En la CHPP Novo-Ryazan como parte del programa de reequipamiento técnico y reconstrucción de equipos, se pusieron en funcionamiento nuevas instalaciones energéticas:
Turbina nº 5
En 1993, en la CHPP Novo-Ryazan, la turbina físicamente obsoleta No. 5 del tipo PT 60-130/13 fue reemplazada por una turbina del tipo PT 60/75-130/13 producida por la Planta de Metales de Leningrado. La nueva turbina cuenta con extracción de vapor de producción y calefacción y un diseño de unidad mejorado.
Turbina nº 3
En 1995, la CHPP reemplazó la turbina No. 3 obsoleta y físicamente desgastada del tipo VR-25 por nuevo tipo R-25 producido por la Planta de Metales de Leningrado.
Unidad de caldera nº 11
En abril de 2001 se puso en funcionamiento una nueva caldera nº 11 del tipo BKZ-420 con una capacidad de 420 toneladas de vapor por hora. Los trabajos de construcción e instalación se llevaron a cabo a expensas de fondos propios Central térmica de Novo-Ryazan. Esta es hasta el momento la única caldera estanca al gas de la central térmica con alta eficiencia. Con la instalación de una nueva caldera, la central térmica recibió energía de vapor de repuesto, lo que garantiza la sustitución o reconstrucción de otras unidades de energía.
Unidad de caldera nº 11
Planta alimentadora-desaireadora
En 2002, en la central térmica de Novo-Ryazan se puso en funcionamiento una unidad desaireadora de alimentación con una capacidad de 600 toneladas por hora. Está diseñado para desairear en profundidad el agua inicial purificada químicamente, que se utiliza para alimentar la red de calefacción de la ciudad. La instalación permite la desaireación teniendo en cuenta el caudal máximo de agua de reposición durante el funcionamiento de la red de calefacción y en caso de accidentes en la red de calefacción de la ciudad en el período otoño-invierno.
Pozo de extracción de salmuera
Estación de bombeo de salmuera con pozo para producir salmueras de cloruro de sodio.
En 2002, en la central de cogeneración de Novo-Ryazan se puso en funcionamiento una estación de bombeo de solución de salmuera con un pozo para producir salmueras de cloruro de sodio. Está diseñado para extraer una solución salina y suministrarla a través de tuberías a un taller químico para la regeneración de filtros de intercambio catiónico de Na, que garantizan la preparación de agua tratada químicamente para alimentar la red de calefacción de la ciudad de Riazán. Profundidad del pozo 1300 metros, productividad. bomba de pozo profundo tipo ETsKM-4-3.15-20 es de 4,0 m3/hora.
Batería nº 3
En 2002 se puso en funcionamiento la batería nº. No 3. Se trata de una batería estacionaria del tipo SK-32, montada en el edificio principal de la estación y diseñada para un suministro confiable. corriente continua Circuitos de control de 220 voltios y protección de relés de los equipos principales de la central térmica. La capacidad de la batería es de 1152 amperios/hora. Recargar el estacionario batería ocurre automáticamente.
Unidad de turbina nº 1
En junio de 2002, se puso en funcionamiento una nueva unidad de turbina No. 1 en la central térmica de Novo-Ryazan. La turbina PT-25/30 con una potencia nominal de 25 MW se fabricó en la planta de turbinas de Kaluga y se diseñó para los parámetros de vapor: presión. 90 kg/cm2 y temperatura 5000C. La turbina es capaz de transportar carga máxima 30 MW, dispone de producción y extracción de vapor para calefacción. El generador refrigerado por aire TFP-25 fue fabricado en San Petersburgo en la empresa Elektrosila y está diseñado para una carga eléctrica máxima de 30 MW.
Junto con la unidad de turbina, se reemplazó todo el complejo de equipos auxiliares (sistema de aceite, bombas, alta y baja presión, líneas de vapor).
Además, se reconstruyeron celdas de 6 kV y 0,4 kV, se instalaron nuevas instalaciones de cableado, se reemplazaron protección de relés y automatización, teniendo en cuenta todos requisitos modernos requisitos para estos sistemas.
La nueva unidad de turbina se controla sobre la base sistema automatizado control (sistema de control de procesos). Junto con la turbina número 1 se puso en funcionamiento un nuevo panel de control para las turbinas de la primera etapa de la central térmica, creado sobre la base de un sistema de control automatizado. procesos tecnológicos.
Instalación de nueva unidad de turbina No. 1
Instalación de caldera
En diciembre de 2003 se puso en funcionamiento una nueva planta de calderas con una capacidad de 200 gigacalorías por hora con un sistema de control de procesos automatizado. La instalación de calderas es un complejo de cuatro calentadores de agua de red. energía alta, 3 unidades de bombeo, sistema de control y tuberías. La instalación de calderas tiene un ciclo tecnológico cerrado. El refrigerante se calienta en los calentadores suministrando vapor extraído de las turbinas. El agua de la red se suministra mediante bombas a los calentadores y se calienta con vapor que tiene una presión de 15 atm y una temperatura de 270°C. El objetivo principal de la instalación es aumentar la eficiencia de la producción mediante el aumento de la generación combinada de electricidad, aumentando la confiabilidad del suministro de calor a la ciudad de Riazán mediante un uso más eficiente de la energía térmica de las turbinas de la estación.
Además, la puesta en marcha de la planta de calderas nos permitió continuar el trabajo de reequipamiento técnico de la estación: poner en funcionamiento una nueva turbina de calefacción nº 6. La instalación de calderas reemplaza la energía de las turbinas de calefacción durante el período de su reemplazo.
Instalación de caldera
Aparamenta cerrada de 110 kilovoltios.
Celdas cerradas 110 kV
En julio de 2005, se inició la construcción de dos nuevas celdas del recinto cerrado. aparamenta a 110 kilovoltios, lo que garantiza la transferencia de unos 25 megavatios de energía eléctrica adicional a las necesidades de Ryazan Oil Refining Company. La parte eléctrica de este cuadro es única. Por primera vez en una central térmica la conmutación se realiza mediante interruptores de SF6. Al mismo tiempo, la transmisión de electricidad a Ryazan Oil Refining Company no se realiza a través de líneas aéreas, sino a través de líneas de cable subterráneas instaladas con un voltaje de 110 kilovoltios.
Disyuntores SF6 de celdas adicionales de aparamenta cerrada de 110 kV
Turbina de cogeneración nº 6
En mayo de 2005 se instaló una nueva turbina de vapor de calentamiento nº 6 del tipo T-60/65-130 con una potencia térmica de 100 Gcal/hora y una potencia eléctrica de 60 MW, fabricada en la Planta de Turbinas de los Urales (Ekaterimburgo). en funcionamiento.
En la estación, de abril de 2004 a mayo de 2005, se llevó a cabo el desmantelamiento de la turbina agotada tipo T-50-130, la instalación y puesta en servicio de una nueva turbina de calefacción No. 6 tipo T-60/65-130, que tiene mayores características térmicas y eléctricas. poder, se llevaron a cabo. Esta turbina es una de las dos turbinas de cogeneración de la central CHP, que suministran energía térmica a la ciudad.
Instalación de nueva turbina N°6
Como resultado, la capacidad eléctrica instalada de la estación aumentó en 10 MW, energía térmica aumentado en 8 Gcal/hora.
Nueva turbina nº 6
Los especialistas realizaron diversos trabajos de instalación eléctrica, reconstruyeron las partes eléctricas del equipo e instalaron sistemas automatizados de control de procesos. Control de los modos de funcionamiento de la turbina st. El número 6 se lleva a cabo de forma remota, desde un panel de control fabricado con tecnología de microprocesador. La sustitución de la turbina por una nueva permitió aumentar la fiabilidad y eficiencia del proceso de suministro de calor a la ciudad de Riazán y aumentar la capacidad térmica y eléctrica de la estación.
Nueva instalación de fueloil
En octubre de 2008 se puso en funcionamiento una nueva instalación de fueloil. Se trata de un complejo complejo de equipamiento moderno, que incluye un almacén de fueloil con tres tanques con una capacidad de 30 mil metros cúbicos. contadores, estación de bombeo de fueloil, instalaciones de calefacción de fueloil, estación de bombeo extinción de incendios con espuma, un tanque de fueloil capturado, tanques de condensado, un tanque de drenajes contaminados con aceite, una trampa de aceite, plataformas de arena, unidades de control y redes de servicios públicos.
Nueva instalación de fueloil
Rendimiento del nuevo equipo economía de combustible(el consumo de fuel oil cuando se suministra a las calderas de las centrales térmicas) aumentó 1,4 veces en comparación con el anterior. Se instaló un moderno sistema automatizado de gestión de fueloil basado en tecnología de microprocesadores. El control de los procesos tecnológicos de recepción, almacenamiento y suministro de fueloil a las calderas de la estación está totalmente automatizado. También se proporciona la automatización de la contabilidad de la recepción y el consumo de fueloil.
Panel de control de la nueva instalación de fueloil
Fundamentalmente nuevo es el uso de un moderno complejo técnico en la nueva instalación de fueloil. sistema automático extinción de incendios La instalación de fueloil está equipada con equipos que protegen el medio ambiente de los derrames de fueloil y limpian las aguas residuales de las impurezas del fueloil. La puesta en funcionamiento de la instalación de fueloil aumentó la fiabilidad del sistema de suministro de calor y el nivel de seguridad energética de la ciudad de Riazán.
Instalaciones de bombeo de la nueva instalación de fueloil
Tanque de batería No. 1
En julio de 2011, en la central térmica de Novo-Ryazan, se puso en funcionamiento un nuevo tanque de batería No. 1 para el almacenamiento de respaldo de agua purificada químicamente, que se utiliza para un aumento de reposición de emergencia en caso de situaciones de emergencia (daños). en las carreteras y redes de calefacción de la ciudad de Ryazan.
