ЭНЕРГОБЛОКИ С ТУРБИНАМИ Т-180/210-130 И К-215-130 И БАРАБАННЫМИ КОТЛАМИ

Типовая пусковая схема

РД 34.25.101-87

ЭНЕРГОБЛОКИ С ТУРБИНАМИ Т-180/210-130 И К-215-130 И БАРАБАННЫМИ КОТЛАМИ

Типовая пусковая схема РД 34.25.101-87

го пара из ПВД в деаэратор при расходах свежего пара на турбину 70-100 % номинального.

Линия отвода конденсата из ПВД в конденсатор турбины используется при пусках энергоблока, при включении ПВД в работу и при нагрузке энергоблока менее 60 %. Диаметр этой линии принят равным 200 мм по расходу отборного пара на группу ПВД при нагрузке 70% номинальной. Для ограничения сечения в конце линии установлена подпорная шайба Ш-5 диаметром 100 мм.

2.3. Узел питания котла

На основной линии узла питания котла диаметром 250 мм установлен регулирующий клапан шиберного типа (РПК) для регулирования нагрузки от 40 до 100 %. Для автоматического управления клапаном предусмотрен основной регулятор питания котла.

На байпасе узла питания диаметром 100 мм установлен регулирующий клапан шиберного типа для регулирования низких нагрузок (0-50 %). Для автоматического управления клапаном предусмотрен растопочный регулятор питания.

На линии заполнения котла водой установлен регулирующий клапан диаметром 65 мм и дросселирующее устройство Ш-1 комплект типа '08.8363.063-02 ТКЗ, рассчитанное на перепад давлений 19,0 МПа при расходе 60 т/ч.

Пусковой схемой предусмотрена перемычка диаметром 65 мм между энергоблоками по питательной воде с температурами 230 и 160°С. Наличие перемычки позволяет ограничить число пусков ПЭН при растопке, а также улучшает условия поддержания в горячем резерве остановленного котла благодаря его периодической подпитке питательной водой от работающего энергоблока.

В схемах рис.1 и 2 в качестве взаимозаменяемых вариантов показаны различные подводы воды к штатным впрыскам котла:

-    на рис.1 - от установки приготовления собственного конденсата;

-    на рис.2 - от питательного трубопровода.

Второй вариант допускается применять при установке в составе энергоблока БОУ.

2.4. Устройства для прогрева и расхолаживания барабана

Для прогрева и расхолаживания барабана внутри барабана (вверху и внизу) установлены распределительные коллекторы (нижние коллекторы предусматривались для разогрева низа барабана при пусках из холодного состояния). Указанные коллекторы диаметром By 65 мм подсоединяются к общестанционному коллектору насыщенного пара параметрами 16 МПа, 350°С. По данным ВТй, применение системы предварительного прогрева барабана может привести к опасным выбросам непрогретой воды из опускных труб в барабан при возникновении циркуляции, а также способствует ускорению повышения давления в барабане. Поэтому подвод пара к нижним коллекторам барабана не предусматривается. Для подключения к верхним коллекторам диаметр штуцера в барабане чжен быть не менее 85 мм. При расхолаживании барабана остановленного котла в него подводится насыщенный пар от соседнего котла. Сброс пара на первом этапе расхолаживания производится через РОУ 140/25 в КПН. Для расхолаживания барабана на заключительном этапе из линии после (по ходу пара) РОУ 140/25 предусмотрен сбросной трубопровод в атмосферу диаметром 300 мм с отключающей задвижкой. С учетом этого из схемы исключены продувочные линии в атмосферу из главных паропроводов.

Для ограничения скорости повышения давления в барабане при пуске энергоблока с исходным давлением свежего пара ниже 0,5 МПа из трубопроводов перед каждым потоком первой недренируемой поверхности пароперегревателя предусмотрены продувочные линии, объединяемые в отключаемую линию диаметром 100 мм, предназначенную для сброса пара в атмосферу.

2.5. Главные паропроводы и пускосбросные устройства

Пар от котла к турбине подается двумя паропроводами диаметром 250 мм с присоединением к двум стопорным клапанам (СЮ ЦВД турбины. Главные паровые задвижки (ГПЗ) устанавливаются на паропроводах перед СК ЦВД.

