27

Номинальная температура питательной воды на номинальном режиме, ?С 232

Максимальный отбор пара в производственный отбор (п.о.) при отсутствии теплофикационных отборов составляет 500т/ч при давлении 15 кгс/см², электрическая мощность при этом составляет 115 МВт.

Максимальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов (суммарно из обеих камер) на подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях и добавочной воды в станционных теплообменниках из отборов 1,2 ата и 6 ата составляет 140 Гкал/час, что соответствует расходу пара из отборов примерно 270 т/ч.

Максимальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов(суммарно из обоих камер) только на подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях равна номинальной величине (указана в табл.1).

При максимальной тепловой нагрузке теплофикационных отборов 140 Гкал/ч и отсутствии производственного отбора мощность турбины составляет примерно 100 МВт, номинальная электрическая мощность получается при наличии определенной величины производственного отбора в соответствии с диаграммой режимов.

Максимальная электрическая мощность 167 МВт может быть получена при наличии п.о. в количестве 230-260 т/ч и отключенных теплофикационных отборах.

Регулируемое давление в производственном отборе может задаваться в пределах 12-21 кгс/см².

Регулируемые теплофикационнные отборы пара - нижний и верхний предназначены для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях (ПСГ N1 и 2) турбоустановки и добавочной воды в станционных теплообменниках. При ступенчатом подогреве сетевой воды в ПСГN1 и 2 регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за ПСГ N2 (верхней ступенью подогрева).

При ступенчатом подогреве сетевой воды и отбора пара из верхнего теплофикационного отбора на станционные нужды для подогрева добавочной воды регулирование поддерживает заданное давление в верхнем теплофикационном отборе.

При независимом регулировании теплофикационных отборов (каждый отбор регулируется своей диафрагмой) одновременно поддерживается давление в верхнем теплофикационном отборе и температура сетевой воды за ПСГ N1, при этом возможны отборы пара на станционные

нужды из обоих теплофикационных отборов и параллельная работа отбора на станционные нужды из верхнего теплофикационного отбора с другими источниками пара. Максимальная величина отбора на станционные нужды из верхней камеры не должна превышать 100 т/ч.