Система регулирования и защиты.
Характеристика и описание турбоустановки.
Турбина.
1.1.1 Турбина паровая типа ПТ-80/100-130/13 конденсационная с регулируемыми отборами, производственным и двухступенчатым теплофикационным, номинальной мощностью 80 мВт представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат и предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-120-2 (турбогенератор водородного охлаждения форсированный) мощностью 120 мВт.
1.1.2 Свежий пар от котла подаётся к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан АЗВ, откуда по перепускным трубам через РКЦВД (регулирующие клапана цилиндра высокого давления) поступает в ЦВД (цилиндры высокого давления). Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.
1.1.3 Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапана расположены в паровых коробках, которые приварены к корпусам цилиндров. Два клапана установлены в верхней части цилиндра и два клапана по бокам в нижней части цилиндра. При режиме расхода пара в ЦВД более 415 т/ч предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвёртой ступенью через перегрузочный клапан № 5 .
1.1.4 ЦВД литой конструкции из жаропрочной стали. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. На выходе из ЦВД часть пара идёт в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.
|
|
|
1.1.5 Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД.
1.1.6 Пар из ЦВД по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД (цилиндра низкого давления). Передняя часть ЦНД выполнена из литой высококачественной углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД сварная.
1.1.7 Проточная часть ЦНД состоит из трёх частей :
1.1.7.1 Первая имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления – ЧСД (часть среднего давления).
1.1.7.2 Вторая- между теплофикационными отборами- промежуточный отсек- имеет две ступени давления.
1.1.7.3 Третья- ЧНД (часть низкого давления) имеет регулирующую ступень и две ступени давления ЦНД.
1.1.8 Давление теплофикационных отборов регулируется одной поворотной диафрагмой, расположенной перед ЧНД.
1.1.9 Ротор высокого давления (РВД) цельнокованный, а ротор низкого давления (РНД) состоит из десяти цельнокованных дисков и трёх насадных.
Оба ротора РВД и РНД гибкие. Роторы турбины соединены между собой и ротором генератора жёсткими муфтами и имеют один общий упорный подшипник. Вращение роторов по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника.
|
|
|
1.1.10 Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.
1.1.11 Основные параметры турбины :
1.1.11.1 Номинальная мощность турбины 80 мВт.
1.1.11.2 Частота вращения ротора 3000 об/мин.
1.1.11.3 Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах пара :
- абсолютное давление свежего пара перед АЗВ 130 кгс/см2
- температура свежего пара перед АЗВ 555 ºС.
1.1.11.4 Количество охлаждающей воды, проходящее через конденсатор 8000 м3/час при расчётной температуре на входе в конденсатор 20 ºС.
1.1.11.5 Максимальный расход пара на турбину при номинальных параметрах составляет 470 т/час.
1.1.11.6 Максимальный расход пара в конденсатор 220 т/ч. Минимальный расчётный пропуск пара в ЧНД при закрытой поворотной диафрагме примерно составляет 10 т/ч.
1.1.11.7 Давление пара регулируемого производственного отбора 13±3 кгс/см2 .
1.1.11.8 Давление пара регулируемого теплофикационного отбора :
-верхнего 0,5-2,5 кгс/см2
|
|
|
-нижнего 0,3-1,0 кгс/см2
1.1.11.9 При номинальной мощности турбины 80 мВт, при номинальных параметрах свежего пара, охлаждающей воды, полностью включенной регенерации, полном использовании пропускной способности пара в конденсатор величины регулируемых отборов пара составляют :
- производственный отбор 13 ата 185 т/ч при абсолютном давлении верхнего 1,0 кгс/см2 и нижнего 0,35 кгс/см2 отборов 132 т/час.
1.1.11.10 Максимальная мощность турбины при выключенных регулируемых отборах и полностью включенной регенерации- 80 мВт, ориентировочный расход пара при этом 305 т/час.
1.1.11.11 Максимальная мощность турбины 100 мВт, возможна при определённом сочетании производственного и теплофикационного отборов, определяется диаграммой режимов.
1.1.11.12 При номинальной мощности турбины 80 мВт и отсутствии производственного отбора максимальный расход пара теплофикационными отборами составляет около 150 т/час.