Главные паропроводы не должны иметь подъемных участков, кроме участка непосредственно перед ГПЗ, который должен иметь видимый подъем с таким расчетом, чтобы исключить возможность попадания влаги в корпусы СК на этапе предварительного прогрева паро-

проводов. Перед подъемом паропроводов предусматривается дренажная линия диаметром 50 мм. Учитывая, что пуск турбины из всех исходных тепловых состояний производится регулирующими клапанами при полностью открытых ГПЗ, основным назначением байпасов ППЗ является выравнивание давлений до и после ГПЗ перед их открытием на этапе предварительного прогрева паровпускных частей турбины. Поэтому, в соответствии с протоколом НТС Минэнерго СССР байпасы ГПЗ рекомендуется выполнять уменьшенного диаметра (20 мм).

Из нижней точки каждой перепускной трубы от СК ЦВД до регулирующих клапанов (РК) предусмотрена дренажная линия диаметром 20 мм, и из каждой пары перепускных труб непосредственно перед РК - дренажная линия диаметром 50 мм.

Дренажи перед ГПЗ, ПСБУ, РОУ 140/25 и РОУ 25/13 присоединяются к РДВД № I, пар и вода из которого отводятся В конденсатор. Дренажи перепускных труб ЦВД турбины присоединяются к РДВД № 2.

Для обогрева фланцев и шпилек ЦВД предусматривается подвод свежего пара трубопроводом диаметром 50 мм из перемычки между перепускными трубами первого и четвертого регулирующих клапанов ЦВД в среднюю часть обнизки фланцевых соединений. Отвод пара производится из торцов обнизок в конденсатор. На трубопроводе подвода пара к фланцевым соединениям устанавливается запорная и регулирующая арматура.

Пусковая схема выполнена с одним байпасом турбины, соединяющим главные паропроводы с конденсатором. Присоединение байпаса к главным паропроводам должно осуществляться непосредственно перед ГПЗ. На байпасе турбины установлено ПСБУ. временно, на период до разработки ПСБУ на параметры пара 12,8 МПа, 540°С, применяется ПСБУ от моноблоков 300 МВт пропускной способностью 375 т/ч при 15,7 МПа (160 кгс/см^) с двухсторонним подводом пара. Для исключения скопления влаги перед ПСБУ перемычку между главными паропроводами, присоединяемую к ПС$У, и сами ПСБУ рекомендуется компоновать над паропроводами. Характеристики принятого ПСБУ при различных режимах работы энергоблоков приведены в приложении 2.

Для подэодявдх трубопроводов к ПСБУ принят диаметр 175 мм. Сбросные трубопроводы ПСБУ выбраны с учетом сопротивления пароприемных устройств конденсатора, составляющего 0,73 МПа (7,5 кгс/см^) при расходе пара 375 т/ч с температурой 200°С.

Для трубопроводов к каждому пароприемному устройству принят диаметр 400 мм, для общего сбросного трубопровода - диаметр 600 мм.

Максимальная пропускная способность ПСБУ (с уча расхода воды на охладитель), определенная при давлении, соответствующем уставке срабатывания предохранительных клапанов котла, составляет 466 т/ч. Такой расход не превышает допускаемого ПО ЛМЗ предельного сброса пара в конденсатор. Для дополнительного охлаждения редуцированного пара в пароприемные устройства конденсатора подается конденсат от КЭН-I с суммарным расходом до 60 т/ч.

Вода й охладителю ПСБУ подводится трубопроводом диаметром 100 мм от промежуточной ступени питательного насоса.

Предусмотренная в схеме РОУ 140/25 предназначена для:

-    прогрева системы промперегрева;

-    утилизации избыточного пара, не потребляемого турбиной при пусках и остановах энергоблока, а также пароснабжения собственных нужд при низких нагрузках энергоблока;

-    обеспечения расхолаживания барабана.