El volumen del nuevo tanque es de 2.000 metros cúbicos. metros. La puesta en servicio de la instalación nos permitió minimizar los riesgos de un corte de emergencia de agua caliente y calefacción para los consumidores de la ciudad de Riazán. El objetivo de introducir un nuevo depósito de batería es socialmente personaje significativo— se trata de un aumento de la confiabilidad y seguridad energética del sistema de suministro de calor de la ciudad, suministro ininterrumpido de calor y agua caliente a los consumidores.
Nuevo depósito de batería nº1 (2011)
Transformador de potencia st. No. 5T
En noviembre de 2011, un nuevo transformador de potencia Arte. N° 5T. Departamento de despacho regional de Riazán 16/11/2011 a las 11:22 registró la inclusión en el sistema eléctrico de un nuevo transformador CHP tipo TDTsTN-80000/110-U1 estación No. 5T. Así, la implementación se completó con éxito. proyecto de inversión para la instalación de un nuevo transformador de potencia.
Al realizar la reconstrucción del equipamiento eléctrico de la unidad, se utilizarán los más modernos. soluciones tecnicas y dispositivos. Línea de cables de alta tensión instalada de polietileno reticulado, SF6 y vacío disyuntores de alto voltaje. El equipo de la unidad está protegido de manera confiable mediante dispositivos de automatización y protección de relés basados en microprocesadores.
La introducción de un nuevo transformador aumentó significativamente la confiabilidad del suministro de energía para las necesidades propias de la estación, los consumidores de la ciudad de Riazán y grandes empresas Centro industrial del sur: CJSC Ryazan Oil Refining Company (TNK-BP), LLC Guardian Glass Ryazan y otros consumidores industriales. El transformador de 80 MVA es la instalación de red eléctrica más grande puesta en servicio en Región de Riazán en 2011.
Transformador de potencia de nueva estación No. 5T
Instalación de calefacción de agua de red.
En octubre de 2012 se puso en marcha la cogeneración de Novo-Ryazan nueva instalación Calentamiento de agua de red para la ciudad de Ryazan. La inversión total para la ejecución de este proyecto ascendió a más de 100 millones de rublos. Gracias a la puesta en servicio de una nueva instalación, el suministro de energía térmica a la ciudad de Riazán aumentó en 150 gigacalorías por hora, lo que representa el 25 por ciento del volumen total de calor suministrado por hora a los consumidores. esfera social centro regional.
Principales especialistas del taller de turbinas en las condiciones más difíciles continuamente equipo operativo logró encontrar esquema óptimo colocación de una nueva instalación, asegurar el funcionamiento contratistas para su instalación y puesta en marcha. Especialistas del taller de automatización térmica y medición de centrales térmicas en lo antes posible implementó un circuito de control efectivo y un algoritmo de bloqueo de protección para aumentar la confiabilidad y seguridad de la operación del equipo.
La construcción y puesta en servicio de una nueva instalación para calentar el agua de la red en la ciudad de Riazán puede aumentar significativamente la confiabilidad del esquema de suministro de calor del centro regional, no solo mediante la puesta en servicio de capacidades de calefacción adicionales, sino también mediante el uso de nueva tecnología. Durante la construcción de la instalación se utilizaron modernas unidades de bombeo importadas y válvulas de cierre y control de larga duración. La instalación se controla mediante un moderno sistema automatizado de control de procesos, que tiene la función de mantener automáticamente el modo de suministro de calor de la ciudad, y se basa en la tecnología de microprocesadores de la empresa ABB.
Unidad de caldera nº 6
En enero de 2014 se completó la reconstrucción de la unidad de caldera nº 6. Mayor confiabilidad y eficiencia económica conseguido mediante una renovación completa del sistema de gas de la caldera, incluida la instalación de 6 nuevos quemadores de gasóleo de doble flujo en lugar de 18 obsoletos. La depuración y optimización de los modos de funcionamiento de la unidad de caldera tuvo un efecto no solo económico sino también medioambiental. Las emisiones específicas de óxidos de nitrógeno de la caldera a la atmósfera se redujeron en un 10%. La unidad de caldera cumple con los más altos requisitos de seguridad industrial y estándares medioambientales.
Durante el proceso de reconstrucción se puso en funcionamiento un complejo automatizado para el control de las instalaciones de gas de la unidad de caldera, se instaló una red de nuevas tuberías gas-aire y se modernizó una parte importante de la caldera. equipo de energía— intercambiadores de calor, rejillas de combustión.
Turbina nº 4
Como parte del programa de inversiones, a principios de diciembre de 2017, en la CHPP Novo-Ryazan se pusieron en funcionamiento industrial permanente una nueva turbina de calefacción nº 4 del tipo R-30-1.5/0.12 y un turbogenerador modernizado TG-4. . La unidad de turbina pasó con éxito todas las pruebas y se conectó al sistema eléctrico de la región de Riazán y al sistema de suministro de calor del centro regional.
El proyecto de inversión, con un coste total estimado de más de mil millones de rublos, preveía la sustitución de una turbina agotada del tipo R-25-90 por una nueva turbina de calefacción más eficiente del tipo R-30-1,5/0,12, fabricada en la planta de turbinas de Kaluga. La puesta en marcha de la nueva unidad aseguró un aumento de la capacidad térmica de la central térmica en 188,26 Gcal/h con la posibilidad de funcionamiento durante todo el año del equipo en modo de generación combinada de energía térmica y energía eléctrica. El aumento gradual de la potencia térmica de la estación y de la carga conectada mediante la instalación de nuevos equipos de generación está previsto en el "Plan de suministro de calor para el distrito urbano de la ciudad de Riazán hasta 2030", aprobado por el Ministerio de Energía de Rusia. La puesta en servicio de una nueva unidad de turbina permitirá conectar adicionalmente más de 75 centenares de edificios de apartamentos al sistema de calefacción centralizado. edificios residenciales en Riazán.
Durante la reconstrucción de la unidad de turbina se utilizó el 95 por ciento de equipos y componentes rusos, lo que indica una exitosa sustitución de importaciones en la ejecución del proyecto de inversión.
El contratista general del proyecto es JSC Teploenergooborudovanie, Chelyabinsk, en 2016-2017. Se llevó a cabo un complejo de trabajos para desmantelar la turbina obsoleta, sentar las bases e instalar nuevos equipos de turbina. Al mismo tiempo, se modernizó el turbogenerador TG-4 existente del tipo TVS-30 y se interconectó con una nueva turbina. Se llevó a cabo la instalación de tuberías de vapor y agua. equipo de bombeo, implementación de un sistema automatizado de control de procesos tecnológicos de una unidad de turbina, puesta en servicio de una aparamenta de 0,4 kV y un sistema de calefacción para calentar agua TG-4 para el suministro de calor a la ciudad.
La puesta en marcha de la nueva turbina mejorará la calidad de los servicios, la fiabilidad y la eficiencia de la generación de calor y electricidad para los consumidores de Riazán.
El tratamiento del agua es el tema más importante en la ingeniería de energía térmica. El agua es la base para el funcionamiento de dichas empresas, por lo que su calidad y contenido se controlan cuidadosamente. CHP son muy importantes para la vida de la ciudad y sus habitantes; sin ellos es imposible existir durante la estación fría. El funcionamiento de las centrales térmicas depende de la calidad del agua. La ingeniería de energía térmica hoy en día es imposible sin tratamiento de agua. Debido a la paralización del sistema, se produce una avería en el equipo y, como resultado, una mala limpieza, agua de mala calidad, vapor. Esto puede ocurrir debido a una mala purificación y ablandamiento del agua. Incluso si elimina constantemente las incrustaciones, esto no lo protegerá del consumo excesivo de materiales combustibles, la formación y propagación de la corrosión. El único y más solución efectiva Todos los problemas posteriores implican una preparación cuidadosa del agua para su uso. Al diseñar un sistema de tratamiento se debe tener en cuenta la fuente de agua.
Hay dos tipos de carga: térmica y eléctrica. Si hay carga térmica, la carga eléctrica queda subordinada a la primera. Con una carga eléctrica la situación es la contraria; no depende de la segunda y puede funcionar sin su presencia. Hay situaciones en las que se combinan ambos tipos de carga. Durante el tratamiento del agua, este proceso utiliza por completo todo el calor. Se puede concluir que la eficiencia en las plantas de cogeneración es significativamente mayor que en las centrales térmicas. En porcentaje: 80 a 30. Otro punto importante: es casi imposible transferir calor a largas distancias. Es por eso que la central térmica debe construirse cerca o en el territorio de la ciudad que la utilizará.
Desventajas del tratamiento de agua en centrales térmicas
Un aspecto negativo del proceso de tratamiento de agua es la formación de sedimentos insolubles que se forman cuando se calienta el agua. Es muy difícil de eliminar. Mientras se elimina la placa, todo el proceso se detiene, el sistema se desmonta y solo después de eso se puede limpiar adecuadamente. lugares difíciles de alcanzar. ¿Qué daño causa la escala? Interfiere con la conductividad térmica y, en consecuencia, aumentan los costos. Tenga en cuenta que incluso con una pequeña cantidad de tiempo de vuelo, el consumo de combustible aumentará.
Es imposible eliminar las incrustaciones de forma continua, pero hay que hacerlo todos los meses. Si no se hace esto, la capa de incrustaciones aumentará constantemente. En consecuencia, la limpieza de equipos requerirá mucho más tiempo, esfuerzo y costos de materiales. Para no detener todo el proceso y no incurrir en pérdidas, es necesario controlar periódicamente la limpieza del sistema.