1.1.11.13 Максимальная величина производственного отбора при теплофикационных отборах равных нулю, составляет 300 т/ч, при этом мощность турбоагрегата составит около 70 мВт.
1.1.11.14 Максимальная суммарная величина теплофикационных отборов пара, когда величина производственного отбора равна нулю, составляет 200 т/ч, при этом мощность турбины составит 76 мВт.
|
|
|
1.1.11.15 Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается :
- в верхнем отборе при включении обоих теплофикационных отборов.
-в нижнем при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.
Не допускается работа турбины при включённом верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.
Сетевая вода при обоих включённых теплофикационных отборах должна пропускаться через сетевые подогреватели последовательно и в одинаковом количестве.
1.1.11.16 Допускается параллельная работа турбины по производственному отбору пара с другими турбинами, имеющие аналогичные производственные отборы, а также с РОУ, снабжённой автоматическим регулированием.
1.1.11.17 Турбина имеет семь нерегулируемых отборов для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.
Давление в отборов для нужд регенерации при номинальной нагрузке, номинальных основных параметрах приведены в таблице 1.
Таблица 1
| № нерегу-лируе-мого отбора | Подогреватель | Давление в отборе, кгс/см2 | Температура в отборе, ºС | Кол-во отбираемого пара, т/ч | Место отбора (за ступенью турбины) |
| 1 | ПВД-7 | 45 | 420 | 26 | 9 |
| 2 | ПВД-6 | 26 | 345 | 32 | 13 |
| 3 | ПВД-5 | 13 | 265 | 10,5 | 17 |
| 3 | Деаэратор | 13 | 265 | 13 | 17 |
| 4 | ПНД-4 | 4 | 160 | 28 | 21 |
| 5 | ПНД-3 | 1,0 | - | - | 25 |
| 6 | ПНД-2 | 0,34 | - | - | 27 |
| 7 | ПНД-1 | 0,033 | - | - | 29 |
1.1.11.18 Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ) вращающим ротор турбины (РТ) с частотой 3,4 об/мин, ВУ отключается автоматически при повышении частоты вращения РТ более 3,4 об/мин.
1.1.11.19 Для сокращения прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
1.1.11.20 Концевые уплотнения роторов турбин лабиринтового типа выполнены без каминов.
Турбина снабжена системой подачи пара на уплотнения, служащие для исключения присосов воздуха в вакуумную систему через концевые уплотнения цилиндров при наборе вакуума и при работе турбины.
На всех режимах работы турбины пар из деаэратора 6 кгс/см2 с температурой 150ºС подаётся через регулятор подачи пара на уплотнение (302-ой регулятор) во вторые (считая снаружи), камеры отсосов лабиринтовых уплотнений. Регулятор поддерживает давление в коллекторе 1,1-1,2 кгс/см2, чтобы во вторых камерах отсосов обеспечивалось давление 1,03-1,05 кгс/см2. Пар из третьих (считая снаружи) камер уплотнений направляется в охладитель пара уплотнения (ПН-130), получая подпор со стороны регулирующего клапана (237-ой регулятор) перед охладителем в пределах 1,2-1,3 кгс/см2.
1.1.11.21. Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринтовых уплотнений турбины установлен специальный вакуумный охладитель типа ПС-50-1, снабжённый эжектором, поддерживающим абсолютное давление в камерах отсосов 0,95-0,97 кгс/см». Рабочим паром эжектора вакуумного охладителя служит пар из деаэратора 6 ата.
1.1.11.22 Турбина может работать в блоке с котлом. Пуск турбины производится на скользящих параметрах пара.
1.1.11.23 Корпусы турбины, корпус АЗВ и паропроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности тепловой изоляции не должна превышать 48ºС при работе турбины на номинальных параметрах и температуре охлаждающего воздуха +25ºС.
ПВД и передняя часть ПНД закрываются тонкой металлической обшивой.
Масляная система и ВПУ.
1.2.1 Масляная система турбины питает маслом (марки ТП-22 по ГОСТ 32-74 или другим равноценным по качеству) как систему регулирования ( при давлении 20 кгс/см2 ) так и систему смазки подшипников при давлении 1,0 кгс/см2 после маслоохладительных установок на уровне разъёма турбины, поддерживаемых сливным клапаном.
