Лекции_Источники_энерги_и_2_семестр_1_модуль

Перед пуском вращающихся механизмов котлоагрегата (тягодутьевых механизмов, мельниц, питателей пыли и угля, регенеративных вращающихся воздухоподогревателей) дополнительно производятся следующие работы:

а) проверяется отсутствие внутри механизма и в сопряженных с ним коммуникациях мусора, грязи и посторонних предметов;

б) проверяется исправное действие шиберов, направляющих аппаратов, дистанционных приводов и указателей их положения, наличие зазоров, обеспечивающих удлинение роторов и лопастей шиберов при работе в условиях повышенных температур.

4.4 Проверка плотности вакуумной системы

Вакуумной системой принято называть совокупность трубопроводов, арматуры и теплообменных аппаратов турбоагрегата, которые во время пуска и работы находятся под давлением ниже атмосферного. К вакуумной системе относятся: конденсатор, подогреватели низкого давления, эжекторы, охладители пара, отсасываемого из уплотнений, расширители дренажей, трубопроводы отборов, отсосов, дренажей, сбросные трубопроводы, подключаемые непосредственно к конденсатору, всасывающие трубопроводы конденсатных насосов и другие. Под вакуумом находятся также цилиндры низкого давления, ресиверные трубы.

Обеспечение плотности вакуумной системы, сокращение до минимума присосов воздуха является важной задачей качественного монтажа и эксплуатации турбоустановок, так как попадание неконденсирующихся газов в конденсатор ухудшает вакуум и значительно снижает к. п. д. установки. Плотность вакуумной системы первоначально проверяется заполнением ее водой.

Перед гидравлическим испытанием системы арматура на трубопроводах и дренажах должна быть открыта для того, чтобы вода заполнила все узлы. При испытании вакуумной системы проверяются плотность сварки и фланцевых соединений на конденсатосборнике, трубопроводах, подогревателях низкого давления, в соединении горловины конденсатора с выхлопным патрубком. Одновременно с испытанием вакуумной системы проверяется плотность вальцовки конденсаторных трубок. Уровень воды поднимается до лопаток ротора низкого давления турбоагрегата. Все обнаруженные неплотности устраняются. При гидравлическом испытании вакуумной системы следует иметь в виду, что не проверяются на плотность узлы, расположенные выше уровня воды, залитой в паровое пространство конденсатора: разъемы ЦНДг атмосферные разрывные диафрагмы, ресиверные трубы, участки трубопроводов отсоса воздуха.

Окончательно плотность вакуумной системы проверяется при подаче пара на уплотнения и работе эжекторов.

4.5 Подготовка к работе масляной системы

Включению в работу масляной системы турбоагрегата предшествует прокачка масла по системе, которая производится для контроля чистоты сборки маслопроводов, а также для очистки картеров подшипников и блоков регулирования (например, на турбоагрегате К-200-130, где система регулирования питается маслом). Прокачка производится насосами системы смазки или пусковым маслонасосом. В маслосистемах, общих для турбоагрегата и питательных турбо- и электронасосов (например, на турбинах К-300-240 ЛМЗ и ХТГЗ), прокачка производится одновременно по всем маслопроводам смазки.

Перед прокачкой подшипники турбины, генератора и питательных насосов должны быть соответствующим образом подготовлены. Прокачка через опорные

41

подшипники ведется при развороте вкладышей на 0,262—0,349 рад (15—20°С) или при снятых верхних вкладышах. Через подшипники уплотнения вала генератора масло обычно не прокачивают, а подводящие трубопроводы временными перемычками соединяют со сливными или заводят в сливные маслопроводы опорных подшипников генератора. Помимо подшипников через временные перемычки промывают также маслопроводы смазки возбудителя. Гидрозатворы системы маслоснабжения уплотнений вала генератора и демпферный бак в прокачке обычно не участвуют, а обводятся временными перемычками.