Señales de necesidad de limpieza:
- los sensores funcionarán para proteger el sistema del sobrecalentamiento;
- los intercambiadores de calor y las calderas están bloqueados;
- Se producen situaciones explosivas y fístulas.
Todas estas son consecuencias negativas de una incrustación que no se elimina a tiempo, lo que provocará averías y pérdidas. En poco tiempo puedes perder equipos que cuestan mucho dinero. La desincrustación provoca el deterioro de la calidad de la superficie. El tratamiento del agua no elimina las incrustaciones., solo tú puedes hacer esto usando equipo especial. En superficies dañadas y deformadas, en el futuro se forman incrustaciones más rápidamente y también aparece una capa corrosiva.
Tratamiento de agua en minicentrales térmicas
Preparación agua potable Incluye muchos procesos. Antes de iniciar el tratamiento del agua se debe realizar un análisis exhaustivo. composición química. ¿Cómo es él? El análisis químico muestra la cantidad de líquido que se debe limpiar diariamente. Indica aquellas impurezas que deben eliminarse primero. El tratamiento del agua en las minicentrales térmicas no se puede realizar en en su totalidad sin tal procedimiento. La dureza del agua es un indicador importante que debe determinarse. Muchos problemas del estado del agua están asociados a su dureza y a la presencia de depósitos de hierro, sales y silicio.
Un gran problema al que se enfrenta toda central térmica es la presencia de impurezas en el agua. Estos incluyen sales de potasio y magnesio, hierro.
La principal tarea de la central térmica es proporcionar instalaciones residenciales. asentamiento Agua caliente y calefacción. La preparación de agua en estas empresas implica el uso de ablandadores y sistemas de filtrado adicionales. Cada etapa de la purificación implica hacer pasar el agua a través de filtros; sin ellos, el proceso es imposible.
Etapas de tratamiento de agua:
- La primera etapa es la clarificación. En primer lugar, se aclara el agua, ya que entra muy sucia al sistema mini-CHP. En esta etapa, los tanques de sedimentación y filtros mecánicos. El principio de funcionamiento de los tanques de sedimentación es que las impurezas sólidas caen hacia abajo. Los filtros constan de rejillas de acero inoxidable y tienen diferentes tamaños. Primero se atrapan las impurezas grandes y luego las rejillas de tamaño mediano. Las impurezas más pequeñas son atrapadas al final. También es importante el uso de coagulantes y floculantes, con la ayuda de los cuales se destruyen varios tipos de bacterias. Al enjuagarlos con agua limpia, estos filtros pueden estar listos para el próximo uso.
- La segunda etapa es la desinfección y desinfección del agua. En esta etapa, se utiliza una lámpara ultravioleta para garantizar la irradiación completa de todo el volumen de agua. Gracias a la luz ultravioleta, todos los microorganismos patógenos mueren. La segunda etapa también incluye la desinfección, durante la cual se utiliza lejía u ozono inofensivo.
- La tercera etapa es el ablandamiento del agua. Se caracteriza por el uso de sistemas de intercambio iónico y descalcificadores electromagnéticos en el hogar. Cada uno tiene sus propias ventajas y desventajas. La sedimentación de reactivos es popular, cuya desventaja es la formación de depósitos. Estas impurezas insolubles son muy difíciles de eliminar posteriormente.
- La cuarta etapa es la desalinización del agua. En esta etapa se utilizan filtros aniónicos: descarbonizadores, electrodiadizadores, ósmosis inversa y nanofiltración. El proceso de desalación es posible mediante cualquiera de los métodos estándar anteriores.
- La quinta etapa es la desaireación. Este es un paso obligatorio que sigue limpieza fina. Los sistemas de limpieza de impurezas de gas son tipo de vacío, así como atmosférico y térmico. Como resultado de la acción de los desaireadores se eliminan los gases disueltos.
Quizás estos sean todos los procesos más importantes y necesarios que se llevan a cabo para el agua de reposición. Seguido por procesos generales para preparar el sistema y sus componentes individuales. Después de todo lo anterior, se procede a la purga de la caldera, durante la cual se utilizan los filtros de lavado. Al final del tratamiento del agua de la mini-CHP, se incluye el lavado con vapor. Durante este proceso se utilizan reactivos químicos para desalinizar el agua. Son bastante diversos.
En Europa, el tratamiento del agua en mini plantas de cogeneración ha resultado muy amplia aplicación. Gracias a la implementación de alta calidad de este proceso, el coeficiente aumenta. acción útil. Para obtener el mejor efecto, es necesario combinar métodos de limpieza tradicionales y probados con otros nuevos y modernos. Sólo así se podrán lograr altos resultados y un tratamiento de agua de alta calidad del sistema. Con un uso adecuado y una mejora constante, el sistema mini-CHP funcionará durante mucho tiempo y de manera eficiente y, lo más importante, sin interrupciones ni averías. Sin cambio de elementos y sin reparaciones, la vida útil es de treinta a cincuenta años.
Sistemas de tratamiento de agua para centrales térmicas.
Un poco más información importante, que me gustaría transmitir al lector sobre el sistema de tratamiento de agua en las centrales térmicas y sus plantas de tratamiento de agua. Este proceso utiliza diferentes tipos filtros, es importante elegirlo responsablemente y utilizar el adecuado. A menudo se utilizan varios filtros diferentes conectados en serie. Esto se hace para que las etapas de ablandar el agua y eliminar las sales transcurran bien y de manera efectiva. El uso de una unidad de intercambio iónico se realiza con mayor frecuencia para purificar agua con alta dureza. Visualmente parece un tanque cilíndrico alto y se utiliza a menudo en la industria. Este filtro incluye otro, pero más pequeño, llamado tanque de regeneración. Dado que el funcionamiento de una central térmica es continuo, la instalación con mecanismo de intercambio iónico es multietapa e incluye hasta cuatro filtros diferentes. El sistema está equipado con un controlador y una unidad de control. Cualquier filtro utilizado está equipado con un tanque de regeneración personal.
La tarea del controlador es controlar la cantidad de agua que pasa por el sistema. También monitorea el volumen de agua purificada por cada filtro, registra el período de limpieza, el volumen de trabajo y su velocidad durante un tiempo determinado. El controlador transmite la señal a través de la instalación. El agua con alta dureza pasa a otros filtros, y el cartucho usado se restituye para su uso posterior. Este último se retira y se transfiere al tanque de regeneración.
Esquema de tratamiento de agua en la central térmica.
La base del cartucho de intercambio iónico es la resina. Está enriquecido con sodio suave. Cuando el agua entra en contacto con la resina enriquecida en sodio se producen transformaciones y transformaciones. El sodio se reemplaza por sales duras y fuertes. Con el tiempo, el cartucho se llena de sales y así es como se produce el proceso de restauración. Se traslada a un tanque de recuperación donde se ubican las sales. La solución que contiene sal está muy saturada (≈ 10%). Es gracias a este alto contenido en sal que se elimina la dureza del elemento extraíble. Después del proceso de enjuague, el cartucho se llena nuevamente con sodio y está listo para su uso. Los residuos con un alto contenido de sal se vuelven a depurar y sólo entonces se pueden eliminar. Ésta es una de las desventajas de este tipo de instalaciones, ya que requiere importantes costes de material. La ventaja es que la velocidad de depuración del agua es mayor que la de otras instalaciones similares.
El ablandamiento del agua requiere una atención especial. Si no prepara el agua de manera eficiente y ahorra dinero, puede perder mucho más y obtener costos que no son proporcionales a los ahorros en el tratamiento del agua.
¿¡Ha surgido la cuestión de la formación previa en la central térmica !? ¿No sabes a quién acudir?
Categoría K: Calentamiento de agua
Salas de calderas
se llaman calderas intercambiadores de calor, en el que el agua es calentada por otros refrigerante - agua con más temperatura alta en comparación con el calentado o el vapor. De acuerdo con esto, las calderas se dividen en agua-agua y vapor-agua. Dependiendo del diseño, las calderas de vapor-agua se dividen a su vez en de alta potencia y de alta velocidad.
Las unidades de caldera se utilizan para calentar agua en sistemas de suministro de agua caliente hasta una temperatura de +65 °C y para calentar el agua que circula en sistemas de calentamiento de agua hasta una temperatura de +95 °C.
Las calderas de capacidad se utilizan en pequeños sistemas de suministro de agua caliente con un consumo desigual de agua caliente. Las calderas de alta velocidad se pueden utilizar en todos los demás casos, incluso durante los períodos pico, y luego, en caso de consumo de agua desigual, tanques de almacenamiento que se acumulan. agua caliente con bajo consumo de agua y liberando agua con un consumo superior a la capacidad de diseño de la instalación de caldera. Los esquemas en los que se utilizan las instalaciones de calderas se dan en las secciones correspondientes del libro.
Las calderas capacitivas tienen poco resistencia hidráulica a lo largo del flujo de agua caliente, para que puedan funcionar bajo la presión del suministro de agua de la ciudad conectado al fondo de la vivienda. En las calderas de alta velocidad, que tienen una importante resistencia hidráulica, el movimiento del agua calentada se realiza mediante el funcionamiento de bombas centrífugas.
Dependiendo de la capacidad de calefacción requerida, generalmente se instalan varias calderas que funcionan en paralelo en una red común. En pequeños sistemas de suministro de agua caliente no esencial se permite la instalación de una caldera. en sistemas calefacción central Se instalan tres calderas: dos de trabajo y una de reserva.
Se proporcionan todas las calderas. dispositivos de bloqueo, permitiéndole apagarlos tanto para la calefacción como para el refrigerante calentado. Para protegerse contra la destrucción por agua o presión de vapor, las calderas están equipadas con válvulas de seguridad instaladas directamente en su cuerpo o en la tubería de agua caliente entre el cuerpo y la válvula. El funcionamiento de las calderas se controla mediante termómetros y manómetros instalados en ellas.