1.2.2 Общая ёмкость масляной системы составляет 16 м3. Масляной бак, общий для системы смазки и системы регулирования имеет ёмкость 14 м3 (до верхнего предела 140). Бак снабжён указателем уровня масла в чистом отсеке, который снабжён контактами для подачи звукового и светового сигналов о предельном и максимальном уровнях в маслобаке. В маслобаке установлено два ряда сетчатых фильтров. На маслобаке установлен фильтр тонкой очистки масла от механических примесей. Фильтрация производится пропуском масла через хлопчатобумажную ткань “фильтр-бельтинг”. Масло поступает к фильтру из напорного маслопровода системы смазки (1,0 кгс/см2 ) и после фильтра сливается в средний отсек маслобака. Производительность каждого фильтра 6,5 м3/час.
Для отсоса паров масла из бака установлен специальный вентилятор (эксгаустер).
1.2.3 Во время работы турбины подача масла в систему регулирования производится с помощью центробежного насоса (ГМН- главный масляной насос ) приводимого от вала турбины, с которым насос соединён зубчатой муфтой. Муфта допускает осевые перемещения РВД при относительном удлинении или укорочении ротора. Производительность ГМН при частоте вращения РТ 3000 об/мин составляет примерно 400 литров в минуту при давлении 20 кгс/см2. В систему смазки до маслоохладителей масло подаётся с помощью двух инжекторов, питаемых силовым маслом с давлением 20 кгс/см2 и включённых последовательно, по инжекторному маслу, расположенных в масляном баке ёмкостью 14м3. Первый инжектор обеспечивает на всасывании ГМН подпор с давлением 1,0 кгс/см2. Второй инжектор подаёт масло в систему смазки и обеспечивает давление до маслоохладителей 3 кгс/см2.
1.2.4 Для обеспечения маслом турбоагрегата в период пуска и остановки предусматривается три масляных электронасоса, из которых один пусковой (ПМН), обеспечивающий маслом систему регулирования и смазки при пуске и останове турбины, приводимый от электродвигателя переменного тока при 1000 об/мин.
Второй насос резервный (РМН), обеспечивает маслом систему смазки до включения пускового насоса, при остановке турбины. РМН приводится от электродвигателя переменного тока при 1450 об/мин. Третий аварийный насос смазки (АМН), имеет электродвигатель постоянного тока, получающий питание от аккумуляторной батареи.
Для гидравлического испытания собранного маслопровода давлением 40 кгс/см2, проводимого после монтажа или ревизии, предусмотрен для пускового насоса съёмный электродвигатель переменного тока на 1500 об/мин.
1.2.5 Система смазки турбины снабжена двумя РПДС ( реле падения давления на смазку), устанавливаемыми вблизи напорного коллектора смазки на уровне оси турбины.
Контакты каждого РПДС ( 3 независимых контакта) настраиваются на срабатывание при падении давления масла до 1 или 2 предела.
Два контакта реле №2 настроены на срабатывание при падении давления масла на смазку до 0,3 кгс/см2 ( 2 предел ), соединяются параллельно (схема “или” ) и воздействует на отключение турбины. Третий контакт обеспечивает предупредительную сигнализацию при падении давления масла на смазку до 0,7 кгс/см2 (1 предел).
Один контакт реле №1 используется для включения Э.Д. (электродвигателя) переменного тока РМН при падении давления до 0,6 кгс/см2 , второй Э.Д. постоянного тока АМН при падении давления масла до 0,5 кгс/см2.
Третий контакт используется для отключения ВПУ при падении давления до 0,3 кгс/см2. Предусмотрена возможность испытания обоих РПДС снижением давления масла под сильфонами 1 и 2 пределов.
1.2.6 Маслоохладители поверхностного типа в количестве 2 шт. допускают возможность отключения одного из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для чистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30ºС.
Давление масла в маслоохладителях всегда должно быть выше давления воды. Давление охлаждающей воды не должно превышать 1 кгс/см2.
1.2.7 Маслопроводы турбины снабжаются арматурой, необходимой для нормального её обслуживания. На трубопроводах слива масла из подшипников имеется смотровое окно.
ПМН имеет байпас между всасывающей и напорной линией с вентилем и шайбой. При открытии вентиля давление масла на оси турбины составит 17-17,5 кгс/см2. Снижение давления предусмотрено в целях недопущения длительной работы ГМН в безрасходном режиме при совместной работе ГМН и ПМН.
