Лекции_Источники_энерги_и_2_семестр_1_модуль

Создание блоков 300 МВт потребовало проведения значительного количества исследовательских работ. В частности подробно изучены свойства и особенности рабочей среды при закритическом давлении, аэродинамика больших топочных камер котлов, условия теплообмена, водный режим, процессы солеотложения в поверхностях нагрева, свойства металла в условиях высоких температур. В процессе внедрения блоков 300 МВт реализованы новые технологические решения:

созданы новые прямоточные котлоагрегаты, имеющие вертикальные топочные экраны с подъемно-опускным и горизонтально-подъемным движением рабочей среды; созданы одновальные конденсационные турбины с тремя выхлопами из ЦНД в

конденсатор; применен питательный турбонасос, потребляющий более 100 т/ч пара и

включенный в схему отборов турбины; применена конденсатоочистка для обессоливания 100%-ного конденсата;

созданы конструкции регенеративных вращающихся воздухоподогревателей большого диаметра;

разработана и применена одноступенчатая схема байпасирования турбины; разработан пусковой узел со встроенными сепараторами и освоены технология

сепараторных пусков.

3.1 Конструктивные особенности турбин типа К-300-240

Обе установки номинальной мощностью 300 МВт с частотой вращения 3000 об/мин предназначены для непосредственного привода электрогенератора переменного тока. Турбины снабжены регенеративными устройствами для подогрева питательной воды и имеют отборы на турбопривод питательного насоса.

Основные расчетные параметры, при которых должны работать турбины ЛМЗ и

Турбины представляют собой одновальные трехцилиндровые агрегаты. Обе турбины в принципе имеют одинаковое парораспределение. Свежий пар от котлоагрегата подается к отдельно стоящим блокам парораспределения, в которых расположены стопорные и регулирующие клапаны; пройдя их, пар по перепускным трубам поступает в ЦВД, откуда подводится в котлоагрегат на промежуточный перегрев, а затем направляется обратно в турбину к блокам клапанов ЦСД. Пар из ЦСД перепускается в ЦНД и по трем выхлопам отводится в конденсатор.

21

Как турбина ЛМЗ, так и турбины ХТГЗ снабжены обратными сервомоторными клапанами, предохраняющими турбину от разгона обратным потоком пара. Эти клапаны устанавливаются на всех отборах, за исключением первого и отбора от линии холодного промперегрева. Клапаны принудительно закрываются гидравлическими сервомоторами при срабатывании стопорного клапана или при отключении генератора от сети.

Для сокращения времени прогрева турбин и улучшений условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек их цилиндров высокого давления.

Оба турбогенератора снабжены защитами, срабатывающими при недопустимом осевом сдвиге роторов, или понижении вакуума, при падении давления в системе смазки, при отключении котлоагрегата, при недопустимом повышении или понижении температуры свежего пара, при повышении уровня в ПВД до второго предела.

Масляные системы обоих турбоагрегатов обеспечивают подачу масла в систему смазки подшипников турбины, генератора, к валоповоротному устройству и в систему водородного уплотнения генератора. От систем маслоснабжения турбин питаются также питательные электро- и турбонасосы.

Маслоснабжение турбоагрегатов обеспечивается двумя маслонасосами с электродвигателями переменного тока (рабочий и резервный) и двумя аварийными насосами с двигателями постоянного тока. Кроме того, у каждого подшипника имеется резервная емкость, заполненная маслом во время нормальной работы турбины.

Емкости предназначены для обеспечения подшипников смазкой на режимах переключения электронасосов смазки, а также для облегчения последствий в случае аварийного останова турбины с отключенными электронасосами.

Конденсаторы обеих турбин – поверхностные, двухходовые, состоят каждый из одного корпуса с двумя обособленными трубными пучками и присоединяются одновременно к трем выхлопным патрубками турбины.

Конденсаторы имеют устройства:

для приема обессоленной воды в количестве до 50 т/ч (постоянный добавок); для ввода обессоленной воды в количестве до 150-200 т/ч (аварийный добавок); для сброса воды при растопке блока; для приема пара, сбрасываемого из котла через БРОУ и пусковые сепараторы в

период его растопки и пуска, останова и аварийного сброса нагрузки.