En las calderas de vapor-agua de alta velocidad, el vapor se suministra desde arriba al espacio anular y el condensado se descarga a través del accesorio inferior. En calderas de gran capacidad, el vapor se suministra al accesorio superior del serpentín y el condensado se descarga a través del accesorio inferior. En cada caldera se instala un drenaje de condensado que garantiza la completa condensación del vapor en la caldera. En los casos en que el condensado fluye por gravedad hacia la caldera, no se instala una trampa de vapor.
El condensado después de los grifos generalmente ingresa a una tubería de condensado común, tendida con pendiente hacia el tanque de condensado, donde fluye por gravedad. Sin embargo, es posible operar trampas de vapor con contrapresión. En este caso, el drenaje de condensado se selecciona dependiendo de la cantidad de contrapresión, es decir, la altura de la columna de agua a la que debe subir después. Normalmente, esta altura no debe exceder el 40% de la presión en la tubería frente al dispositivo que tiene instalada una trampa de condensado. Este valor se expresa en metros de columna de agua.
Arroz. 1. Instalación de una caldera de agua-agua: a - sobre un soporte; 6 - en el escenario
Después de que una trampa de condensado funcione con contrapresión, se instala una válvula de retención para garantizar que el condensado no pueda escapar de la línea de condensado a través de la trampa de condensado, incluso si la presión en ella disminuye.
En las calderas de agua-agua, el agua de calefacción, cuando se instala en sistemas de calefacción, pasa a través de tuberías y, en los sistemas de suministro de agua caliente, en el espacio entre tuberías.
Tuberías generales para un grupo de calderas, se colocan de acuerdo con las mismas reglas que para las instalaciones de calderas, es decir, también se toman medidas para eliminar el aire* observando las pendientes de las tuberías de vapor y condensado, drenando el agua y llenando el sistema, instalando trampas de lodo, aislamiento, etc.
Las calderas se pueden instalar sobre soportes y varios tipos soportes (Fig. 1). Debe haber un espacio entre ellos necesario para la instalación y producción. trabajos de aislamiento. Cuando se instalan calderas en grupo, se colocan por parejas, proporcionando un paso de al menos 700 mm entre cada pareja para el trabajo del personal de mantenimiento. Delante de cada caldera deberá quedar un espacio libre que permita realizar reparaciones para retirar el serpentín o tubos de su cuerpo sin necesidad de sacar la caldera de su lugar.
- salas de calderas
23 de marzo de 2013
Una vez, mientras conducíamos hacia la gloriosa ciudad de Cheboksary, desde el este, mi esposa notó dos enormes torres a lo largo de la carretera. "¿Qué es esto?" - preguntó ella. Como no quería en absoluto mostrarle mi ignorancia a mi esposa, indagué un poco en mi memoria y salí victorioso: “Estas son torres de enfriamiento, ¿no lo sabes?” Estaba un poco confundida: “¿Para qué sirven?” "Bueno, parece que hay algo interesante allí". "¿Por qué?" Luego me dio vergüenza porque no sabía cómo salir más adelante.
Esta pregunta puede quedar para siempre en la memoria sin respuesta, pero los milagros suceden. Unos meses después de este incidente, veo una publicación en el feed de mis amigos. z_alexey sobre el reclutamiento de blogueros que quieran visitar el CHPP-2 de Cheboksary, el mismo que vimos desde la carretera. ¡Tienes que cambiar repentinamente todos tus planes; perder esa oportunidad sería imperdonable!
Entonces, ¿qué es CHP?
Este es el corazón de la central eléctrica y donde tiene lugar la mayor parte de la acción. El gas que entra en la caldera se quema, liberando una enorme cantidad de energía. Aquí también se suministra “agua limpia”. Después del calentamiento, se convierte en vapor, más precisamente en vapor sobrecalentado, con una temperatura de salida de 560 grados y una presión de 140 atmósferas. También lo llamaremos “Vapor Limpio”, porque se forma a partir de agua preparada.
Además del vapor, también tenemos escape en la salida. A máxima potencia, las cinco calderas consumen casi 60 metros cúbicos. gas natural por segundo! Para eliminar los productos de combustión, necesita una pipa de "humo" que no sea infantil. Y también hay uno así.
La tubería se puede ver desde casi cualquier zona de la ciudad, dada la altura de 250 metros. Sospecho que este es el edificio más alto de Cheboksary.
Cerca hay una tubería un poco más pequeña. Reserva nuevamente.
Si la central térmica funciona con carbón, es necesaria una limpieza adicional de los gases de escape. Pero en nuestro caso esto no es necesario, ya que se utiliza gas natural como combustible.
En el segundo tramo del taller de calderas-turbinas se encuentran instalaciones que generan electricidad.
En la sala de turbinas de la CHPP-2 de Cheboksary están instalados cuatro, con una potencia total de 460 MW (megavatios). Aquí se suministra el vapor sobrecalentado procedente de la sala de calderas. Se dirige bajo una enorme presión hacia las palas de la turbina, lo que hace que el rotor de treinta toneladas gire a una velocidad de 3.000 rpm.
La instalación consta de dos partes: la propia turbina y un generador que genera electricidad.
Y así es como se ve el rotor de la turbina.
Sensores y manómetros están por todas partes.
Tanto las turbinas como las calderas se pueden detener instantáneamente en caso de emergencia. Para ello existen válvulas especiales que pueden cortar el suministro de vapor o combustible en una fracción de segundo.
Me pregunto si existe algo llamado un paisaje industrial o un retrato industrial. Hay belleza aquí.
Hay un ruido terrible en la habitación y para escuchar al vecino hay que aguzar el oído. Además hace mucho calor. Quiero quitarme el casco y quedarme con la camiseta, pero no puedo. Por razones de seguridad, en la central térmica está prohibida la ropa de manga corta; hay demasiadas tuberías calientes;
La mayor parte del tiempo el taller está vacío; la gente viene aquí una vez cada dos horas, durante sus rondas. Y el funcionamiento de los equipos se controla desde el Panel de Control Principal (Cuadros de Control de Grupo para Calderas y Turbinas).
Esto es lo que parece lugar de trabajo oficial de servicio
Hay cientos de botones alrededor.
Y decenas de sensores.
Algunos son mecánicos, otros son electrónicos.
Esta es nuestra excursión y la gente está trabajando.
En total, después del taller de calderas-turbinas, a la salida tenemos electricidad y vapor que se ha enfriado parcialmente y ha perdido parte de su presión. La electricidad parece ser más fácil. El voltaje de salida de diferentes generadores puede ser de 10 a 18 kV (kilovoltios). Con la ayuda de transformadores de bloque, aumenta a 110 kV y luego la electricidad se puede transmitir a largas distancias mediante líneas eléctricas (líneas eléctricas).
No es rentable dejar a un lado el "vapor limpio" restante. Ya que está formado por " agua limpia", cuya producción es un proceso bastante complejo y costoso, es más conveniente enfriarlo y devolverlo a la caldera. Entonces, en un círculo vicioso. Pero con su ayuda, y con la ayuda de intercambiadores de calor, es posible calentar agua o producir vapor secundario, que puede vender de forma segura a terceros consumidores.
En general, así es como usted y yo llevamos calor y electricidad a nuestros hogares, teniendo el confort y la comodidad habituales.
Oh sí. Pero, ¿por qué se necesitan torres de refrigeración?
Resulta que todo es muy sencillo. Para enfriar el “Vapor Limpio” restante antes de volver a suministrarlo a la caldera, se utilizan los mismos intercambiadores de calor. Se enfría con agua técnica; en la CHPP-2 se toma directamente del Volga. No requiere ninguna preparación especial y además se puede reutilizar. Luego de pasar por el intercambiador de calor, el agua de proceso se calienta y pasa a las torres de enfriamiento. Allí fluye en forma de una fina película o cae en forma de gotas y se enfría mediante el contraflujo de aire creado por los ventiladores. Y en las torres de enfriamiento por eyección, el agua se rocía mediante boquillas especiales. En cualquier caso, el enfriamiento principal se produce por la evaporación de una pequeña parte del agua. El agua enfriada sale de las torres de enfriamiento a través de un canal especial, después del cual, con la ayuda de estación de bombeo enviado para su reutilización.
En una palabra, se necesitan torres de refrigeración para enfriar el agua, que enfría el vapor que funciona en el sistema caldera-turbina.
Todo el trabajo de la central térmica se controla desde el Panel de Control Principal.
Aquí siempre hay un oficial de guardia.
Todos los eventos quedan registrados.
No me des pan, déjame tomar una foto de los botones y sensores...
Eso es casi todo. Finalmente quedan unas cuantas fotos de la estación.
Esta es una tubería vieja que ya no funciona. Lo más probable es que pronto lo derriben.
Hay mucha agitación en la empresa.
Están orgullosos de sus empleados aquí.
Y sus logros.
Parece que no fue en vano...
Queda por agregar que, como en el chiste: "No sé quiénes son estos blogueros, pero su guía turístico es el director de la sucursal en Mari El y Chuvashia de TGC-5 OJSC, holding IES - Dobrov S.V."
Junto al director de la emisora S.D. Stoliarov.
Sin exagerar, son auténticos profesionales en su campo.
Y, por supuesto, muchas gracias a Irina Romanova, representante del servicio de prensa de la empresa, por una visita perfectamente organizada.