Для обеспечения качественной отмывки маслосистемы прокачка ведется при максимально возможных подачах масла насосами, но при условии свободных сливов в картеры подшипников.

Система регулирования подключается к контуру промывки через некоторое время после начала прокачки, когда основная масса оставшихся в системе загрязнений смыта в бак и удалена в результате очистки масла и сеток маслобака. Золотники сервомоторов перед подключением системы регулирования последовательно удаляются.

Во время прокачки масла необходимо поддерживать температуру прокачиваемого масла на уровне 323-328 К (50—55 °С). Подогрев масла при прокачке маслонасосами смазки целесообразно осуществлять, подавая горячую воду в водяное пространство одного из маслоохладителей. При работе же пускового маслонасоса происходит довольно интенсивный нагрев масла в насосе и для поддержания постоянной температуры масла требуется подавать в маслоохладители небольшое количество охлаждающей воды.

В течение всего времени прокачки в работе должны находиться центрифуга и фильтр-пресс для удаления из масла механических примесей и влаги. Во время прокачки необходимо следить за перепадом уровней в чистом и грязном отсеках маслобака и своевременно чистить сетки.

После прокачки масла производятся ревизия подшипников и сборка их в рабочее положение, а также восстановление схемы маслопроводов.

4.6 Промывка и продувка вспомогательных трубопроводов

Перед включением в работу вспомогательных трубопроводов производится их продувка или промывка для удаления посторонних предметов, сварочного грата, окалины грязи. В качестве среды, с помощью которой производится очистка трубопроводов, обычно выбирается рабочая среда. Скорости, с которыми ведется промывка или продувка, должны быть не меньше рабочих.

В процессе подготовки энергетического блока к пуску после окончания монтажа промываются или продуваются следующие вспомогательные трубопроводы или системы:

паромазутопроводы в пределах блока; трубопроводы химобессоленной воды;

трубопроводы основного конденсата и подачи воды к клапанам КОС; трубопроводы подачи воды на уплотнения питательных насосов; трубопроводы впрысков; замкнутый контур охлаждения генератора;

водяная система регулирования турбины; вспомогательные паропроводы станционных нужд;

паропроводы подачи пара на турбопитательный насос и на деаэраторы; паропроводы на эжекторы и уплотнения.

42

Длительность продувки каждого контура составляет 5—10 мин при максимально возможном расходе пара. Критерием качественной отмывки трубопроводов является получение осветленной воды на сбросе.

5 ТЕПЛОВЫЕ ИПУСКОВЫЕ СХЕМЫБЛОКОВМОЩНОСТЬЮ 500—800 МВт И ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО БЛОКА С ТУРБИНОЙ МОЩНОСТЬЮ 250 МВт

5.1 Конструктивные особенности блока с турбиной мощностью 500 МВт

Основным оборудованием блоков мощностью 500 МВт являются котлоагрегат производительностью 1650 т/ч пара и турбоагрегат ХТГЗ К-500-240. Котлоагрегат

— однокорпусный. Свежий пар подводится от котлоагрегата к турбине по двум паропроводам. Паропроводы промежуточного перегрева включают два трубопровода холодного промперегрева и два трубопровода горячего промперегрева.

Турбоагрегат К-500-240 — одновальный, четырехцилиндровый с четырьмя выхлопами в двух цилиндрах низкого давления. Параметры свежего пара 23,52 МПа (240 кгс/см2), 813 К (540°С); промежуточный перегрев пара до 813 К (540 °С) производится при давлении 3,92/3,52 МПа (40/36 кгс/см2).

Турбоагрегат включает два конденсатора и четыре конденсатных насоса. Конденсат турбины подогревается последовательно в пяти регенеративных подогревателях низкого давления, в деаэраторе 0,6 86 МПа (7 кгс/см2) и в трех подогревателях высокого давления. Турбина имеет девять отборов пара. Конечная температура подогрева питательной воды около 543 К (270 °С).