1.2.8 ВПУ служит для вращения РТ при пуске и останове турбины в целях предотвращения прогиба роторов при прогреве и остывании турбины.
Приводом ВПУ служит эл.двигатель, установленный на кронштейне подшипника №5. Э.Д. соединён с редуктором эластичной пальцевой муфтой. Ведущая цилиндрическая шестерня редуктора перемещается по винтовым шлицам, благодаря чему она вводится в зацепление с зубчатым венцом ротора турбины при включении ВПУ и автоматически выводится из зацепления в момент увеличения оборотов РТ при толчке паром.
Включение ВПУ может осуществляться вручную по месту и дистанционно с блочного щита с помощью масляного сервомотора, рабочей жидкостью в котором служит напорное масло из системы смазки. Поршень сервомотора через шток вводит ведущую цилиндрическую шестерню редуктора в зацепление с зубчатым венцом РТ, после чего сервомотор отключается. Если сервомотор не отключился от напорной линии смазки и усилие поршня продолжает передаваться на ведущую шестерню, загорается табло предупредительной сигнализации “запрет пуска турбины”, так как толчок РТ паром в этот момент вызовет поломку редуктора ВПУ.
Система регулирования и защиты.
1.3.1 Устройство и функция системы регулирования изложена в инструкции “Эксплуатация системы регулирования турбины типа ПТ-80-130”. В настоящей инструкции приводятся только основные данные.
1.3.2 Турбина снабжена гидравлической системой регулирования, которая обеспечивает необходимые воздействия на регулирующие клапаны и поворотную диафрагму турбины, а также устройствами автоматических защит, обеспечивающих предотвращение развития аварийной ситуации на турбине .
1.3.3 Система регулирования поддерживает частоту вращения РТ с неравномерностью около 4%.
При работе турбины с регулируемой электрической нагрузкой и регулируемыми отборами пара неравномерность регулирования давления пара в камерах отбора составляет :
- производственный отбор около 2 кгс/см2.
- теплофикационный отбор около 0,5 кгс/см2.
1.3.4 При сбросе электрической нагрузки с отключением или без отключения генератора от сети независимо от величины электрической и тепловой нагрузки, которые перед этим несла турбина, система регулирования обеспечивает удержание турбины на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд без срабатывания бойков регулятора безопасности.
Для обеспечения удержания сброса нагрузки при отключении генератора предусмотрен ЭГП (электрогидравлический преобразователь). На ЭГП, в момент отключения генератора от сети, подаётся электрический сигнал, равнозначный по величине четырём неравномерностям регулирования по скорости, определённой продолжительности (0,5сек), что вызывает быстрое закрытие РК. После исчезновения сигнала РК открываются в положение холостого хода или нагрузки собственных нужд по сигналу регулятора скорости.
1.3.5 Управление турбиной при пуске, синхронизации и работе под нагрузкой осуществляется с помощъю МУТ (механизма управления турбиной) дистанционно с БЩУ или вручную по месту. Маховик МУТ расположен на фасадной крышке переднего подшипника.
1.3.6 Регуляторы давления (РД) производственного и теплофикационного отборов сильфонного типа служат для поддержания заданного давления в камерах отборов. Заданное давление в камере отбора устанавливается натяжением пружины регулятора маховиком по месту или дистанционно с БЩУ. Включение в работу и отключение РД производятся переключателями регуляторов давления, расположенными рядом с соответствующим РД. Маховики управления золотниками переключателей, натяжением пружин регуляторов давления и управления игольчатыми клапанами подачи пара и конденсата в сильфонные камеры регуляторов давления, выведены на щиток, расположенный на стенке переднего подшипника.
1.3.7 При работе турбины по тепловому графику предусматривается возможность ручного или дистанционного управления сервомотора ЧНД независимо от действия регулятора скорости и давления. Для этой цели на сервомоторе установлен электропривод типа МЭО-25. При этом с помощью переключателя сервомотора ЧНД производится отключение сервомотора от воздействия суммирующих золотников.
Электропривод на сервомоторе ЧНД может быть также использован для автоматического поддержания температуры подпиточной воды с помощью электронного регулятора температуры. В этом случае сервомотор ЧНД также отключается от воздействия суммирующих золотников.