RUDA "MINSKENERGO"
CHPP-3 de Minsk
APROBÉ
Ingeniero jefe de MTETs-3
E.O. Vorónov
"____"_____________200___g
I N S T R U C C I Ó N
para el funcionamiento de instalaciones de calderas
Debes conocer las instrucciones:
1. Supervisor de turno de estación
2. Supervisor de turno de taller de turbinas
3. Operador senior del taller de turbinas
4. Operadores de turbinas 5-8
5. Operador de turbina
equipo
Minsk, 2008
CONTENIDO
2. Finalidad de las instalaciones de calderas y características de los equipos.
3. Características del equipamiento de las unidades de calderas nº 5,6.
4. Características de la bomba
5. Características de las calderas de turbinas T-100-130 st.3 7,8
6. Área de servicio y responsabilidades del personal que da servicio a las instalaciones de calderas.
7. Llenado de agua de la red de calefacción y calderas.
8. Preparación de la sala de calderas para la puesta en marcha.
9. Encendido de la caldera principal con vapor.
10. Encendido de la caldera principal de respaldo para funcionamiento secuencial con la caldera en funcionamiento.
11. Encendido de las calderas principales. trabajo paralelo
12. Cambio de una caldera principal a otra
13. Encendido de la caldera de pico
14. Mantenimiento de las instalaciones de calderas durante su funcionamiento
15. Parada de la caldera y bomba de red.
16. Apagar una de las 2 calderas en funcionamiento.
17. Diferencias entre el funcionamiento de las plantas de calderas 7 y 8 de las salas de calderas nº 5-6
20. Casos de emergencia en el funcionamiento de la instalación de calderas.
21. Normas de seguridad y protección contra incendios.
22. Medidas de seguridad al realizar pruebas de presión de tuberías de la red.
23. Actuaciones del personal en caso de incendio.
1. REQUISITOS GENERALES
Para gestionar el trabajo y proporcionar condiciones seguras La operación de los buques, según su finalidad, deberá estar equipada con:
1.1. Válvulas de cierre o cierre y control;
1.2. Dispositivos para medir la presión;
1.3. Dispositivos de seguridad;
1.4. Indicadores de nivel de líquido.
1.1.1. Válvulas de cierre y cierre y control.
Las válvulas de cierre y control deben instalarse en accesorios conectados directamente al recipiente, o en tuberías que alimentan el recipiente y descargan el medio de trabajo del mismo.
1.1.2. Los accesorios deben marcarse de la siguiente manera.
1.1.3. Nombre o marca del fabricante.
1.1.4. Diámetro condicional, mm.
1.1.5. Presión condicional.
1.2.1. Manómetros.
Cada vaso y cavidades independientes con diferentes presiones debe estar equipado con manómetros acción directa.
Los manómetros se instalan en el accesorio del recipiente o en la tubería entre los recipientes y válvulas de cierre.
1.2.1. Los manómetros deben tener una clase de precisión de al menos:
1.2.2. 2,5 – a una presión de funcionamiento del recipiente de hasta 2,5 M7 Pa (25 kgf/cm 2).
1,5 – a una presión de trabajo del recipiente superior a 2,5 MPa (25 kgf/cm 2)
1.2.3. El manómetro debe seleccionarse con una escala tal que el límite para medir la presión de trabajo esté en el segundo tercio de la escala.
1.2.4. La escala del manómetro del recipiente debe tener una línea roja que indique la presión de funcionamiento del recipiente.
1.2.5. El manómetro debe instalarse de manera que sus lecturas sean claramente visibles para el personal operativo.
1.2.6. Diámetro nominal del cuerpo de manómetros instalados en altura:
Hasta 2 m del nivel de la plataforma de observación, debe haber al menos 100 mm detrás de ellos;
A una altura de 2 a 3 m, al menos 160 mm;
No se permite la instalación de manómetros a una altura superior a 3 metros del nivel del sitio.
1.2.7. Se debe instalar una válvula de tres vías o un dispositivo que la reemplace entre el manómetro y los recipientes, permitiendo la verificación periódica del manómetro mediante una válvula de control.
1.2.8. En recipientes estacionarios, si es posible verificar el manómetro de manera oportuna retirándolo del recipiente, instalación válvula de tres vías o no es necesario un dispositivo de reemplazo.
1.2.9. No se permite el uso del manómetro en los casos en que:
No hay sello o sello con marca en la inspección, el período de inspección ha vencido, el vidrio está roto o hay daños que puedan afectar la precisión de sus lecturas.
1.2.10. La revisión de los manómetros con su sellado o marca debe realizarse al menos una vez cada 12 meses. Además, al menos una vez cada 6 meses, se debe realizar una verificación adicional de los manómetros de trabajo con un manómetro de control y registrar los resultados en el registro de verificación de control.
1.3.1. Dispositivos de seguridad contra aumento de presión.
1.3.2. Cada recipiente debe estar equipado con dispositivos de seguridad contra aumentos de presión por encima de la presión permitida.
1.3.3. Se utilizan los siguientes dispositivos de seguridad:
1.3.4. Válvulas de seguridad de resorte
1.3.5. Válvulas de seguridad de palanca.
1.3.6. dispositivos de seguridad de impulsos (IPU) compuestos por una válvula principal (GV) y una válvula de control de impulsos de acción directa (IPC), otros dispositivos, cuyo uso se acuerda con las autoridades de Supervisión Técnica.
1.3.7. El diseño de la válvula de resorte debe incluir dispositivos para verificar el correcto funcionamiento de la válvula en funcionamiento.
Instalación permitida válvula de seguridad sin dispositivo de apertura forzada, si esta última no es deseable en las condiciones del proceso tecnológico.
En este caso, el funcionamiento de la válvula debe comprobarse en un banco.
La frecuencia de esta verificación la establece el ingeniero jefe de la empresa, en función de garantizar la confiabilidad del funcionamiento de la válvula entre sus inspecciones.
1.3.8. Si la presión de funcionamiento del recipiente es igual o mayor que la presión de la fuente de suministro y se excluye la posibilidad de un aumento de presión debido a una reacción química o calentamiento en el recipiente, entonces no es necesario instalar una válvula de seguridad.
1.4.1. Indicadores de nivel.
Si es necesario controlar el nivel de líquido en recipientes con interfaz entre medios, se deben utilizar indicadores de nivel.
1.4.2. Los niveles superior e inferior permitidos deben estar marcados en cada indicador de nivel de líquido.
1.4.3. Los indicadores de nivel deben estar equipados con accesorios (grifos y válvulas) para desconectarlos del recipiente y purgarlos con la descarga del medio de trabajo a un lugar seguro.
1.4.4. Cuando se utilizan en indicadores de nivel como elemento transparente de vidrio o mica, debe existir un dispositivo de protección para proteger al personal de lesiones en caso de rotura.
1.5.1. Plazos de examen.
Cada recipiente debe tener una plantilla que indique el número de serie, la presión permitida de registro y el momento de la próxima inspección.
1.5.2. Frecuencia de las inspecciones técnicas de embarcaciones en operación y no sujetas a registro ante la Autoridad de Supervisión Técnica.
Inspección externa e interna después de 4 años;
prueba hidraulica presión de prueba después de 8 años.
1.5.3. Frecuencia de las inspecciones técnicas de las embarcaciones registradas ante la Autoridad de Supervisión Técnica.
Responsable de la supervisión, inspección externa e interna cada 2 años.
Un experto de la Autoridad de Supervisión Técnica realiza inspecciones externas e internas cada 4 años.
Un experto de la Autoridad de Supervisión Técnica realiza inspecciones externas e internas cada 4 años.
Prueba de presión hidráulica cada 8 años.
1.5.4. Se deberá realizar una inspección extraordinaria de las embarcaciones en operación en los siguientes casos:
Si la embarcación no ha sido utilizada por más de 12 meses, antes de ponerla en funcionamiento;
Si la embarcación ha sido desmantelada e instalada en un nuevo lugar;
Si se han enderezado protuberancias o abolladuras, así como si el recipiente ha sido reconstruido o reparado mediante soldadura o soldadura de elementos de presión;
Antes de aplicar una capa protectora a las paredes del recipiente;
Después de un accidente de recipiente o elementos trabajando a presión, si es por volumen trabajos de restauración se requiere tal examen.
1.6.1. parada de emergencia vasos.
El buque debe ser se detuvo inmediatamente en los casos:
- si la presión en el recipiente ha aumentado por encima del nivel permitido y no disminuye, a pesar de las medidas tomadas por el personal;
- al detectar un mal funcionamiento de los dispositivos de seguridad contra el aumento de presión;
Si se detectan fugas, abultamientos o rotura de empaquetaduras en el recipiente y sus elementos operando bajo presión;
- si el manómetro está defectuoso;
- cuando el nivel del líquido desciende por debajo del nivel permitido en recipientes calentados por fuego;
- cuando fallan los indicadores de nivel de líquido;
- en caso de mal funcionamiento de los dispositivos de enclavamiento de seguridad;
- en caso de incendio que amenace directamente un recipiente bajo presión.
2. FINALIDAD DE LAS CALDERAS
Y CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO
2.1. Las unidades de caldera instaladas en centrales térmicas se utilizan para calentar el agua de la red que se utiliza para calentar fábricas y edificios residenciales.
2.2. El agua de la red de la central térmica se suministra a través de las redes de calefacción nº 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 55, 36.
2.3.2.3. Cada turbina de una central térmica tiene su propia instalación de caldera. La instalación de calderas consta de tres calderas: dos principales y una de punta para TG-5-6 y una caldera horizontal y dos verticales para TG-7.8.
2.4. Las unidades de caldera TG-5-6 tienen dos bombas de red y dos bombas de condensado, y TG-7.8 tienen dos bombas de red de refuerzo (PSN), dos bombas de red y tres bombas de condensado.