Дренажи греющего пара ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Дренаж ПНД-5 каскадно сливается в ПНД-4 и за него суммарный дренаж перекачивается насосом в линию основного конденсата. Дренажи ПНД-3 и ПНД-2 сливаются в ПНД-1, а из последнего поток дренажей также перекачивается в линию основного конденсата.

Питательно-деаэраторная установка состоит из деаэратора 0,686 МПа (7 кгс/см2) производительностью 1600 г/ч, двух бустерных насосов и двух питательных насосов с конденсационными турбоприводами.

Турбоприводы питательных насосов работают на паре из III отбора турбины при давлении 1,06 МПа (10,8 кгс/см2). Резервирование подачи пара к турбоприводам предусмотрено через БРОУ-ТПН, которые автоматически включаются в работу при понижении давления пара перед турбоприводом до 0,333 МПа (3,4 кгс/см2), а также используется при пусках блока.

Питание деаэраторов паром при нагрузках блока от 30 до 100% осуществляется с соответствующими переключениями из II и III отборов турбины и из холодныхниток промперегрева. Для резервирования питания паром деаэраторов при сбросе нагрузки блока до 30% и ниже служит РОУ. Для обеспечения паром турбоприводов питательных насосов и деаэраторов при пуске блока предусматривается подача пара от постороннего источника.

Тепловая схема блока обеспечивает пуск из любого теплового состояния, пуск на скользящих параметрах и удержание блока на холостом ходу при внезапном сбросе нагрузки. Схема блока принята с одной ступенью БРОУ, сбрасывающей пар из паропровода свежего пара в конденсаторы турбины. Производительность БРОУ рассчитана на 30% нагрузки котлоагрегата.

43

5.2 Конструктивные особенности блока мощностью 800 МВт с одновальным турбоагрегатом

Для блока 800 МВт с одновальной турбиной применен однокорпусный прямоточный, газоплотный котлоагрегат Пп2650/255 ГМ (модель ТКЗ ТГМП-204).

Котельный агрегат имеет следующие технические характеристики:

Котельный агрегат выполнен по П-образной компоновке и состоит из трех газоходов — топочной камеры горизонтального переходного газохода и конвективной шахты. Котлоагрегат разработан без собственного несущего каркаса с подвеской всех его элементов к металлоконструкции здания. Для этой цели между колоннами переброшены три хребтовые балки высотой 7 м каждая. Топочная камера экранизирована газоплотными панелями из плавниковых труб 32 6 мм. С фронтовой и задней сторон топки установлены 36 газомазутных горелок.

В переходном горизонтальном газоходе последовательно по ходу дымовых газов расположены: ширмовый пароперегреватель высокого давления, конвективный пароперегреватель высокого давления I ступени (КППВД), КППВД II ступени и II ступень конвективного пароперегревателя низкого давления (КППНД). В конвективной шахте (по ходу газов) расположены в два яруса пакеты КППНД I ступени, регулирующая ступень КППНД и водяной экономайзер.

Водяной поток перед поступлением в водяной экономайзер разделяется на два несмешивающихся потока. Пройдя по 1024 обогреваемым трубам 32 6 мм, вода поступает в 432 трубы 36 6 мм подвесной системы, а затем в нижнюю радиационную часть. Схема движения среды по НРЧ выполнена двухходовой с размещением панелей I хода в зонах максимальных тепловых потоков. Из смесительных коллекторов вода подводится в девять входных панелей II хода, четыре из которых принадлежат подовому экрану. Пройдя по 504 обогреваемым трубам, среда поступает в два смесительных коллектора между НРЧ и СРЧ.

СРЧ выполнена также двухходовой с последовательным включением ходов. После однопоточной ВРЧ из четырех выходных камер заднего экрана среда направляется к подвесной системе поворотного газохода, а затем к 224 трубам потолочного пароперегревателя.

