Инструкция по эксплуатации турбоустановки Т-55-130 ст.№ 3,4, страница 7

-  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.