1.3.8 Ограничитель мощности (ОМ) в нужных случаях ограничивает открытие РК регулятором скорости. Действует ОМ односторонне, не препятствуя закрытию РК. Маховик управления ОМ расположен на фасадной крышке переднего подшипника, рядом с МУТ.
1.3.9 Система регулирования обеспечивает закрытие АЗВ РК и поворотной диафрагмы :
-при повышении частоты вращения РТ на 11-12% сверх номинальной от действия центробежных выключателей (бойков) ;
-в случае отказа в работе центробежных выключателей при повышении частоты вращения, примерно на 14% сверх номинальной- от действия дополнительной защиты.
1.3.10 Турбина может быть остановлена :
-кнопкой на корпусе переднего подшипника вручную по месту ;
-дистанционно со щита управления ключом ;
-с помощью защит, подающих импульс на останов турбины.
1.3.11 Турбина снабжена защитами, которые воздействием на электромагнитный выключатель, автоматически прекращают доступ свежего пара в ЦВД при возникновении следующих аварийных ситуаций :
I - при повышении оборотов турбины выше 10-12% к номиналу.;
II - недопустимом осевом сдвиге ротора ;
III – недопустимом понижении вакуума в конденсаторе ;
IV – недопустимом падении масла на смазку подшипников ;
V – недопустимом понижении температуры свежего пара перед турбиной ;
VI – аварийном останове блока, например, вследствие срабатывания защит котла, электрических защит генератора и трансформатора блока от внутренних повреждений и т.п., а также при отключении турбины или блока персоналом.
Конденсационное устройство
1.4.1 Конденсационное устройство турбины состоит из :
- конденсатора ;
- воздухоотсасывающего устройства ;
- конденсатных насосов ;
- водяных фильтров.
1.4.2 Конденсатор типа 80-КПС-1 состоит из двух поверхностей охлаждения : основного пучка, поверхность которого составляет 2345 м2 (охлаждающей средой является циркуляционная вода) и встроенного пучка для подогрева подпиточной или сетевой воды с поверхностью 655 м2. Охлаждающие трубки основного и встроенного пучка имеют отдельные камеры для подвода охлаждающей среды. Это позволяет производить их поочередное отключение для очистки от загрязнения со снижением нагрузки.
Снижение нагрузки при чистке определяется температурой в выхлопной части цилиндра, которая не должна быть выше 70ºС.
Гидравлическое сопротивление основного пучка при расходе охлаждающей воды 6500 м3/ч равно 3,8 м.вод.ст., встроенного пучка 2,65 м.вод.ст. при 1500 м3/ч. Максимально допустимое рабочее давление внутри водяного пространства основного пучка составляет 2,5 кгс/см2, встроенного- 8,0 кгс/см2.
Одновременное охлаждение конденсатора подпиточной и циркводой возможно при разности температур на входе не более 20ºС. Работа конденсатора только с выключением всроенного пучка разрешается при расходе пара в конденсаторе не более 60 т/ч и температуре горловины не более 70ºС.
Конденсатор имеет встроенную камеру, в которой устанавливается секция ПНД-1.
В конденсатор может быть принят аварийный добавок ХОВ (химочищенной воды) в количестве до 100 т/час с температурой до 100ºС.
Водоуказательное стекло конденсатора должно устанавливаться так, чтобы середина стекла совпадала с линией приварки конденсатосборника к нижней части корпуса конденсатора по продольной оси. При такой установке стекла нужно держать уровень конденсата конденсаторе при пусках и остановах турбины в пределах 2/3-3/4 высоты стекла.
1.4.3 два основных (рабочий и резервный) трёхступенчатых эжектора с арматурой и приборами и один пусковой эжектор, служащий для быстрого поднятия вакуума в конденсатор до 500-600 мм.рт.ст. обеспечивают требуемый вакуум для нормальной работы с нагрузкой и при пусках. Расход пара на пусковой эжектор составляет 1100 кг/час. Расход пара на основной эжектор 700 кг/час. Источником питания эжектора служит пар из парового пространства деаэратора 6 ата. Слив конденсата рабочего пара основных эжекторов по ступеням выполнен каскадно с отводом из паровых ступеней на всас конденсатных насосов.