Из двух смесительных коллекторов за ВРЧ среда поступает в поверхности экранов конвективной шахты. На концах смесительных коллекторов перед камерами пароохладителей I впрыска установлены две встроенные задвижки (ВЗ). Между смесительными коллекторами и двумя входными камерами впрыска установлены четыре встроенных сепаратора растопочного узла.

44

Из раздающих коллекторов I впрыска пар подводится к ширмовому пароперегревателю, а затем к двум смесительным коллекторам между ширмами и I ступенью конвективного пароперегревателя (КПП) с перебросом пара из крайних ширм на середину и из средних ширм в крайние блоки. Пройдя I ступень КПП, пар попадает в два пароохладителя, установленных в рассечку между I и II ступенями КППВД, а затем через 365 обогреваемых труб 42 7 мм направляется в два паросборных коллектора острого пара, объединяющихся в общую линию, по которой пар поступает в турбину.

Особое внимание уделено плотности топочной камеры и газоходов. Все отверстия в газоплотных экранах, предназначенные для установки гарнитуры, очистных устройств, пропуска труб и ремонтных приспособлений, уплотнены коробками, к которым подводится воздух от дутьевого вентилятора с давлением, превышающим топочное. Все пароперегревательные поверхности размещены в поворотном газоходе с выходами труб через потолочный экран.

Наряду с уплотнениями разводок для пропуска перегревательных труб специальными коробками верхняя часть котлоагрегата закрыта ящиком (шатром), в который также подается воздух от дутьевого вентилятора.

Применение наддува приводит к улучшению коэффициента полезного действия, к улучшению сжигания топлива и уменьшению коррозии и к отказу от установки дымососов. Выполнение котлоагрегата подвесным к перекрытию здания позволяет уменьшить массу металлоконструкций. Котлоагрегат имеет высокие показатели поставочной блочности, унификации, высокие монтажные и эксплуатационные характеристики.

Турбина К-800-240-2 представляет собой пятицилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД, двухпоточного ЦСД и трех двухпоточных ЦНД. Начальные параметры пара перед турбиной 23,52 МПа (240 кгс/см2), 813 К (540°С), температура промперегрева 813 К (540°С). Давление в конденсаторе на номинальном режиме 3,43 кПа (0,035 кгс/см2) при температуре охлаждающей воды 285 К (12°С) и расходе ее 90000 м3/ч. Общая длина турбины без генератора 39,5 м, с генератором 59,5 м.

Свежий пар из котлоагрегата подводится четырьмя паропроводами 377 70 мм, изготовленными из стали 15Х1М1Ф, к четырем коробкам стопорных клапанов ЦВД турбины. Главные паровые задвижки ГПЗ-1 и ГПЗ-2 DУ 250 устанавливаются соответственно за котлоагрегатом и перед турбиной; за ГПЗ-2 имеются перемычки между трубопроводами первого и второго корпусов котлоагрегата. Отводы на пускосбросные БРОУ предусматриваются непосредственно перед ГПЗ-2. Байпасы ГПЗ-2 предназначены лишь для предварительного прогрева стопорных клапанов и перепускных труб.

После ЦВД пар по двум трубам 820 22 мм из стали 16ГС направляется на промперегрев и затем по двум трубам 980 40 мм из стали 15Х1М1Ф подводится к двум коробкам стопорных клапанов ЦСД. Отключающие задвижки на трубопроводах холодного и горячего промперегрева расположены у котлоагрегата и перед турбиной,

Цилиндр высокого давления турбины выполнен двухкорпусным, оба корпуса имеют горизонтальные разъемы. Проточная часть ЦВД разделена на две части. Свежий пар подается в середину цилиндра, подводится к сопловым коробкам и направляется в левую часть, состоящую из регулирующей ступени и пяти ступеней давления. После шестой ступени поток пара поворачивает на 3,14 рад (180°) и, пройдя между внутренним и наружным корпусами ЦВД, попадает в правую часть ЦВД, состоящую из шести ступеней (7—12 ступеней).