Подогреватели низкого давления – поверхностного типа, вертикальные, отличаются друг от друга условиями работы по паровой стороне. Слив конденсата греющего пара ПНД каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается в линию основного конденсата между ПНД №2 и №3 сливными насосами.

Кроме указанный выше общих черт (одинаковая мощность, одинаковые основные параметры, похожие компоновки), турбины ЛМЗ и ХТГЗ типа К-300-240 имеют некоторые конструктивные отличия.

Турбины ЛМЗ К-300-240. Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара. Данные об отборах пара для нужд регенерации приведены в табл. 3.

22

Таблица 3 - Параметры отборов пара турбины К-300-240 ЛМЗ и потребители отборного пара

Цилиндр высокого давления имеет 12 ступеней давления, в том числе одновенечную регулирующую. Первые шесть ступеней расположены во внутреннем корпусе и образуют левый поток пара, остальные шесть ступеней расположены в наружном корпусе и образуют правый поток. С целью охлаждения внутреннего корпуса и перепускных штуцеров, а также обогрева наружного корпуса левый поток пара поворачивается на 180 оС, прежде чем попадает в седьмую ступень.

Цилиндр среднего давления прямоточный и конструктивно выполнен из двух частей: части среднего давления и части низкого давления. Часть среднего давления имеет 12 ступеней, после которых 2/3 пара перепускается в ЦНД, а 1/3 проходит последние пять ступеней части низкого давления ЦСД и отводится в конденсатор.

Цилиндр низкого давления выполнен двухпоточным с пятью ступенями давления в каждом потоке. Впуск пара происходит в среднюю часть цилиндра, которая состоит из наружной и внутренней частей, компенсирующих тепловые расширения.

Роторы турбины выполнены гибкими. Роторы высокого и среднего давления соединены жесткой муфтой и имеют общий средний подшипник, роторы среднего и низкого давления – полугибкой, а роторы низкого давления и генератора – жесткой муфтой.

Расчетные значения критических частот вращения валопровода турбины с

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 0,101-0,103 МПа (1,03-1,05 кгс/см2) и температуре около 403 К (130 оС).

Турбина ХТГЗ К-300-240. Турбина имеет 9 нерегулируемых отборов и более развитую систему регенерации, чем турбина ЛМЗ. Данные об отборах пара для нужд регенерации и на турбопривод приведены в табл. 4.

23

Таблица 4 - Параметры отборов пара турбины К-300-240 ХТГЗ и потребители отборного пара

Цилиндр высокого давления турбины К-300-240 ХТГЗ в отличие от ЦВД турбины К-300-240 ЛМЗ прямоточный, в нем размещено 11 ступеней давления, в том числе одновенечная регулирующая ступень. В передней части ЦВД выполнен двухстенным, из внутреннего и наружного корпусов. Во внутреннем корпусе расположен сопловой аппарат и диафрагмы 2-5 ступеней. В ЦСД размещено 12 ступеней части среднего давления и ступеней первого потока низкого давления. В каждом потоке ЦНД расположено по 5 ступеней.

С целью уменьшения относительных расширений роторов и для компенсации осевых усилий потоки пара в цилиндрах высокого и среднего давления направлены в противоположные стороны. Упорный подшипник расположен между этими цилиндрами.

Роторы высокого и среднего давления соединены жесткой муфтой, а роторы среднего и низкого давления и роторы низкого давления и генераторы – полугибкими.

Расчетные значения критических частот вращения валопровода турбины с генератором типа ТВГ-300 следующие:

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В последние камеры уплотнений при номинальном режиме подается пар с параметрами 0,099 МПа (1,1 кгс/см2), 437 К (164 оС). При пусках из горячего состояния в схеме уплотнений предусмотрено разделение коллекторов на две части в подачей пара на уплотнения ЦВД и ЦСД с параметрами 0,099 МПа (1,1 кгс/см2), 573-623 К (300-350 оС) от общестанционной магистрали.

Опыт первого периода эксплуатации турбина ХТГЗ типа К-300-240 позволил усовершенствовать некоторые узлы и разработать новые устройства, способствующие снижению температурных напряжений в толстостенных узлах конструкции турбоагрегата.

