- надёжность теплообменных аппаратов .
1.5.7. Нагрев питательной воды / конденсата / , температурные напоры , переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбины , после ремонта подогревателей и периодически по графику
/не реже 1 раза в месяц /.
1.6. Основные эксплуатационные данные теплофикационной установки.
1.6.1. ПСГ №1 и 2 ( подогреватель сетевой горизонтальный ) аналогичны по конструкции , имеют поверхность нагрева 1300 м² и отличаются друг от друга только условиями работы по паровой стороне . Пар на ПСГ –1 поступает из камеры за 23 ступенью , а на ПСГ-2 из камеры за 21 ступенью .ПСГ по водяной стороне рассчитаны на работу при давлении не более 8 кгс/см² и на пропуск сетевой воды в количестве не более 3000 м³/час .
1.6.2. Сетевая вода подаётся сетевыми подпорными насосами 1 подъёма (СПН) последовательно в ПСГ-1 , затем в ПСГ-2 ( если ПСГ №2 отключен , то по схеме помимо ПСГ-2 ) . Далее во всасывающую линию сетевых насосов (СН) , которые являются насосами 2-го подъёма и обеспечивают подачу сетевой воды в теплофикационную сеть.
1.6.3. Конденсатные насосы сетевых подогревателей (КНСП ) подают конденсат греющего пара из конденсатосборников ПСГ-1 и 2 в линию основного конденсата между ПНД №1,2 и ПНД-2,3 .
1.6.4. Для откачки конденсата из ПСГ установлены конденсатные насосы
КСД –140х140 , производительностью по 140 м³/ч каждый .
Давление на напоре –140 м. вод. ст.
Число оборотов –1460 об/мин.
Мощность электродвигателя –75 квт.
1.6.5. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены :
- контроль за уровнем конденсата и работой устройства автоматического поддержания уровня ;
- отвод неконденсирующихся газов из парового пространства ;
- контроль за температурным напором ;
- контроль за нагревом сетевой воды ;
- контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсата греющего пара :
1.6.6.Регулирование температуры воды на выходе из сетевых подогревателей должно быть равномерным , со скоростью не превышающей 30°С в час.
1.7. Защиты , действующие на останов турбоустановки .
1.7.1. Турбогенератор идёт на останов с закрытием главных паровых задвижек (ГПЗ) , стопорного клапана (АСК) , регулирующих клапанов (РК) , поворотной диафрагмы и обратных клапанов отборов при срабатывании следующих защит :
1.7.1.1.При повышении числа оборотов на 10-12% сверх номинального значения (3000 об/мин).
1.7.1.2.При падении давления масла в системе смазки турбины :
0,45 кгс/см² - сигнал .
0,35 кгс/см² - включение РМН
0,3 кгс/см² - включение АМН
0,25 кгс/см² - останов турбины и отключение ВПУ.
1.7.1.3. При осевом сдвиге:
± 0,7 мм - сигнал
± 1,2 мм - останов турбины.
1.7.1.4.При недопустимом повышении температуры острого пара перед турбиной до 578°С.
1.7.1.5. При недопустимом понижении температуры осторого пара перед турбиной до 500°С .
1.7.1.6. При понижении вакуума в конденсаторе турбины :
Конденсационный режим По тепловому графику
650мм рт.ст.(0,884) – сигнал 450мм рт.ст (0,612) - сигнал
540 мм.рт.ст.( 0,734 ) – защита 300 мм.рт.ст.( 0,408 ) - защита
1.7.1.7.При недопустимом повышении давления пара в сетевом подогревателе
№1 до 2 кгс/см².
1.7.1.8. При падении давления цирк.воды до 0,2 кгс/см² и повышении температуры масла в системе смазки :
50°С – сигнал
75°С – останов
1.7.1.9. При внутреннем повреждении генератора.
1.7.1.10.При понижении уровня в демпферном баке .
1.7.2. Перед пуском турбины из ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность средств технологических защит . Исполнительные операции защит и АВР тепломеханического оборудования должны опробоваться персоналом турбинного отделения КТЦ и ЦТАИ перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток или в случае , если проводился ремонт в цепях защит.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.