Цилиндр среднего давления — двухпоточный. Пар поступает в середину цилиндра и протекает в правый и левый потоки. При таком конструктивном

45

выполнении уравновешивается осевое давление и отсутствует протечка пара через концевое уплотнение со стороны подвода пара. Проточная часть каждого потока состоит из девяти ступеней давления. Первые три ступени левого и правого потоков расположены во внутреннем корпусе, а остальные шесть ступеней каждого потока — в обоймах, установленных в наружном корпусе.

В каждом из потоков трех двухпоточных цилиндров низкого давления расположено по пять ступеней ЦНД, выполненных двухстенными.

Конденсационная установка турбины включает три конденсатора, по одному на каждый ЦНД. Паровые пространства конденсаторов соединены между собой уравнительным патрубками, позволяющими перепускать пар в работающие конденсаторы при отключении охлаждающей воды в одном из них. Группа конденсатных насосов турбины состоит из двух ступеней подъема с применением укрупненных насосов. Первая ступень включает три насоса производительностью по 1250 м3/ч и напором 0,882 МПа (90 м вод. ст.) (два рабочих, один резервный), подающих конденсат на конденсатоочистку. Вторая ступень насосов устанавливается после конденсатоочистки и подает конденсат через группу ПНД в деаэраторы и состоит из двух конденсатных насосов по 2500 м3/ч (из которых один рабочий и один резервный). Привод конденсатных насосов осуществляется от электродвигателей через гидромуфты.

Для подогрева питательной воды турбина К-800-240-2 имеет развитую регенеративную схему. Подогрев питательной воды осуществляется паром восьми нерегулируемых отборов турбины в четырех подогревателях низкого давления, в деаэраторе 0,686 МПа (7 кгс/см2) и в трех подогревателях высокого давления. Питательная вода подогревается также в вакуумных охладителях паром, отсасываемым из уплотнений турбины. Давление пара в отборах турбины и количество отбираемого пара на регенерацию при номинальной нагрузке приведены в табл. 5.

Таблица 5 - Параметры отборов пара турбины К-800-240 и потребители отборного пара

Все подогреватели поверхностного типа, вертикальные. Группа подогревателей низкого давления выполняется в одну нитку, а подогревателей высокого давления установлены двумя группами, включенными параллельно по

46

питательной воде и греющему пару. Номинальная температура подогрева питательной воды 543 К (270 °С).

Группа деаэраторов блока состоит из двух колонок производительностью по 1300 т/ч и двух баков емкостью по 120 м3. Питание деаэраторов паром осуществляется от коллектора собственных нужд, к которому подведены следующие источники: пар от III и IV отборов главной турбины, пар из холодных трубопроводов промперегре-ва, от БРОУ-ТПН, от общестанционной РОУ 1,27 МПа (13 кгс/см2) и от растопочного расширителя 1,96 МПа (20 кгс/см2). Пар от общестанционной РОУ и от растопочного расширителя используется при пусках энергоблока, а от остальных источников — при эксплуатации блока, включая режимы сброса электрической нагрузки.

На энергоблоке установлено два главных питательных насоса с конденсационными турбоприводами. Производительность каждого насоса составляет 50% общего расхода питательной воды. Приводные турбины питаются паром третьего отбора турбины с параметрами 1,6 МПа (16,3 кгс/см2), 716 К (443 °С) при номинальной нагрузке турбины, давление в их конденсаторах составляет 5,88 кПа (0,06 кгс/см2). Мощность каждого турбопривода при номинальной нагрузке блока составляет около 15,2 МВт. При питании отборным паром питательные турбонасосы обеспечивают работу блока в диапазоне нагрузок от 30% до номинальной. Режимы нагрузки обеспечиваются турбонасосами, питаемыми паром от котлоагрегата через БРОУ-ТПН. Кроме того, предусмотрено питание приводных турбин паром от общестанционной РОУ собственных нужд. Это обеспечивает автономную работу питательных турбонасосов на всех режимах блока, включая подготовительные и пусковые операции.