Одним из коренных усовершенствований, осуществленных при модернизации турбины, явилось применение двухстенной конструкции головной части ЦСД, что устранило опасность температурных деформаций наружного корпуса, улучшило тепловое состояние зоны паровпуска и маневренные качества турбины. В

24

модернизированной турбине применен также обогрев фланцев и шпилек головной части ЦСД, предотвращающий пропаривание горизонтального разъема, позволяющий увеличить скорость прогрева ЦСД и сократить продолжительность пуска турбины.

3.2 Типы котлоагрегатов и их основные технические характеристики

Котлоагрегат Пп 950/255 ж (заводская модель ТПП-210А). Котлоагрегат состоит из двух корпусов, каждый корпус имеет П-образную компоновку и представляет собой самостоятельный агрегат, связанный с другим корпусом только по каркасу. В топочной части размещены: подовый экран, нижняя радиационная часть, верхняя радиационная часть; в поворотной камере последовательно в два ряда подвешены ширмы I и II ступеней.

В конвективной шахте размещаются конвективный пароперегреватель высокого давления, верхний и нижний пакеты конвективного пароперегревателя низкого давления, газопаровой теплообменник и водяной экономайзер.

Пароводяной контур котельного агрегата разделен на четыре самостоятельные потока. Для регулирования температуры первичного пара на каждом потоке установлены впрыскивающие пароохладители. Для регулирования перегрева вторичного пара применяются паропаровой теплообменник и аварийный впрыск, защищающий от повышенной температуры трубы выходного пакета вторичного пароперегревателя.

Поток воды по четырем перепускным трубам 133 16 мм каждой нитки направляется во входные коллекторы водяного экономайзера. Пройдя водяной экономайзер, вода поступает в коллекторы, служащие опорными балками для конвективных систем нагрева, а затем в подовый экран нижней радиационной части и сборный коллектор. Из него среда по трем трубам поступает в правую половину фронтового экрана и по одной трубе в переднюю панель правого бокового экрана верхней радиационной части (ВРЧ) и через выходные коллекторы и смесительную камеру двумя трубами – во входные камеры второй и третей панели правого бокового экрана ВРЧ и по одной трубе – в левую крайнюю панель заднего экрана ВРЧ; отсюда пар, пройдя впрыскивающий пароохладитель (первый впрыск), по трем перепускным трубам направляется во входные коллекторы средней панели заднего экрана ВРЧ.

Входные и выходные коллекторы средних панелей имеют внутренние перегородки.

Из выходного коллектора задней части ВРЧ по четырем перепускным трубам среда поступает во входные камеры экранов поворотной камеры, а затем в потолочный пароперегреватель. После потолочного пароперегревателя двумя перепускными трубами производится переброс пара по ширине газохода. На перепускных трубах установлены встроенные в пароводяной тракт задвижки, подпорные шайбы и впрыскивающие пароохладители второго впрыска. До подпорной шайбы имеется отвод пара в газопаровой теплообменник, а за подпорной шайбой – возврат пара после теплообменника.

Встроенные сепараторы могут байпасировать задвижку. Из потолочного пароперегревателя пар подается в паросборный коллектор, откуда направляется в ширмы I и II ступеней и затем по четырем перепускным трубам в паросборный коллектор и конвективный пароперегреватель.

Между ширмовым пароперегревателем II ступени и конвективным пароперегревателем установлен впрыскивающий пароохладитель.

Из конвективного пароперегревателя высокого давления перегретый пар по трубопроводу 273 поступает в цилиндр высокого давления турбины. Из ЦВД пар по холодной нитке промперегрева подается через трехходовой клапан в конвективный пароперегреватель низкого давления. Пароперегреватель состоит из нижней и верхней

25

частей. Нижняя, холодная, часть включается по схеме «противоток», верхняя, горячая, часть – по схеме «прямоток». Обе части соединены между собой промежуточными камерами, в которые встраиваются пароохладители аварийного впрыска.