Для выполнения указанных функций предусмотрены переключающие задвижки, с помощью которых РОУ может быть подключена либо к паропроводам холодного промперегрева (ППХ), либо к КСН энергоблока, либо к трубопроводу сброса пара в атмосферу. С учетом этого за РОУ устанавливаются предохранительные клапаны. Принята РОУ 1У конструкции ЧЗЭМ пропускной способностью 150 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РОУ равны соответственно диаметрам 175 и 300 мм. Максимальная пропускная способность РОУ 140/25 при давлении срабатывания предохранительных клапанов котла (с учетом воды на охладитель) составляет 197 т/ч, что должно быть учтено при выборе пропускной способности предохранительных клапанов после РОУ. Прочность трубопроводов после РОУ и уставка срабатывания предохранительных клапанов должны быть приняты по рабочему давлению в ППХ.

2.6. Система промежуточного перегрева пара

Паропроводы холодного (ППХ) и горячего (ППГ) промперегрева в типовых схемах предусмотрены двухпоточными соответственно диаметром 400 и 600 мм.

На паропроводах ППХ и ППГ не устанавливаются отключающие задвижки. При гидроопрессовке устанавливаются заглушки во фланцевые разъемы ППХ и закрываются СК ЦСД турбины.

Для прогрева системы промперегрева предусмотрен трубопровод, соединяющий РОУ 140/25 с ППХ, На этом трубопроводе установлена подпорная шайба Ш-3 диаметром 107 мм, позволяющая принять диаметр трубопровода равным 250 мм.

Трубопроводы сброса пара из системы промперегрева при ее прогреве или обеспаривании присоединяются к ППГ непосредственно перед стопорными клапанами ЦСД турбины. Приняты трубопроводы диа метром 250 мм, на которых установлены по две отключающие задвижки и пароохладитель. Сбросные трубопроводы присоединяются к конденсатору.

Предохранительные клапаны системы промперегрева установлены на перемычке ППХ. Фланцевый разъем на ППХ следует устанавливать между перемычкой ППХ и патрубками ЦВД турбины.

Дренажные линии ППХ и ППГ, перепускных труб среднего давления присоединяются к РДВД № 2. Диаметр дренажных линий перепускных труб ЦСД принят из каждой нижней точки равным 20 мм, а из верхних точек каждой пары - 50 мм, из ППГ - 50 мм. Для обогрева фланцев и шпилек ЦСД предусматривается подвод пара линией диаметром 50 мм из перемычки перед регулирующими клапанами ЦСД в среднюю часть обнизки фланцевых соединений. Отвод пара производится из торцов обнизок в конденсатор. На линии подвода пара к фланцевым соединениям устанавливается запорная и регулирующая арматура.

Для подвода пара на передние уплотнения ЦВД м ЦСД при пусках энергоблока из неостывшего и горячего состояний в схеме предусмотрен пусковой коллектор диаметром 100 мм, присоединенный к ППГ каждого энергоблока электростанции. К указанным уплотнениям при пусках из холодного или близкого к нему состояний, а также к остальным уплотнениям при всех пусках пар подводится от КСН или от деаэратора. На первом энергоблоке электростанции в период до появления возможности использования пускового коллектора пар к передним уплотнениям ЦВД и ЦСД подводится от КСН.

2.7. Паропроводы собственных нужд энергоблока

Система паропроводов собственных нужд энергоблока рассчитана на обеспечение паром следующих потребителей: деаэратора; уплотнений турбины; калориферов котла; паромеханических мазутных Форсунок; мазутного хозяйства; паровой обдувки РВП.

Паровые собственные нужды энергоблока в режиме пуска обеспечиваются от пусковой РОУ 140/25 или от РОУ 25/13 соседних энергоблоков, а для первого энергоблока - от пусковой котельной или действующей части электростанции.

В соответствии с другими типовыми схемами предусматриваются две общестанционные магистрали (ОМ) и один НСН. К общестанционной магистрали подводится пар от постороннего источника, и от нее запитываются общестанционные потребители. К КСН присоединяются РОУ 140/25, РОУ 25/13, а от него - блочьые потребители.

При пуске энергоблока питание КСН паром производится от ОМ. Диаметр ОМ должен выбираться при рабочем проектировании с учетом особенностей данной электростанции (суммарное количество энергоблоков, мазутных хозяйств, количество одновременно пускаемых энергоблоков и др.). Диаметр КСН и трубопровода его присоединения к ОМ принимается по расходу пара собственных нужд, потребляемого энергоблоком. Предельным является режим пуска энергоблока после кратковременного простоя, при котором деаэратор потребляет до 25 т/ч пара. Суммарный расход пара на пуск энергоблока составляет 46 т/ч (в том числе до 8 т/ч на уплотнения турбины, 3 т/ч на мазутные форсунки, 10 т/ч на калориферы). С учетом этого диаметр КСН принят 300 мм.