2.5. La caldera consta de una carcasa en cuyo interior se coloca un sistema de tuberías. El cuerpo de la caldera termina en la parte superior con una brida a la que se fija el sistema de tuberías, y en la parte inferior con un fondo estampado soldado que sirve como recolector de condensado. Sistema de tuberías Consta de un haz de tubos rectos de latón abocardados en los tableros superior e inferior, conectados por un marco. Las cámaras de agua están adyacentes a las placas de tubos. El agua caliente circula dentro de los tubos, realizando 2 carreras en OB-5,6A,B; PB-5.6 y 4º movimientos en VB-7.8. El vapor caliente ingresa al cuerpo de la caldera y lava los tubos desde el exterior. El condensado del vapor de calefacción fluye hacia la parte inferior de la carcasa, desde donde sale continuamente. La cantidad nominal de agua de la red que pasa por las calderas n.° 5.6 es de 2.400 m3/hora, y por las calderas n.° 7.8, de 5.000 m3/hora.
2.6. Las calderas de pico se calientan con vapor de 0,8-1,3 MPa procedente de los escapes de producción de las turbinas PT-60-130, de ROU 14/1.3 No. 1 o de BROU 14,0/1,6-1,0 MPa.
2.7. Las calderas principales se calientan con vapor de 0,12 a 0,25 MPa procedente de las turbinas de calefacción urbana. Además, las calderas principales de las instalaciones de calderas 5 y 6 pueden recibir vapor desde el arrancador ROU 14/0,12-0,25 MPa de las calderas de la línea 14 MPa y desde los expansores del calentador de caldera.
2.8. Las calderas de pico de todos los grupos de calderas están conectadas para agua en serie con las calderas principales, y las calderas principales de las salas de calderas nº 5 y 6 se pueden conectar tanto en serie como en paralelo. Las calderas verticales 7.8 están conectadas al agua solo en paralelo.
2.9. Normalmente, las calderas principales están en funcionamiento y cuando baja la temperatura del aire exterior, si es necesario, se encienden las calderas para mantener la temperatura del agua de la red según el programa de temperaturas. Si las calderas de pico no son suficientes para calentar el agua de la red, se ponen en funcionamiento adicionalmente calderas de pico y calderas de agua caliente.
La reposición constante de la red de calefacción a lo largo de la tubería de calefacción número 2 se realiza con productos químicos. agua purificada en el punto de reposición de la planta MTZ.
2.10. Las redes de calefacción No. 1,3-36, 55 se alimentan desde los desaireadores 7,8,10 con agua purificada químicamente preparada en la planta de tratamiento químico de agua para formar la red de calefacción en la central térmica.
En casos de emergencia se utiliza la reserva para alimentar la red de calefacción de las líneas 1.3-8.36.55:
a) agua de reposición de los tanques de almacenamiento para la reposición de emergencia de la red de calefacción;
b) agua circulante desde la tubería de drenaje de la mitad delantera del condensador TG-6 y desde la tubería de presión del sistema de circulación de la cola de 14 MPa, puentes entre TG-6 y TG-7 a través de la válvula 21c TG-7.
Nota: las acciones del personal al utilizar agua de reposición de los tanques de almacenamiento; las descripciones de la automatización y el diagrama se encuentran en las instrucciones de funcionamiento separadas para los tanques de almacenamiento de agua de reposición.
3. ÁREA DE SERVICIO Y RESPONSABILIDADES DEL PERSONAL,
PERSONAL DE SERVICIO DE INSTALACIÓN DE CALDERAS
3.1. Las instalaciones de calderas son atendidas por operadores de turbinas, operadores de operadores de equipos de turbinas y operadores de operadores de equipos de turbinas. equipo auxiliar de acuerdo con la posición y distribución del equipo detrás del personal operativo.
El personal de mantenimiento de las instalaciones de calderas deberá realizar recorridos por los equipos al menos una vez por hora o con dicha frecuencia.
3.2. El área de mantenimiento de la instalación de calderas incluye:
a) una caldera con todas las tuberías de agua de la red, líneas de condensado y accesorios dentro de esta instalación de caldera;
b) bombas de refuerzo y de red;
c) bombas de condensados de la instalación de calderas;
d) automatización e instrumentación;
e) bombas de reposición con tuberías para alimentar redes de calefacción y tanques de reserva;
f) un sistema de aceite para la lubricación forzada de cojinetes de bombas de red con bombas de aceite en las unidades de caldera No. 7,8;
g) esquema de enfriamiento y sellado de sellos prensaestopas de bombas de red y condensados.
h) esquema de enfriamiento de cojinetes de red y bombas de condensados.
3.3. El personal que dé servicio a las instalaciones de calderas debe conocer:
a) diseño, principio de funcionamiento, características y reglas de funcionamiento de las calderas;
b) diseño, características y reglas de operación de la red y bombas de condensado;
c) el procedimiento de arranque, parada y mantenimiento de las bombas de red y de condensado;
d) procedimiento de mantenimiento de motores de red y bombas de condensado;
e) circuito de bloqueo de bombas de condensado de unidades de caldera;
f) el procedimiento para abrir el agua y un par de calderas principal y pico;
g) esquema y procedimiento de encendido de calderas horizontales en TG-7.8;
h) procedimiento de apagado de las calderas principales y de pico de vapor y agua;
i) el esquema de suministro de vapor a las calderas principales de las instalaciones de calderas 5 y 6 durante el encendido y apagado de las calderas en la línea de 14MPa;
A) opciones posibles conmutación en el circuito de instalaciones de calderas;
k) esquema y ubicación de tuberías para agua de red y condensado de unidades de calderas;
l) esquema y ubicación de tuberías de vapor para calentar vapor de calderas;
m) esquema de tuberías de drenaje para agua de red y condensado de unidades de caldera;
o) normas de seguridad y protección contra incendios en el mantenimiento de instalaciones de calderas.
3.4. La temperatura del agua de la red a la salida de las calderas es regulada por los operadores de turbinas y de línea de acuerdo con un cronograma determinado.
3.5. El personal de mantenimiento de las instalaciones de calderas es responsable de:
a) de forma ininterrumpida y operación confiable equipo reparado;
b) para la corrección de las acciones durante el encendido del equipo y la conmutación en el circuito
c) por la presencia y seguridad de los instrumentos de control y medición;
d) por no identificar oportunamente defectos en el funcionamiento de las instalaciones de calderas reparadas;
e) por la adopción inoportuna de medidas para prevenir fallas del equipo y la eliminación inoportuna de una condición de emergencia.
3.6. Dado que todas las instalaciones de calderas funcionan en paralelo utilizando agua de la red, el personal que da servicio a las instalaciones de calderas debe coordinar todas sus acciones de encendido y apagado de las bombas de la red con el NSS, el jefe de turno del centro comercial o el operador senior del taller de turbinas en para evitar la interrupción del modo de funcionamiento de las redes de calefacción.
3.7. Al encender la caldera a muy 14 MPa y descargar vapor desde ROU14/0,12-0,25 a las salas de calderas 5.6, todas las acciones de conmutación en el circuito de estas calderas deben coordinarse con los NSKT.
4. LLENADO DE AGUA DE REDES DE CALEFACCIÓN Y CALDERAS
4.1. Las tuberías de la red de ida y vuelta de la tubería principal de calefacción n.° 2 se llenan con agua de instalaciones de reposición especiales en las estaciones de calefacción de MTZ.
4.2. El llenado de las redes de calefacción 1.3-8, 36.55 y las salas de calderas No. 5-8 se realiza con agua químicamente purificada y desaireada de los desaireadores No. 7,8,10 de la red de calefacción.
Las redes de calefacción 1,3 - 8, 36, 55 (instalaciones de calderas de turbinas No. 5-8) se alimentan desde el desaireador de reposición de la red de calefacción No. 7,8,10.
4.3. En las líneas de suministro de calefacción de D-7,8,10 y b/a se instalan reguladores que, mediante puntos de ajuste, se ajustan para mantener la presión de agua requerida en las tuberías de la red de retorno.
4.4. Cuando el nivel en los desaireadores de reposición 7,8,10 disminuya a 120 cm, el operador-inspector de equipos auxiliares del centro comercial y el operador de las turbinas del centro de calefacción central No. 3 deberán informar inmediatamente al inicio. cambio de centro comercial o estación conductor del centro comercial El nivel normal en el desaireador No. 7,8,10 es de 200 cm (el desaireador No. 7,8 recibe servicio completo del operador del equipo auxiliar PT-60, T-100-130 y el desaireador No. 10 recibe servicio del operador). de las turbinas TsTShch No. 3 para mantener los parámetros requeridos y el operador senior del centro comercial durante la puesta en marcha y reparación).
4.5. El llenado de las tuberías directas y de retorno de agua de la red con agua a los sifones instalados en la central térmica se realiza bajo la supervisión del Ministerio de Calefacción.
4.6. El llenado de las instalaciones de calderas y las tuberías de la sala de turbinas con agua de la red lo realiza el personal de servicio que da servicio a las instalaciones de calderas.
4.7. El llenado de tuberías y calderas se realiza mediante línea de retorno agua de la red.
4.8. Antes de llenar las tuberías de la red de las salas de calderas, es necesario cerrar todos los desagües en las tuberías que van a las calderas y en las salas de calderas que se están llenando.
4.9. Abra todas las salidas de aire en las secciones llenas de tuberías hacia calderas, tanques de sumidero, bombas de red y calderas.
4.10. Abra lentamente la válvula del lado de succión de las bombas de la red para llenar la sección de las tuberías de la red hasta la válvula de presión.
Al llenar cualquier tramo, es necesario controlar la presión del agua de la red en la tubería de la red de retorno.
El llenado de la sección se considera completado después de la aparición de un flujo constante de agua desde el respiradero sin presencia de aire, luego, abriendo lentamente el bypass de la válvula de presión o la propia válvula de presión, se suministra agua de la red para llenar las calderas; El funcionamiento de las calderas se realiza bajo control constante por parte del conductor para el cierre oportuno de las válvulas de ventilación cuando aparece agua. La sala de calderas se considera llena si, tras la posterior apertura de las rejillas de ventilación de las calderas, se obtiene un flujo constante de agua sin burbujas de aire.