Основные параметры котельного агрегата

Производительность:

по первичному пару………………………950 т/ч по вторичному пару……………………….800 т/ч

Давление пара:

первичного………………………….25 МПа (255 кгс/см2) вторичного………………………….3,82 МПа (39 кгс/см2)

Температура:

перегрева первичного пара…………….818 К (545 оС) перегрева вторичного пара…………….818 К (545 оС)

Подогрев воздуха до 623 К (350 оС) осуществляется одноступенчато в четырех регенеративных воздухоподогревателях типа РВП – 68м с диаметром ротора 6800 мм. Тягодутьевая установка состоит из двух дымососов осевого типа ДВ-31,5 производительностью по 900 103 м3/ч, двух дутьевых вентиляторов типа ВНД-24-2П производительностью 567 103 м3/ч и двух вентиляторов горячего дутья типа ВГД-20 производительностью 189 103 м3/ч.

Удаление шлака осуществляется с помощью шлаковых транспортеров, подающих шлак на дробилку, откуда он сбрасывается в канал гидрозолоудаления.

Котельный агрегат Пп 950/255ж (заводская модель ТПП-312). Однокорпусный котлоагрегат рассчитан на работу при следующих параметрах:

Паропроизводительность………………………950 т/ч Давление первичного пара……………25 МПа (255 кгс/см2) Давление вторичного пара ……………3,82 МПа (39 кгс/см2) Температура перегретого пара…………….818 К (545 оС) Температура вторичного пара…………….818 К (545 оС) Температура питательной воды………… 533 К (260оС) Температура вторичного пара перед котлом………………..……………..580 К (307 оС)

Температура уходящих газов…………….408 К (135 оС)

В нижней части топки на фронтовой и задней стенах расположены в два яруса 16 турбулентных горелок производительностью 8,5 т/ч каждая.

Пароводяной тракт котлоагрегата выполнен из двух самостоятельно регулируемых несмешивающихся потоков, каждый из которых расположен в одной половине котлоагрегата без перебросов.

Питательная вода поступает в водяной экономайзер, а затем в подвесные трубы ширм и конвективных пакетов. После подвесных труб вода перемешивается в сборных коллекторах 377 50 мм, а затем поступает в боковые панели нижней радиационной части (I ход), из выходных коллекторов которой направляется в среднюю часть фронтового и заднего экранов НРЧ (II ход) и дальше последовательно в III и IV ходы. Из смесительного коллектора после НРЧ среда по девяти перепускным трубам133 15 мм поступает в среднюю радиационную часть и затем через смесительный коллектор 377 50 мм отводится во вторую часть СРЧ.

Следующей поверхностью нагрева является верхняя радиационная часть, к выходным коллекторам которой среда подводится девятью трубами 133 15. После

26

ВРЧ осуществляется полное перемешивание среды в пределах потока в смесителе

377 50 мм.

В коллекторе за ВРЧ для регулирования температуры среды установлен впрыскивающий пароохладитель, откуда пар по перепускным трубам 108 14 мм поступает к входным коллекторам фронтового и потолочного пароперегревателей.

Затем пар направляется в выносной паропаровой теплообменник, откуда трубами 159 18 мм отводится в коллектор, на котором установлена встроенная в тракт задвижка (ВЗ) и расположен узел встроенного растопочного сепаратора. Из растопочного узла пар по шести трубам 159 18 мм поступает в боковые и задние экраны поворотной камеры. За поворотной камерой в коллекторе 377 50 мм установлен впрыскивающий пароохладитель (II впрыск), откуда пар направляется в ширмовый пароперегреватель I ступени. Перемешивание между I и II ступенями ширм осуществляется в пределах полупотока. Из пяти средних ширм пар подается через смеситель в пять крайних ширм, а из пяти крайних ширм,— в пять средних.

После II ступени ширм пар по трубам 133 22 мм подается в паросборный коллектор, в котором расположен пароохладитель (III впрыск). Дальше от раздающего коллектора 377 50 мм по перепускным трубам (8 шт. на поток) пар поступает во входные коллекторы конвективного пароперегревателя, из которого по паропроводу 325 60 мм направляется в цилиндр высокого давления турбины.