КСН питается паром от ППХ через РОУ 25/13 типа БКЗ-31,5/15 с пропускной способностью 60 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РОУ приняты соответственно 200 и 250 мм. После РОУ (на КСН) установлены предохранительные клапаны, выбранные по ее максимальной пропускной способности при давлении, соответствующем уставке срабатывания предохранительных клапанов на ППХ, с учетом расхода воды на охладитель, подводимой от промежуточной ступени ПЭН.

Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов на РОУ должна составлять 63 т/ч.

Предусмотренный подвод пара от РОУ 140/25 к HDH используется при разгрузке энергоблока, когда пропускная способность РОУ 25/13 значительно снижается. На трубопроводе от РОУ 140/25 к KDH установлена ограничительная шайба Ш-4 диаметром 90 мм, рассчитанная на пропуск 60 т/ч при перепаде давлений от 2,45 до 1,28 МПа.

При давлении уставки срабатывания предохранительных клапанов после Р0У 140/25 пропускная способность Ш-4 составит 74 т/ч, что должно суммироваться с указанной пропускной способностью РОУ 25/13. При установке Ш-4 непосредственно перед присоединением к КСН может быть принят один диаметр трубопровода 200 мм.

При выполнении рабочего проекта паропроводов с.н. должны быть соблюдены следующие технические требования:

должно быть исключено скопление влаги в тупиковых участках паропроводов, а сами эти участки должны быть короткими:

запорная арматура на периодически действующих трубопроводах должна располагаться в непосредственной близости к питающим паропроводам.

2.8. Устройства для регулирования температуры пара при пусках энергоблока

Для защиты пароперегревателя и регулирования температуры свежего пара при пусках энергоблока в схеме предусмотрены пусковые впрыски питательной воды:

-    в -штатные пароохладители первых впрысков (два комплекта, по числу потоков котла)

-    в главные паропроводы (два комплекта, по числу паропроводов).

По результатам испытаний на энергоблоках с котлом ТП-100 для первого пускового впрыска рекомендуется конструкция ВТИ, показанная на рис.З и 4. В качестве пусковых впрысков в главные паропроводы рекомендуется применять распиливающие форсунки и защитные рубашки конструкции ВТИ, апробированные на ряде действующих энергоблоков (рис.5 и 6). При этом распиливающая форсунка также выполняется в соответствии с рис.4.

*При четырех потоках количество пусковых впрысков удваивается с сохранением общего расхода воды.

6)

Рис.З. Водоподающее устройство пускового впрыска, встроенного во впрыск I:

а - общий вид; 6 - схема ввода пускового впрыска;

I - корпус пароохладителя; 2 - защитная рубашка (труба Вентури); 3 - граница горловины трубы Вентури ; 4 - форсунка; 5 - штуцер; б - донышко штуцера; 7 - подающая воду труоа; о - втулка с отверстиями (шесть отверстий диаметром 3 мм)

v v3 По A-A

Рис.4* Форсунка пускового впрыска

Первый пусковой впрыск предназначен для защиты пароперегревателя от недопустимого повышения температуры металла труб при быстрых нагружениях, особенно в случае пуска энергоблока из горячего состояния. Пусковые впрыски в главные паропровода предназначены для регулирования температуры свежего пара перед турбиной. Все пусковые впрыски используются до достижения нагрузки энергоблока 25-30% номинальной (штатные впрыски в этот период не могут быть использованы из-за плохого качества распыла вода при низких расходах пара). При нагрузках энергоблока выше указанной пусковые впрыски в главные паропроводы могут продолжать использоваться как малоинерционное средство подрегулировки температуры пара.

Суммарная пропускная способность каждого комплекта пускового впрыска составляет II т/ч при перепаде давлений 3,9 МПа (40 кгс/см^) (по 5,5 т/ч на каждую распиливающую форсунку).