Nota: durante el llenado, controle todo el sistema de la sala de calderas y, en caso de fugas en tuberías, conexiones de bridas, sellos de prensaestopas, aumento del nivel en las calderas o aparición de agua en la línea de muestreo de condensado de vapor de calefacción, deténgase más. llenar e informar al NSTC o al conductor senior para una mayor detección de defectos.
Después de llenar la sala de calderas desde el lado de la red de retorno, es necesario cerrar las válvulas de presión en las bombas de la red o sus derivaciones. Abriendo el bypass en la válvula de salida de la caldera, se pone la sala de calderas bajo presión desde el agua directa de la red hasta las válvulas de presión de las bombas de la red. Después de aumentar la presión en las calderas a la presión en la tubería de la red directa, abra las válvulas de salida de las calderas y cierre los bypass.
Al llenar las instalaciones de calderas, no permita que los golpes de ariete o la presión en las líneas caigan por debajo de cero.
4.11. Cuando salga agua por las rejillas de ventilación sin burbujas de aire, ciérrelas.
Nota: el llenado del sistema de calefacción de los edificios de cogeneración lo realiza el personal de RSC.
5. PREPARACIÓN DE LA SALA DE CALDERAS PARA LA PUESTA EN MARCHA
5.1. El conductor de la turbina, habiendo recibido instrucciones del supervisor de turno o del conductor superior para poner en marcha la instalación de la caldera, está obligado a dar las instrucciones adecuadas al operador-inspector de los equipos de turbinas o al operador-inspector de los equipos auxiliares.
5.2. Realizar una inspección externa de toda la instalación y asegurarse de que las tuberías y la caldera estén aisladas térmicamente, en cada caldera se coloque un cartel realizado de acuerdo con Norma Técnica en un lugar visible, esté presente y en buen estado de funcionamiento. vallas de seguridad plataformas y escaleras.
5.3. Verifique que todas las marcas de servicio de la sala de calderas estén libres de objetos extraños que puedan interferir con el servicio.
5.4. Las válvulas de suministro de vapor a las calderas deben estar cerradas.
5.5.Verificar la presencia e integridad de la instrumentación.
Cada sala de calderas debe tener los siguientes instrumentos de control y medición: manómetros de acción directa con una clase de precisión de al menos 2,5 y un diámetro de al menos 100 mm, instalados en las tuberías entre la caldera y las válvulas de cierre en la entrada. y salida de agua de la red, que indican en la línea de vapor a la caldera la presión del vapor en el espacio de vapor de las calderas, instrumentos para medir la temperatura en la entrada y salida del agua de la red en las calderas, vapor y condensado del vapor de calefacción, vasos indicadores de agua, la necesidad Los requisitos para equipar las calderas con instrumentos para medir la temperatura del vapor y del condensado los determina el desarrollador del proyecto y el fabricante los indica en el pasaporte del barco.
5.6. Verificar la presencia de manómetros en las bombas de succión y descarga de red y condensados.
Nota: dependiendo de qué calderas se vayan a poner en funcionamiento, es necesario montar en la sala de calderas el correspondiente esquema hidráulico de red.
5.7. Comprobar que los desagües de agua de la red estén cerrados.
5.8. Asegúrate de que la caldera que enciendes esté llena de agua.
5.9. Verificar la corrección del diagrama de agua de la red ensamblado.
5.10. Comprobar el funcionamiento del bloqueo de las bombas de condensados de la caldera. La verificación se realiza antes de encender cada sala de calderas de vapor y en una sala de calderas en funcionamiento al menos una vez al mes según el cronograma aprobado por el operador de la turbina junto con el operador de inspección.
6. PREPARACIÓN PARA LA PUESTA EN MARCHA Y PUESTA EN MARCHA DE LA BOMBA DE RED
6.1. Comprobar que la válvula de aspiración de la bomba de red esté abierta.
6.2. Compruebe que la válvula y el bypass en la descarga de la bomba estén cerrados.
6.3. Comprobar que los cojinetes de la bomba y del motor estén llenos de aceite (mediante los vasos indicadores o la varilla medidora) hasta el nivel medio para las bombas de caldera de red 7.8, los cojinetes están obligados a lubricarse, es decir, Antes de arrancar la bomba de red, se debe encender un MNS de las bombas de red, el segundo debe incluirse en el circuito ATS.
La verificación del circuito ATS de las bombas de aceite para la lubricación de las bombas de red TG-7,8 debe realizarse antes de arrancar la bomba de red y al menos 2 veces al mes por parte del electricista de turno. mecánico del taller TAI junto con el operador-inspector según el cronograma aprobado, cerrando los contactos del ECM. Las pruebas se llevan a cabo en presencia del personal del taller eléctrico.
Las averías detectadas deben corregirse inmediatamente.
6.4. Compruebe que los anillos lubricantes de los cojinetes de la bomba encajen libremente en el eje y giren fácilmente sin atascarse.
6.5. Abra la válvula para suministrar agua de refrigeración a los cojinetes y sellos de la bomba y asegúrese de que fluya el agua.
6.6. Verificar el estado de los sellos de la bomba.
6.7. Retire todos los objetos extraños; la bomba que se está preparando para el arranque debe estar limpia.
6.8. Verifique que el circuito eléctrico del motor esté ensamblado y que el motor esté conectado a tierra. Si la bomba permanece en reposo durante mucho tiempo, mida el aislamiento del motor eléctrico.
6.9. Comprobar que el acoplamiento de la bomba esté protegido por una carcasa.
6.10. Abra la válvula de aire en el cuerpo de la bomba y purgue el aire; después de que aparezca agua, cierre la válvula.
Comprobar el suministro de agua a los motores eléctricos CH-7.8 ab. La presión del agua en la entrada del enfriador de gas no debe ser superior a 0,3 MPa (3 kgf/cm2).
6.11. Arranque la bomba de red.
6.12. Compruebe durante 2-3 minutos que la bomba esté funcionando normalmente.
6.13. Abra lentamente el bypass en la válvula de descarga de la bomba.
6.13a. Las bombas de red para las salas de calderas 7 y 8 se ponen en marcha con el bypass ligeramente abierto.
6.14. Abra la válvula en la descarga de la bomba con un caudal de carga de no más de ≈100 m 3 /min (es decir, con un caudal máximo de la bomba de 1250 m, la bomba debe cargarse en ≈10 minutos) y la intensidad actual en el amperímetro no excede el máximo permitido indicado en la línea roja en la escala.
Al abrir la válvula de descarga de la bomba, es necesario asegurarse de que la presión de succión sea de 0,15 a 0,05 MPa.
6.15. Comprobar que la corriente consumida por el sistema eléctrico motor no supera el valor nominal marcado con una línea roja en la escala del amperímetro.
6.16. Inspeccione todos los cojinetes para asegurarse de que no se sobrecalienten, que los anillos lubricantes giren correctamente y que la unidad funcione normalmente sin atascos ni vibraciones.
6.17. Cierre el bypass en la válvula de descarga de la bomba.
6.18. Después de arrancar la bomba, verifique toda la instalación de la caldera en busca de fugas en las bridas de las válvulas y en las bridas de las tuberías.
6.19. Todas las bombas de la red se ponen en marcha como se describe anteriormente.
Nota: al arrancar la bomba principal, no se permite que funcione durante no más de 5 minutos con la válvula de presión cerrada para evitar la formación de vapor.
7. ENCENDIDO DE LA CALDERA PRINCIPAL POR VAPOR
7.1. Antes de encender la caldera de vapor principal, es necesario:
a) cerrar la válvula de salida de condensados de la caldera y de los desagües;
b) preparar la bomba de condensados de la caldera para el arranque, es decir verificar que los cojinetes de la bomba estén llenos de aceite, se suministre agua para enfriar los cojinetes, la válvula de compuerta en la succión de la bomba esté abierta y la válvula de descarga esté cerrada, el circuito eléctrico esté armado (Verifique la presencia de guardas para el semiacoplamientos y conexión a tierra de la carcasa del motor).
7.2. Abra lentamente la válvula de vapor de la caldera para calentarla lo suficiente como para que la temperatura del agua de la red en la salida sea 3-5°C más alta que en la entrada de la caldera. Calentar durante 30 minutos.
7.3. Se realiza un nuevo aumento de la temperatura del agua de la red a un ritmo de no más de 30° por hora. La temperatura final del agua se establece según el programa de temperatura.
7.4. Cuando aparezca condensación en la caldera, abra la válvula de drenaje si la caldera por mucho tiempo no se involucró en el trabajo. Si el condensado de la caldera es buena calidad, directo a desaireadores. Para hacer esto, es necesario abrir la válvula de condensado de la caldera a la succión de las bombas de condensado de las calderas y abrir la válvula de los desaireadores en la línea de condensado de las calderas. Para las unidades de caldera 5,6,7,8, el condensado de las calderas se suministra a la sección de HDPE de estas turbinas y luego, junto con el condensado principal de las turbinas, va a los desaireadores.
Encienda la bomba de condensado de la caldera y extraiga el condensado con la bomba. Encender el regulador de nivel en las calderas.
7.5. Cierre la válvula en la línea de drenaje de condensado si se ha drenado el condensado.
Nota: Después de abrir la válvula de vapor, es necesario abrir la válvula para aspirar aire del espacio de vapor de las calderas al condensador.
7.6. Mantener el nivel de condensado en la caldera a ¼- 3 / 4 Vidrio indicador de agua.
8. ENCENDIDO DE LA CALDERA PRINCIPAL DE RESERVA
PARA UN TRABAJO CONSISTENTE CON EL OPERADOR (Para TG-6)
8.1. Encienda la caldera con agua, si no estaba encendida, para ello llene la caldera con agua y suelte el aire, abra las válvulas de entrada y salida de agua de la caldera.