После ЦВД турбины пар по двум трубопроводам поступает через трехходовые клапаны к промежуточным пароперегревателям. Вторичный пар после трехходового клапана по перепускным трубам (3 шт. на поток) направляется в смешивающие коллекторы перед паропаровым теплообменником. От смешивающих коллекторов по перепускным трубам (32 шт. на поток) вторичный пар подается в паропаровой теплообменник.

Затем следует I ступень конвективного пароперегревателя низкого давления, на выходе из которой в трубопроводах 426 20 мм установлены впрыскивающие аварийные пароохладители. В каждом потоке включено параллельно по два пароохладителя.

После пароохладителей пар поступает во вторую выходную ступень вторичного пароперегревателя. Выход пара из котлоагрегата осуществляется двумя паропроводами

630 25 мм.

Обмуровка котлоагрегата – щитового типа, крепящаяся на каркасе. Толщина обмуровки экранированных поверхностей нагрева состоит из огнеупорного бетона толщиной 60 мм, вермикулитовых плит толщиной 50 мм и трех слоев совелитовых плит толщиной 50 мм. Толщина обмуровки конвективной шахты в районе пароперегревателя 380 мм, в районе водяного экономайзера – 220 мм. Щиты обмуровки полностью обшиты металлическим листом толщиной 3 мм.

3.3 Совершенствование схем и технология пуска энергоблоков мощностью 300 МВт

За время, прошедшее с момента ввода первых энергетических блоков мощностью 300 МВт, их тепловые и пусковые схемы в значительной степени усовершенствованы. Совершенствование происходило в части укрупнения вспомогательного оборудования, упрощения пускосбросных устройств, повышения надежности и экономичности схем.

Например, одна из первых схем блока с двухкорпусным несимметричным котлоагрегатом ТПП-110, в котором первичный пароперегреватель расположен в

27

первом корпусе, а вторичный — во втором, имела две обводные системы. Эта обводная система включала три РОУ и две БРОУ, имела сложную систему регулирования, была громоздкой и весьма неудобной в эксплуатации. Кроме того, блоки с котлоагрегатами ТПП-110 были оборудованы лишь выносными растопочными сепараторами, что затрудняло пуск на скользящих параметрах.

Применение в пусковых схемах блоков мощностью 300 МВт встроенных пусковых сепараторов и встроенных задвижек позволило значительно упростить пусковые схемы и усовершенствовать технологию пуска блоков.

Основные преимущества пусковых схем блоков с котлоагрегатами, оборудованными встроенными сепараторами, следующие:

возможность получения любых величин давления и температуры свежего пара для пусков из различных тепловых состояний;

улучшение режима прогрева трубопроводов и арматуры свежего пара, блоков клапанов и ЦВД;

улучшениеусловийработы узлов парораспределения; повышениеэкономичностиблочнойсхемы в пусковыхрежимахзасчетпониженного

тепловыделенияв топкеприработекотлоагрегатанасепарационном режиме.

Схема и технология пуска дубль-блока 300 МВт с котлоагрегатом ПК-39.

Примером схемы с встроенными пусковыми сепараторами является тепловая схема блока 300 МВт с двухкорпусным котлоагрегатом ПК-39, каждый корпус которого имеет встроенный сепаратор, задвижки, встроенные в промежуточной части пароперегревателя, дроссельные клапаны, установленные перед сепаратором, и трубопроводы сброса воды в деаэраторы блока. В схему также включены БРОУ-1 и БРОУ-2, позволяющие осуществлять сброс пара из паропроводов свежего пара в холодные нитки промперегрева и из горячих ниток промперегерва в конденсатор (двухбайпасная система).

При пуске блока из холодного состояния весь растопочный расход питательной воды (30% номинального) проходит через начальный тракт котлоагрегата, встроенный сепаратор, конечную часть пароперегревателя и сбрасывается через редукционный клапан и выносной сепаратор в конденсатор турбины. Дроссельный клапан перед встроенным сепаратором работает как регулятор «до себя» и поддерживает давление в тракте котлоагрегата до встроенных задвижек. Включаются форсунки, и производится форсированный прогрев с целью быстрого вытеснения воды из пароперегревателя. По мере повышения теплосодержания воды перед дроссельным клапаном встроенного сепаратора давление и температура среды за дроссельным клапаном постепенно повышаются. При получении за дроссельным клапаном пароводяной смеси со степенью сухости 15—20% включается в работу сепаратор. Пар из сепаратора поступает в конечную часть пароперегревателя, а вода сбрасывается в деаэратор.