Приведенные рис.3-6 являются заданием для рабочего проектирования пусковых впрысков эаводом-поставщиком котлов. При отклонении диаметра и толщины стенки паропровода от принятых на рисунках длину корпуса распиливающей форсунки и диаметр защитной рубашки следует скорректировать, исхедя ив необходимости обеспечения:

Ф 377*50
Рис.5. Пусковой впрыск в главный паропровод: а -г общий вид; б” - схема ввод впрыска

РАЗРАБОТАНО ВТИ им.Ф.Э.Дзержинского, ЮжВТИ, Южтех-энерго, ВНИПИэнергопром

СОСТАВИТЕЛИ Б.И.ИМУКПЕР, В.И.ГОМБОЛЕВСЮЙ (ВТЮ,

Ю.Ф.ШЕПШОВ, А.Г.ПРОКОПЕНКО, Б.П.ВАСЮК, А.Г.ПЕПЕПЮК (Южтех-энерго), В.И.ДЛУГОСЕЛЬСЮЙ, Б.М.ДУХОВНАЯ (ВНШИзнергопром)

УТВЕРЖДЕНО Минэнерго СССР 27.05.86

Заместитель председателя НТС Минэнерго СССР Ф.В.САПОЖНИКОВ

Приведено описание пусковых схем, обоснование принятых решений и расчеты элементов схем в пусковых и аварийных режимах. Разработанные типовые схемы предназначены для использования проектными, конструкторскими, наладочными и исследовательскими организациями, заводами-иэготовителями оборудования и электростанциями при проектировании новых энергоблоков, а также могут быть использованы при модернизации действующих энергоблоков.

I. ОБЩИЕ ШШОКЕНИЯ

IЛ. Основные элементы приводимых двух пусковых схем энергоблоков одинаковы, отличающиеся элементы рассмотрены в двух вариантах.

1.2.    В состав обоих типов рассматриваемых энергоблоков могут входить барабанные котлы ТП0С-206, UIE-2I4, ТЛЕ-215, ТЛЕ-216 ПО "фасный котельщик" и БКЗ-670-140 и БКЗ-640-140 ПО "Сибэнерго-мая". В состав теплофикационного энергоблока входит турбина T-I80/2I0-I30 ПО ЛМЗ, конденсационного - K-2I5-I30 ПО ЛМЗ.

1.3.    Пусковые схем* разработаны на основе накопленного опыта эксплуатации и результатов исследований ВТИ энергоблоков

200 МВт с котлами ТП-100, а также результатов испытаний, проведенных предприятиями Союзтехэнерго на различных электростанциях с новыми типами котлов.

1.4.    С учетом ГОСТ 24278-85 разработанные пусковые схеш допускают проведение в течение года не менее 20 пусков и остановов энергоблока.

1.5.    Пусковые схемы допускают удержание энергоблоков в работе при сбросе нагрузки до холостого хода или нагрузки собственных нужд. Однако на теплофикационном энергоблоке, согласно протокола НТС Минэнерго СССР от 27,05.86, * 35, соответствующие системы автоматического управления и блокировок проектируются, но не реализуются до проведения испытаний. При указанных сбросах нагрузки предусматривается останов теплофикационного энергоблока с по еле дупцим пуском из горячего состояния.

1.6.    Учитывая отмывки, происходящие при пусках на скользящих параметрах пара, специальные устройства и схемные решения для промывки проточной части турбины не предусматриваются.

1.7.    При реализации пусковых схем в процессе проектирования следует учесть "Рекомендации по применению схемы и технологии воздушного расхолаживания турбин K-2I0-I30 и Т-180-130 ЛМЗ"

(М.: СПО Союэтехэнерго, 1986).

1.8.    Типовые схемы согласованы с эаводами-изготовителями основного энергетического оборудования (1КЗ, Ю ДМ3), научно-исследовательскими институтами и электростанциями (протоколы НТС Минэнерго СССР от 27.05.86. М 35 и от 3.10.86 f 66).

2. ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ

Основными узлами пусковых схем (рис.1,2, см.вклейку)являются: конденсатный тракт низкого давления; деаэратор и питательный тракт; узел питания котла;

устройства для прогрева и расхолаживания барабана; главные паропроводы и пускосбросные устройства; система промежуточного перегрева пара; паропроводы собственных нужд энергоблока; устройства для регулирования температуры пара*

Результаты расчетов элементов пусковой схемы приведены в приложениях 1-3.