1.4.4 Три центробежных конденсатных насоса горизонтального типа КС-80-155 предназначены для откачки конденсата и подачи его в деаэратор через холодильники эжектора, охладители уплотнений и подогреватели Н.Д. Нормально в работе находится один или два насоса, а третий является резервным. Производительность каждого насоса составляет 80 м3/час при манометрическом напоре около 155 м.вод.ст.
1.4.5 При срыве вакума установлена задвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора.
1.4.6 Для очистки охлаждающей воды от механических примесей перед маслоохладителями турбины установлены фильтры с поворотными сетками, позволяющими провести промывку на ходу.
Регенеративная установка.
1.5.1 Регенеративная установка для подогрева питательной воды, конденсата турбины паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, состоит из 4-х поверхностных подогревателей низкого давления (ПНД), 3-х поверхностных подогревателей высокого давления (ПВД). В регенеративную схему включены поверхностные охладители рабочего пара основных эжекторов и охладители отсоса пара от уплотнений.
1.5.2 Конденсат турбины последовательно подогревается в основных эжекторах, охладителе пара уплотнений с эжектором типа ПС-50-1, ПНД-1, охладитель пара уплотнений ПН-130, ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 и поступает в деаэратор. Из деаэратора питательная вода забирается ПЭН (питательным электронасосом), направляется последовательно в ПВД-5, ПВД-6, ПВД-7 и поступает в котёл. Водяная сторона всех ПНД находится под полным давлением конденсатных, а ПВД питательных насосов.
1.5.3 ПНД-2,3,4 вертикальной конструкции. Трубная система состоит из латунных трубок, ввальцованных в трубную доску. В паровой части конденсатора установлен ПНД-1, который состоит из одной секции горизонтального типа с водяной камерой и трубной доской с завальцованными латунными У-образными трубками. ПНД-2,3,4 снабжены каждый регулирующим клапаном отвода конденсата от подогревателя, управляемого электронным регулятором.
1.5.4 Конденсат греющего пара из ПНД-4,3,2 сливается каскадно в конденсатор. При повышении уровня конденсата в любом из ПНД производится закрытие задвижки на паропроводе отбора пара из турбины к соответствующему подогревателю. Слив конденсата греющего пара из ПНД-1 производится через гидрозатвор в конденсатор.
1.5.5 ПВД-5,6,7 сварной конструкции, вертикального типа. Трубная система подогревателей состоит из отдельных трубок. ПВД снабжены пароохладителями и охладителями дренажа, расположенными внутри подогревателей (охлаждающей средой является питательная вода), регулирующими клапанами отвода конденсата с электронными регуляторами уровня.
1.5.6 Конденсат греющего пара ПВД-7,6,5 каскадно через ПВД-5 подаётся в деаэратор.
1.5.7 ПВД-5 снабжён двумя предохранительными клапанами парового пространства для предупреждения повышения давления в них до давления вышестоящего отбора.
1.5.8 ПВД снабжается групповой защитой от повышения уровня конденсата в корпусе любого подогревателя выше допустимого предела.
При повышении уровня в любом из ПВД до 1предела, подаётся предупредительный сигнал. При достижении уровня в любом ПВД до 2 предела происходит отключение группы ПВД по воде, закрываются задвижки на отборах пара из турбины, открываются байпасы ПВД по воде.
При повышении уровня в любом ПВД до 3 предела производится отключение турбины и остановка блока с немедленным отключением питательного насоса.(данная защита не задействована, она используется на блочных станциях).
1.5.9 На паропроводах регенеративных отборов пара к ПВД и ПНД, кроме ПНД-1, и на паропроводах регулируемых отборов установлены КОСы, предназначенные для предохранения ротора турбины от разгона и исключения расхолаживания горячих цилиндров турбины обратным потоком пара при сбросах электрической и тепловой нагрузки и отключении генератора от сети.
1.5.10 В линии основного конденсата после охлаждения пара уплотнений (ПН-130) подключён регулирующий клапан уровня воды (313-й регулятор) в конденсаторе и клапан линии рециркуляции.
Благодаря такой схеме основные эжекторы и охладитель пара уплотнений (ПН-130) всегда обеспечен охлаждающей средой, а система КОС конденсатом с напорным давлением КЭН (конденсатных электронасосов).
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 598; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!