Промежуточный пароперегреватель в этом режиме охлаждается паром, выделенным в сепараторе. По достижении за котлоагрегатом параметров пара

0,588—1,47 МПа (6—15 кгс/см2) и температуры 433— 493 К (160—220°С)

начинается пуск турбины. По мере нагружения турбины поднимаются давление и температура пара за котоагрегатом. Турбина работает при полностью открытых регулирующих клапанах.

При нагрузке турбины 30% номинальной открываются задвижки в тракте котлоагрегата и давление перед турбиной повышается до номинального. С этого момента котлоагрегат работает по обычной прямоточной схеме. Далее параметры и производительность котлоагрегата возрастают в соответствии с графиком пуска турбины.

При пусках блока из неостывшего состояния пар, вырабатываемый котлоагрегатом, через БРОУ-1 и БРОУ-2 сбрасывается в конденсатор до тех пор,

28

пока его температура не достигнет температуры металла головной части турбины. После этого открываются стопорные и регулирующие клапаны, и пар направляется в турбину. Пуск турбины до нагрузки 30% номинальной осуществляется при давлении пара перед регулирующими клапанами ЧВД турбины 15,68 МПа (160 кгс/см2) и перед регулирующими клапанами ЧСД 1,13 МПа (11,5 кгс/см2).

По мере нагружения турбины расход пара через БРОУ-1 и БРОУ-2 уменьшается, и при нагрузке турбины 30% номинальной, когда весь расход пара, равный растопочной нагрузке, поступает в турбину, БРОУ-1 и БРОУ-2 закрываются. Затем открываются задвижки, встроенные в тракте пароперегревателя, и давление пара перед турбиной повышается до номинального. При работе котлоагрегата по прямоточной схеме увеличивается нагрузка в соответствии с графиком пуска и нагружения турбины.

Тепловая и пусковая схемы моноблока 300 МВт. Как показала эксплуатация блоков с различными тепловыми и пусковыми схемами, наиболее оптимальной является схема моноблока со встроенными пусковыми сепараторами и одноступенчатой системой байпасирования турбины.

При одноступенчатом байпасировании турбины сброс избыточного свежего пара осуществляется непосредственно в конденсатор турбины помимо промежуточного пароперегревателя. В котлоагрегатах, используемых в однобайпасных схемах, промежуточный пароперегреватель должен располагаться в зоне умеренных температур газов и должна обеспечиваться надежная его работа без охлаждения при 30% производительности. Однобайпасные схемы проще в эксплуатации. Кроме того, увеличивается надежность работы блока в динамических режимах при сбросах нагрузки. Удержание турбины на холостом ходу и котлоагрегата на растопочной нагрузке решается проще и надежнее вследствие того, что нет необходимости охлаждать промежуточный пароперегреватель, а БРОУ работает только в режиме поддержания давления свежего пара.

Применение одного котлоагрегата на турбину ещё больше упрощает тепловую и пусковую схемы блока. В моноблочных установках значительно сокращено количество паропроводов свежего пара и паропроводов горячего промперегерва, количество пускосбросных устройств (сепараторов, расширителей, БРОУ). В схеме моноблока отпадает необходимость в установке запорной арматуры на «горячих» и «холодных» трубопроводах промперегрева. На паропроводах свежего пара устанавливаются только по одной задвижке, необходимых главным образом для гидравлического испытания котлоагрегата и паропроводов. Значительно уменьшается количество арматуры и на пускосбросных устройствах, в питательно-деаэраторном тракте.

Моноблочная схема позволила произвести укрупнение вспомогательного оборудования. Особенно эффективно как с точки зрения упрощения схемы, так и компоновки укрупнение подогревателей высокого давления. Двухниточная схема ПВД обладает существенными недостатками: колебания уровня при подключении одной группы аппаратов при работающей другой, длительное время включения подогревателей в работу, потери конденсата при прогреве.