2.1. Конденсатный тракт низкого» давления

2.1.I. Энергоблок с турбиной T-I80/2I0-I30 (см.рис.I)

Для отвода конденсата из конденсатора и подачи его через регенеративную установку в деаэратор установлено два конденсатных насоса KCB-320-I60-2 и один насос КС-125-140. Насос КС-125-140 предназначен для обеспечения работы турбины в пусковой период и в режимах с малыми расходами пара в конденсатор. Минимальное количество пара, поступающего в конденсатор при работе турбины по тепловому графику (с полностью закрытыми уплотненными поворотными диафрагмами), составляет 10-15 т/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме составляет 461 т/ч. Поэтому в зависимости от режима и нагрузки турбины в работе будет находиться один или два конденсатных насоса.

Регенеративный подогрев основного конденсата производится последовательно в охладителе пара концевых уплотнений турбины ПС-50-4 и трех подогревателях низкого давления (ПНД 9 1,2,3).

По данным ПО М3, защита тракта охладителей пара концевых уплотнений и ПНД по водяной стороне от недопустимого повышения давления не требуется.

Для обеспечения надежной работы конденсатных насосов и охладителей пара уплотнений турбины из трубопровода после ПНД № I выполнена линия рециркуляции основного конденсата диаметром 125 мм с подводом его в нижнюй часть конденсатора.

На линии основного конденсата после ПНД 9 I установлен регулирующий клапан уровня в конденсаторе (РУК) с обводным байпасом диаметром 200 мм. Указанный клапан поддерживает заданный уровень в конденсатосборнике конденсатора и обеспечивает необходимый расход по линии рециркуляции (уровень в деаэраторе поддерживается регулирующими клапанами на линиях подпитки энергоблока).

От конденсатных насосов предусмотрена подача конденсата: на уплотнение вакуумной арматуры; на взведение приводов обратных клапанов (КОС); к охлаждающим устройствам расширителей дренажей высокого давления (РДВД).

Из линии основного конденсата предусмотрена подача конденсата на уплотнения КЭН и ПЭН в схему защиты ПВД, к охлаждающим устройствам ЦНД, а также охладителям сброса пара из трубопроводов горячего промперегрева, на захолаживание выхлопных патрубков ЦНД (конденсат после ПНД № 3 в режимах с закрытыми поворотными диафрагмами) .

В линию основного конденсата подается конденсат греющего пара от подогревателей сетевой воды» «ели его качество соответствует требованиям к основному конденсату; при этом конденсат от ПСГ 9 I вводится в тракт после ПНД 9 I, конденсат от ПСГ Л* 2 - после ПНД 9 2.

Предусмотрен^ термозащита трубной системы ПНД № 2 и ПНД 9 3 в виде байпасов диаметром 20 мм задвижек на выходе конденсата из ПНД If 2 и ПНД I 3 с установкой на них запорного вентиля и обратного клапана.

Конденсат греющего пара из ПНД Л» 3 сливается в ПНД * 2, из ПНД 9 2 откачивается одним сливным насосом КС-32-150 в линию основ-

ного конденсата после ПНД № 2. Кроме того, имеется возможность отвода конденсата из ПНД № 3 и ПНД № 2 трубопроводом диаметром 200 мм в конденсатор турбины. При работе турбины с включенными теплофикационными отборами конденсат из ПНД № 2 сливается в кон-денсатосборник ПСГ № 2, а конденсат из ПНД № I - в конденсатосбор ник ПСГ № I. Из конденсатосборника ПСГ № I этот конденсат откачивается конденсатным насосом (при включенном ПСГ N I) или направ ляется через гидрозатвор высотой 15 м в конденсатор турбины (при отключенном ПСГ # I).

Подпитка цикла осуществляется путем подачи эксплуатационного постоянного добавка химически обессоленной воды (ХОВ) в количестве около 3% номинального расхода трубопроводом диаметром 80 мм. Температура ХОВ должна превышать температуру насыщения в конденсаторе не менее чем на 8-Ю°С. Давление ХОВ перед вводом в конденсатор должно составлять 0,4 МПа. Аварийная подпитка ХОВ (около 30% номинального расхода) подается через трубопровод диаметром 150 мм.