Одной из особенностей схемы блока 800 МВт является применение пускосбросных БРОУ, используемых как в пусковых режимах, так и в режимах сброса электрической нагрузки. Отказ от установки пусковых РОУ принят в связи с применением только сепараторных пусков без заполнения пароперегревателя котлоагрегата водой.

Для регулирования температуры первичного пара при пуске предусматриваются пусковые впрыски, в которые подается питательная вода. Для регулирования температуры вторичного пара при пуске специальные средства не предусматриваются. Поддержание этой температуры на нужном уровне обеспечивается перераспределением газов в параллельных газоходах «расщепленного хвоста» котлоагрегата. При возрастании расхода пара через промежуточный пароперегреватель до 20—30% номинального для регулирования температуры могут при необходимости использоваться аварийные впрыски.

Дальнейшее совершенствование тепловых схем блоков 500 и 800 МВт связано прежде всего с созданием однокорпусных котлоагрегатов большой производительности и переходом на моноблочные схемы. В этих схемах предполагается применять питательные насосы производительностью до 2500 м3/ч и более, а для их привода использовать высокооборотные конденсационные турбины мощностью более 30 МВт и отборами пара на регенеративный подогрев питательной воды. Должна быть увеличена мощность и другого вспомогательного оборудования (конденсатных насосов, тягодутьевых машин). Предполагается также переход на однониточную схему подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.

5.3 Конструктивные особенности и энергоблока с теплофикационной турбиной Т- 250/300-240

Теплофикационная турбина Т-250/ЗО0-240 на закритические параметры пара предназначена для работы в блоке с теми же котлоагрегатами, что и конденсационные турбины мощностью 300 МВт. Такое решение позволило применить

47

котельное оборудование, генератор, подогреватели, насосы, арматуру, освоенные на блоках 300 МВт.

Основные параметры работы турбины:

Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, включающий ЦВД, ЦСД-I, ЦСД-II и ЦНД, с двумя выхлопами на общий конденсатор. Свежий пар из котлоагрегата подается к двум блокам клапанов высокого давления, расположенным по бокам ЦВД вне фундамента. Каждый блок клапанов включает один стопорный и три регулирующих клапана. От регулирующих клапанов по 10 перепускным трубам 168 28 мм пар подводится к четырем сопловым коробкам, расположенным посредине внутреннего корпуса ЦВД.

Цилиндр высокого давления выполнен из наружного и внутреннего корпусов, каждый из которых имеет горизонтальный разъем. Во внутреннем корпусе ЦВД расположены одновенечная регулирующая ступень и пять ступеней давления, образующие левый поток. Остальные шесть ступеней, расположенные в наружном корпусе, образуют правый поток.

После ЦВД пар поступает на промежуточный перегрев, после которого подается в ЦСД-1 через блоки клапанов среднего давления, установленные на нижней половине этого цилиндра по одному с правой и левой сторон. Пройдя 10 ступеней давления ЦСД-I, пар по перепускным трубам поступает в двухпоточный ЦСД II, который выполнен из трех соединенных вертикальными фланцами частей – средней и двух паровпускных. После ЦСД-П пар направляется в нижний отопительный отбор. Оставшаяся часть пара попадает в двухпоточный цилиндр низкого давления. Из ЦНД пар поступает в конденсатор. Роторы ЦВД и ЦСД-I цельнокованые. Диски роторов ЦСД-II и ЦНД насадные. Ротор ЦВД имеет один опорный и один опорно-упорный подшипник, ротор ЦСД-I— один опорный подшипник, остальные роторы — по два опорных подшипника. Роторы ЦВД и ЦСД-1, а также ЦНД и генератора соединены жесткими муфтами, роторы ЦСД-I-ЦСД- II и ЦСД- II-ЦНД – полугибкими.