Nota: antes de encender el hervidor de agua, comprobar que todos los desagües estén cerrados.
8.2. Abra la válvula seccional divisoria No. 8c TG-6 de la caldera conectada y cierre las válvulas 6c TG-6 y 9c TG-6. A partir de ahora ambas calderas funcionarán de forma secuencial utilizando agua.
8.3. Abra lentamente la válvula de suministro de vapor a la caldera conectada.
8.4. Abra la válvula para liberar aire de la caldera al condensador.
8.5. El condensado de la caldera conectada debe dirigirse al drenaje o a los desaireadores si es de buena calidad. Para hacer esto, abra la válvula en la línea de condensado desde la caldera a las bombas de condensado y cierre la válvula de drenaje.
9. HABILITAR CALDERAS PRINCIPALES PARA FUNCIONAMIENTO EN PARALELO
9.1. Transición del funcionamiento secuencial de dos calderas principales al funcionamiento en paralelo:
a) abrir las válvulas No. 6c TG-6, 9c TG-6 en la salida OB-6b y en la entrada OB-6a y cerrar la válvula 8c TG-6;
Nota: al cambiar a funcionamiento en paralelo, controle la temperatura del agua de la red, sin permitir que baje del horario.
10. TRANSICIÓN AL FUNCIONAMIENTO DE UNA CALDERA PRINCIPAL A OTRA
10.1. Encender lentamente la caldera utilizando el agua de la red, para ello abrir las válvulas de entrada y salida del agua de la red en la caldera a encender.
10.2. Liberar aire de la cámara de agua de la caldera.
10.3. cerrar la válvula además de encender la caldera.
10.4. Dar vapor a la caldera que se está encendiendo y cerrar la válvula de vapor y condensado de la caldera que se está apagando, mientras es necesario monitorear la temperatura del agua de la red, manteniéndola según el cronograma.
10.5. Cerrar la válvula de aspiración de aire de la caldera que se desea apagar.
11. ENCENDIDO DE LA CALDERA DE PICO
11.1. Cuando la temperatura exterior baja y es imposible mantenerla tabla de temperatura las calderas principales encienden la caldera de pico. Antes de encender la caldera de pico, es necesario realizar las operaciones indicadas en los apartados 1 y 2 del apartado 8.
11.2. Abrir la válvula de vapor de la caldera de pico hasta que se establezca la temperatura requerida según el cronograma, mientras que la velocidad de aumento de la temperatura del agua de la red no debe ser superior a 30°h.
11.3. El condensado de la caldera máxima se dirige a las calderas principales en funcionamiento a través de una trampa de condensado.
12. MANTENIMIENTO DE LAS CALDERAS DURANTE EL FUNCIONAMIENTO
Los operadores de turbinas y linieros mientras están de servicio deben:
12.1. mantener la temperatura del agua después de las calderas según el programa de ±2°, así como el modo hidráulico especificado de la red de calefacción.
12.2. Monitorear la presión del vapor en las calderas y el nivel de condensado en las calderas.
12.3. Monitorear la temperatura de calentamiento del agua de la red en cada caldera.
12.4. No permita que la presión del agua en las calderas supere los 1,4 MPa.
12.5. No permitir que la presión del vapor en las calderas principales supere los 0,2 MPa y en las calderas de punta los 1,2 MPa.
12.6. Monitorear la presión de succión de las bombas de red, la cual debe ser de 0,15±0,02 MPa y la presión en las líneas a los consumidores ±5% del valor establecido.
12.7. Monitoree la carga normal de los motores eléctricos de la red y las bombas de condensado mediante lecturas del amperímetro. Si el valor actual es superior al valor nominal, informe al jefe de turno y averigüe la causa de la sobrecarga. La causa de la sobrecarga del motor eléctrico de la bomba de la red puede ser: sobrecarga de la bomba por aumento del caudal de agua de la red, mal funcionamiento de la bomba y mal funcionamiento del propio motor eléctrico.
12.8. Vigilar la lubricación y temperatura de los cojinetes de bombas y motores eléctricos, cuya temperatura máxima no debe ser superior a 80° y no exceder la temperatura ambiente en más de 45°.
12.9. Controle el flujo de agua de refrigeración a los cojinetes y sellos de las bombas.
12.10. Supervisar el funcionamiento normal de los sellos.
12.11. Monitorear el normal funcionamiento de la red y bombas de condensados y motores eléctricos. En caso de cualquier anomalía en el trabajo, informe inmediatamente al supervisor de turno o al conductor superior.
12.12. EN establecer el tiempo llevar un registro de las lecturas de instrumentación en la hoja diaria, y también registrar en la hoja todas las conmutaciones en el funcionamiento del circuito de la sala de calderas.
12.13. Vigilar el estado de los herrajes, la presencia de instrumentación y placas de inspección de calderas.
12.14. Mantener limpia el área de trabajo y todos los equipos de la sala de calderas, tanto en funcionamiento como en espera.
12.15. En caso de cualquier anomalía en el funcionamiento de la instalación de la caldera, notificar inmediatamente al jefe de turno y al mismo tiempo eliminar de forma independiente las anomalías que se presenten.
13. PARADA DE LA CALDERA Y BOMBA DE RED
13.1. Si hay una caldera y una bomba de red en funcionamiento, para detenerlas es necesario:
a) lentamente, reduciendo la temperatura a 30° por hora, cerrar el suministro de vapor a la caldera y cerrar la aspiración de la mezcla vapor-aire del condensador;
b) cerrar la válvula de descarga de la bomba de condensado y detener la bomba de condensado, comprobar si el nivel de condensado en la caldera está aumentando;
c) una hora después de detener el suministro de vapor a la caldera, lentamente, dentro de 10 minutos, cerrar la válvula en la salida de la bomba de la red y luego detener la bomba.
D) cerrar el suministro de agua de refrigeración a las juntas de la bomba y a la refrigeración de los cojinetes.
Nota: al apagar la caldera de vapor, es necesario comprobar que la temperatura del agua de alimentación haya disminuido, es decir. La válvula de vapor está cerrada.
14. DESCONECTAR UNA DE LAS 2 CALDERAS EN FUNCIONAMIENTO
14.1. Si entra condensado a la caldera procedente de la caldera de pico, es necesario traspasar el suministro de este condensado a la caldera que permanece en funcionamiento.
14.2. Reduciendo la temperatura en la caldera en 30°C por hora, cierre la válvula de suministro de vapor a la caldera y simultáneamente mantenga la temperatura del agua configurada con el resto de calderas en funcionamiento.
14.3. Cerrar la válvula de salida de condensados de la caldera.
14.4. Cerrar la válvula de succión de la mezcla vapor-aire al condensador.
15. DIFERENCIAS EN EL FUNCIONAMIENTO DE LA SALA DE CALDERAS
INSTALACIONES 7.8 DESDE SALA DE CALDERAS 5-6
15.1. La peculiaridad del funcionamiento de las unidades de caldera TG-7.8 es la siguiente:
a) las instalaciones de calderas 7.8 están basadas puramente en bloques y forman parte integral del circuito térmico de funcionamiento de las turbinas 7.8;
b) dependiendo del modo de funcionamiento de las turbinas y del programa de temperatura de las instalaciones de calderas, el calentamiento del agua de la red puede ser de una etapa debido al calentamiento en una caldera horizontal, de dos etapas debido al calentamiento del agua de la red secuencialmente en una caldera horizontal y calderas verticales, así como de tres etapas debido al calentamiento del agua de la red secuencialmente en bancos de condensadores incorporados, caldera horizontal y calderas verticales en el caso de que la turbina T-100-130 funcione en modo de vacío deteriorado;
c) con un diafragma de purga en T sellado en turbinas T-100-130, se permite el funcionamiento en vacío deteriorado a una presión en el condensador no superior a 0,08 kgf/cm 2 (absoluta).
15.2. Cuando se utilizan unidades de caldera TG-7, 8 con calentamiento de agua de red en tres etapas, turbina st. No. 8 funciona limpiamente tabla térmica y la carga eléctrica de los generadores en este caso es soportada por el regulador de presión de extracción de calor, la turbina No. 7 puede funcionar en modo de contrapresión con calentamiento en dos etapas del agua de la red a una presión en el condensador no superior
0,08 kgf/cm 2 (diafragma sellado).
15.3. El modo de funcionamiento de las turbinas T-100-130 con calentamiento de agua de red en tres etapas es muy responsable, porque La confiabilidad del funcionamiento de las turbinas en este modo depende del funcionamiento de las instalaciones de calderas de estas turbinas.
La parada de una de las bombas de red de la instalación de caldera provoca que el turbogenerador se descargue al 50%, y al parar dos bombas de red parada de emergencia turbinas.
15.4. La diferencia entre las unidades de caldera 7.8 y las unidades de caldera 5-6 es también que en el circuito de bombas de red de estas salas de calderas tienen bombas de refuerzo (PSN). Las bombas de refuerzo bombean agua de la red a través de una caldera horizontal o secuencialmente a través de bancos de condensadores incorporados y una caldera horizontal, dependiendo del modo de funcionamiento de la turbina y la sala de calderas, que luego ingresa a la succión de las bombas de la red. Este esquema está diseñado para evitar un aumento de la presión del agua de la red en los bancos de condensadores incorporados y en la caldera horizontal por encima de 0,5 MPa. Las bombas de red bombean agua de la red únicamente a través de calderas verticales.
15.5. El condensado del vapor de calefacción de la caldera horizontal se bombea mediante bombas de condensado y se suministra al cortador de HDPE y luego a los desaireadores.