Подпитка производится из баков запаса конденсата (БЗЮ, при этом сечение общеетанционных магистралей подпитки, а также подача насосов БЗК рассчитываются по суммарному расходу, включая аварийную подпитку одного из энергоблоков.

Для вывода избытка воды из цикла и промывки тракта ПНД предусматривается сбросной трубопровод диаметром 150 мм из линии за последним ПНД в циркуляционный водовод (ЦВ). В конце этого трубопровода установлена ограничительная шайба Ш-6 диаметром 49 мм, рассчитанная на пропуск 200 т/ч при перепаде давлений от 1,18 до 0,245 МПа.

2.1.2. Энергоблок с турбиной K-2I5-I30 (см.рис.2)

Для отвода конденсата из конденсатора и подачи его через регенеративную систему установлено два конденсатных насоса I ступени (КЭН-I) КСВ-500-85.

В схеме в качестве варианта предусмотрена блочная обессоливающая установка (БОУ), рассчитанная на пропуск 100%-ного расхода конденсата.

Регенеративный подогрев основного конденсата производится в охладителях пара концевых уплотнений ПС-50-4, встроенном в

конденсатор поверхностном ПНД № I, смешивающем ПНД > 2 и поверхностном ГОД № 3. Из ПНД № 2 конденсат откачивается тремя конденсатными насосами второй ступени (КЭН-Ш KCB-320-I60. Конденсат греющегг пара из ПНД .V 3 сливается в ПНД № 2. Опыт эксплуатации энергоблоков 300 МВт со смешивающими ПНД (на 1\армановской ГРЭС и яр. позволил отказаться в тракте ПНД № 3 от отключающих задвижек и от отключаемого байпаса. Такое решение согласовано с ПО ЛМЗ.

Защита всего конденсатного тракта, включая БОУ, от недопустимого повышения давления не требуется. На линии основного конденсата перед ПНД № 2 установлен регулирующий клапан (РУЛ), выполненный по чертежу ЖЗ № 1359668 Сб с нерегулируемом обводным байпасом. На этом байпасе установлена дроссельная шайба Ш-7, рассчитанная на пропуск 2С0 т/ч при перепаде давлений от 0,8 до 0,1 МПа. Диаметр шайбы 30 мм. Указанный клапан поддерживает‘уровень в смешивающем подогревателе* ПНД ¥ 2. В случае отказа РУЛ при снижении уровня в ПНД № 2 до первого предела прг ^усмотрен байпас РУЛ диаметром 150 мм, подводящий воду не^О'^-р^п твенно к. стороне всасывания КЭН-П. В схеме выполнен также гсдвод воды от БЗК к всасывающему коллектору КЭН-П диаметром w. использование которого предусматривается в случае снижения у ь^ь.р ЛИГ # 2 до второго предела. Для предотвращения переполнения водой ПНД № 2 используется безарматурная линия перелива водит из него в конденсатор, оснащенная гидрозатвором.

Пр^т' наличии ж регулируемого байпаса РУН рециркуляция воды осуществляется по линии перелива из ПНД № 2. Вследствие этого в схеме не предусмотрена линия рециркуляции в конденсатор из кон-денсатопрсвода.

На стороне нагнетания КЭН-П установлен регулирующий клапан, поддерживающий уровень в деаэраторе (РУД) ,

Конденсат к охлаждающим устройствам расширителей высокого (РДВД) и низкого давления (РДНД) и охлаждающим устройствам ЦВД подводится в стороны нагнетания КЭН-1. К остальным потребителям конденсат подводится со стороны нагнетания КЭН-П. Прочие элементы схемы, в том ^исле трубопроводы подпитки энергоблока и сбросной трубопровод из линии после ПНД № 3, выполняются в соответствии с п.2.1 Л.

^Уровень в конденсаторе поддерживается регулирующими клапанами на линиях подпитки.

2.2. Деаэратор и питательный тракт

На энергоблок устанавливается один деаэратор ДП-1000 производительностью 1000 т/ч с баком вместимостью 65 м³. Деаэратор с рабочим давлением 0,69 МПа (7 кгс/см^) обеспечивает питание паром уплотнений турбины (при давлении в деаэраторе 0,4-0,69 МПа). В деаэраторе должно быть предусмотрено устройство для приема рециркулирующей воды из системы впрысков.