Для моноблока характерна более высокая экономичность при частичных нагрузках по сравнению со схемой дубль-блока, когда в работе находится один корпус котлоагрегата. В схеме моноблока при любых нагрузках используются все трубопроводы, и за счет меньших потерь на сопротивление выше экономичность моноблока при частичных нагрузках.

Преимуществом моноблока является возможность совмещения прогрева всех трубопроводов первичного и вторичного пара вплоть до стопорных и отсечных клапанов турбины с растопкой котельного агрегата. Это сокращает время пуска блока и уменьшает пусковые потери.

29

В схеме моноблока 300 МВт свежий пар из котлоагрегата в турбину подается по двум паропроводам 325 56 мм, изготовленным из стали 15Х1М1Ф. На вторичный перегрев после ЦВД пар направляется по двум паропроводам465 16 мм и возвращается в ЦСД также по двум паропроводам 630 25 мм.

Для регулирования температуры свежего пара при пусках блока на каждом главном паропроводе предусмотрен пусковой впрыск с распыливающей форсункой. Для снижения температуры вторично перегретого пара в период повышения частоты вращения ротора турбины и синхронизации генератора предусмотрен паровой байпас пароперегревателя паропроводам 250 мм с одной отключающей задвижкой. После включения генератора в сеть температура вторично перегретого пара регулируется с помощью пусковых впрысков в горячие паропроводы системы промперегрева.

В качестве основного питательного насоса блока используется питательный турбонасос, который обеспечивает питание котлоагрегата в диапазоне нагрузок от 30 до 100% номинальной. Производительность турбонасоса 1150 м3/ч, давление на нагнетании 33,3 МПа (340 кг/см2) мощность турбины 12,5 МВт. В качестве пускорезервного используется питательный электронасос, который обеспечивает питание котлоагрегата при пуске, останове и при работе блока в диапазоне нагрузок от 0 до 80% номинальной. Производительность электронасоса 600 м3/ч, мощность электродвигателя 8 МВт. Для обеспечения надежной бескавитационной работы питательных насосов на блоке 300 МВт установлены бустерные насосы, подающие питательную воду из деаэратора к питательным насосам.

Всхеме предусматривается одна группа ПВД и один питательный трубопровод377 45 мм. Корпуса ПВД №6 и №7 защищены от повышения давления предохранительными мембранами. Для защиты водяного тракта ПВД от недопустимого повышения давления предусмотрен обвод отключающей задвижки ПВД с двумя обратными клапанами.

Всхеме моноблока применен один деаэратор с головкой производительностью 1000 т/ч. На трубопроводе греющего пара за регулирующим клапаном устанавливаются два предохранительных клапана пропускной способностью по 80 т/ч. Рычажные предохранительные клапаны непосредственно на баке деаэратора не устанавливаются.

Коллектор пара собственных нужд блока соединен перемычкой с общестанционной магистралью. На каждом блоке предусматривается подвод пара к коллектору собственных нужд из II отбора турбины через РУ 40/13. Из коллектора собственных нужд пар подводится в деаэратор, на мазутные форсунки и на уплотнения турбины. Трубопроводы подвода пара из растопочного расширителя и из III или IV отборов турбины присоединяются непосредственно к трубопроводу греющего пара деаэратора.

Блочная обессоливающая установка, предназначенная для очистки всего конденсата, включена в тракт между конденсатными насосами первой и второй ступеней (КЭН I и КЭН II). Насосы первой ступени подают конденсат из конденсатора турбины на БОУ и далее во всасывающий коллектор насосов второй ступени. КЭН II в свою очередь подают конденсат через систему регенерации

низкого давления в деаэратор. Для блоков с турбинами ЛМЗ устанавливаются КЭН II с напором 1,57 МП а (16 кгс/см2), а для блоков с турбинами ХТГЗ,

имеющими водяную систему регулирования,—КЭН II с напором 2,35 МПа (24 кгс/см2).

В состав оборудования блочной обессоливающей установки включены два типа фильтров: фильтры для обезжелезивания и фильтры для обессоливания конденсата. Для удаления окислов железа применяются целлюлозные фильтры намывного

30