Турбина снабжена системой автоматического регулирования, рабочим телом которой является обессоленная вода с добавкой ингибитора. Давление в системе регулирования 1,96—2,35 МП а (20—24 кгс/см2).

Система смазки включает масляный бак емкостью 51 м3 со встроенными фильтрами и три маслоохладителя. Для подачи масла в систему смазки предусмотрены два электронасоса переменного и два постоянного тока. Давление масла в системе смазки на уровне оси турбины после маслоохладителей устанавливается 0,218 МПа (2,2

48

кгс/см2). Для повышения надежности смазки в крышках корпусов подшипников № 1— 4 предусмотрены резервные емкости, заполняемые во время нормальной работы турбины. Для подшипников № 5—8 резервной емкостью служат четыре бачка, установленные на крышке ЦНД.

Конденсатор — двухходовой, поверхностью 14 000 м2, со встроенным пучком для подогрева подпиточной или сетевой воды. Конденсатор снабжен деаэрационным конденсатосборником. Три конденсатных насоса первой ступени подают конденсат из конденсатора на блочную обессоливающую установку, откуда тремя конденсатными насосами второй ступени конденсат подается в систему регенерации. Воздухоудаляющее устройство состоит из трех основных и одного пускового эжектора.

Регенеративная установка турбоагрегата включает пять поверхностных подогревателей низкого давления, после которых конденсат направляется в деаэратор повышенного давления; три поверхностных подогревателя высокого давления; два сальниковых подогревателя для отсоса пара из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины; эжектор отсоса пара из уплотнений; четыре сливных насоса, перекачивающих конденсат греющего пара из ПНД № 2 в ПНД № 3 и из ПНД № 3 и ПНД № 4 в линию основного конденсата.

Сетевая установка состоит из горизонтальных сетевых подогревателей № 1 и № 2, сетевых насосов первой и второй ступеней и системы трубопроводов 800 и 1200 мм. Сетевая вода подогревается последовательно в указанных подогревателях до 393 К (120°С) при номинальном режиме работы турбины. Кроме того, в устройство для подогрева сетевой воды включены воздухоудаляющее устройство, состоящее из двух трехступенчатых пароструйных эжекторов, шести насосов для откачки конденсата из сетевых подогревателей (по три на каждый подогреватель).

В тепловую схему включены два питательных насоса: один с электроприводом и один с турбоприводом. На турбопривод подается пар третьего отбора с давлением 2,35 МПа (24 кгс/см2), отработанный пар используется в ПНД № 5 в качестве греющего. При отключении ПНД № 5 этот пар поступает в перепускные трубы из ЦСД-I в ЦСД-II.

Длина турбоагрегата 42,7 м (26,6 м — турбина, 16,1 м — генератор). Пуск и эксплуатация теплофикационного блока мощностью 250 МВт на

конденсационном режиме отличается от эксплуатации конденсационного блока 300 МВт лишь тем, что сетевой подогреватель № 1, отключаемый по паровой части от турбины, перед пуском должен быть заполнен химобессоленной водой и через него создан небольшой проток воды.

Включение теплофикационной установки производится при нагрузке не менее 30 МВт. Для этого в сетевые подогреватели подается сетевая вода, включаются конденсатные насосы теплофикационной установки и регуляторы отборов. Если в работе находится только сетевой подогреватель № 1, то включается регулятор нижнего отопительного отбора, если оба сетевых подогревателя — то регулятор верхнего отопительного отбора.

Турбоагрегат Т-250/300-240 может работать и в чисто теплофикационном режиме. В этом случае регулятор скорости отключен ,поворотные диафрагмы почти полностью закрыты, тепловая нагрузка поддерживается регулятором давления. Частота в системе регулируется другими турбоагрегатами, а на турбоагрегате, работающем в теплофикационном режиме, электрическая нагрузка устанавливается в зависимости от тепловой.

49