Источниками пара для питания деаэратора являются коллектор собственных нужд (КСН) и 1У отбор турбины. В деаэраторе используется тепло выпара расширителя непрерывной продувки. Предусматривается работа деаэратора на скользящем давлении.

Для регулирования расхода греющего пара деаэратора на подводе пара установлен один регулирующий клапан (РДЦ) • Максимальный расход пара через РДЦ при пуске после кратковременного простоя (для рис.2 - также при сбросе нагрузки энергоблока) составляет примерно 25 т/ч. Этому условию отвечает шиберный клапан 808-150Э ЧЗЭМ с пропускной способностью 214 т/ч и площадью проходного сечения 60,5 е»г. При предельном давлении в КСН пропуск пара через клапан РДЦ достигает 33,1 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РДЦ приняты соответственно 200 и 400 мм.

На трубопроводе греющего пара после РДЦ устанавливаются предохранительные клапаны (ПК) с пропускной способностью, определенной по максимальному значению одновременно поступающего тепла в деаэратор от всех источников при прекращении расхода воды* Типоразмер и количество ПК выбираются при рабочем проектировании. Предусматривается предупредительная сигнализация с уставкой I#07 PpaS •

Деаэраторный бак снабжен устройством аварийного перелива вода. При возрастании уровня до второго предела открывается задвижка на линии аварийного перелива с подачей сигнала на БЩУ.

С целью обеспечения предпусковой деаэрации предусмотрена перемычка диаметром 150 мм между всасывающими трубопроводами ПЭН и КЭН (на рис.2 - К8Н-П).

Питание котла обеспечивается двумя П8Н типа ПЭ-380-200-3 производства ПО "Насосэнергомаш". Каждый насос имеет одиннадцать ступеней давления.

Питательный насос рекомендуется комплектовать гидромуфтой черпакового типа для обеспечения допустимого перепада давлений питательной воды на регулирующем питательном клапане в регулировочном диаь зоне работы энергоблока. Питательные наеосы данного типа без гидромуфты развивают давление 19,6 МПа при подаче 380 м³/ч.

Для обеспечения надежной работы ПЭН с малыми расходами питательной воды предусмотрена линия рециркуляции в деаэратор диаметром 100 мм с установленным на ней комплектом шайб и электрифицированным вентилем. Управление вентилем - автоматическое по сигналу при изменении расхода воды. Перед вводом линии рециркуляции в деаэратор устанавливается обратный клапан.

Из промежуточной ступени насоса предусматривается отвод питательной воды к охладителям пускосбросного устройства (ПСБУ),

РОУ 140/25, а также служебной РОУ 25/13.

На всасывающих трубопроводах ПЭН предусматривается установка защитных сеток с возможностью их переключения.

Питательная вода к ПВД подводится от ПЭН трубопроводом диаметром 250 мм. Трубопроводом такого же диаметра с последующим разветвлением на два потока вода отводится от ПВД к котлу. Обратный клапан и узел питания котла установлены на общем трубопроводе.

Группа ПВД имеет быстродействующий обвод (два трубопровода д етром 175 мм) и ремонтный обвод диаметром 250 мм с запорной арматурой.

Задвижки на трубопроводах до и после обвода ПВД, и на обводе ПВД должны иметь быстродействие 40-45 с.

Для защиты водяного тракта ПВД от недопустимого повышения давления предусматривается обвод диаметром 20 мм отключающей задвижки ПВД с двумя обратными клапанами и запорным вентилем.

Для защиты корпусов ПВД 9 5 и 6 от недопустимого повышения давления предусмотрена установка на них предохранительных клапанов, поставляемых комплектно с ПВД. Кроме того,ПВД комплектуются регулирующими клапанами уровня конденсата в их корпусах. Схемой предусмотрен каскадный слив конденсата греющего пара из ПВД и отвод этого конденсата в деаэратор или конденсатор.

При скользящем давлении пара в деаэраторе перепад давлений между ПВД и деаэратором достаточен для отвода конденсата греюще-