Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

Гла

ва 8

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ КЭС

8.1.

Характерные

тепловые схемы

паровых

турбоустановок

В главном корпусе КЭС располагаются группа паровых котлов, паровые турби-

ны,

генераторы и часть вспомогательного оборудования. Применяются две основ-

ные схемы технологической связи котлов и турбин (рис. 8.1): блочная (блочная

компоновка) и с поперечными связями.

В блочной схеме (рис. 8.1, а) один паровой котел объединяется с одной турбиной с

образованием достаточно автономного энергоблока. На некоторых КЭС принята схе-

ма дубль-блока, в которой в состав энергоблока входят два котла и одна турбина.

В схеме с поперечными связями (рис. 8.1, б) все котлы соединены с одним

общестанционным паропроводом, который принято называть коллектором свежего

пара. Все турбины получают пар из этого коллектора. Полная схема трубопроводов

свежего пара содержит дополнительные переключающие линии для обеспечения

эксплуатационной надежности тепловой схемы.

Для блочной схемы требуется меньше трубопроводов и запорно-регулирующей

арматуры. Но при выводе в ремонт котла или турбины приходится отключать энер-

гоблок в целом. На КЭС с поперечными связями при отключении одного из котлов

в работе могут оставаться все турбины. При этом можно сохранить прежнюю элек-

трическую мощность за счет повышения паровой нагрузки работающих котлов.

Поэтому выбор типа тепловой схемы станции зависит от требований заказчика проекта.

Энергоблок — это комплекс взаимосвязанного технологического оборудования,

на вход которого поступают первичные энергетические ресурсы (топливо, воздух,

вода),

а на выходе получают один или два вида производимой энергии (электриче-

скую и тепловую).

Главный корпус КЭС Главный корпус КЭС

а)

Рис. 8.1. Схемы технологической связи котлов и турбин в главном корпусе КЭС:

а — блочная; б — с поперечными связями; К — котел; Т — турбина

181

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

В состав котельной установки входят котел, тягодутьевые машины, устройства

очистки поверхностей нагрева, оборудование топливоподачи и топливоприготовления

в пределах установки, оборудование шлако- и золоудаления, золоулавливающее, уст-

ройства для предварительного подогрева воздуха, а также трубопроводы, арматура,

устройства контроля и защиты, дымовая труба. Котельная установка с барабанным

котлом содержит оборудование для непрерывной и периодической продувок.

В состав паровой турбоустановки входят турбина, конденсационная установка,

система регенеративного подогрева, трубопроводы пара и воды запорная, регули-

рующая и предохранительная арматура.

В состав энергоблока с прямоточным котлом включается обессоливающая уста-

новка для очистки основного конденсата от растворенных примесей.

Качество свежего пара, поступающего в турбину, контролируется по давлению,

температуре, содержанию Na, электропроводимости и значению рН. Турбины

должны длительно работать при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °С

и влажности до 9 %. Предельная температура охлаждающей воды на входе в кон-

денсатор, как правило, составляет 33 °С.

Технологическое взаимодействие основного оборудования энергоблока характе-

ризует функциональная блок-схема, приведенная на рис. 8.2. В энергоблоке реали-

зуется замкнутый технологический цикл передачи и преобразования тепловой

энергии, носителем которой служат вода и пар. Отработавший в турбине пар кон-

денсируется в конденсаторе. Из конденсатора основной конденсат подается к котлу

через систему регенеративного подогрева.

В технической документации ТЭС комплекс теплоэнергетического оборудова-

ния принято представлять в графическом виде в форме тепловой схемы. Схема

называется тепловой, потому что изображается только теплоэнергетическое обору-

дование и не показываются электротехническое оборудование, устройства гидрав-

лической и электронной систем авторегулирования и др. Создаются три вида теп-

ловых схем: принципиальная, функционально-групповые (оперативные) и полная

(развернутая).

В свою очередь, каждый вид тепловой схемы может моделировать или энерго-

блок, или теплоэнергетическое оборудование электростанции в целом. На принци-

пиальной схеме допускается не показывать все однотипные аппараты и агрегаты.

Топливо

Воздух

КУ

дымовую

—*-

трубу

Питательная

вода

ТУ

СРП

Кн

ТФУ

Электро-

энергия

Тепловая

энергия

Добавочная

вода

Охлаждающая

вода

Рис. 8.2.

Функциональный

блок-схема энергоблока

КЭС:

КУ—

котельная

установка;

ТУ—

турбинная

установка;

Кн —

конденсатор

турбины;

СРП —

система

регенеративного

подогрева;

Г —

генератор;

ТФУ —

теплофикационная установка

182

8.1.

Характерные

тепловые

схемы паровых турбоустановок

Например, если группа

ПВД

состоит

из

двух параллельных ниток

по три

аппарата

в каждой (всего шесть аппаратов),

то на

принципиальной схеме показывается только

одна нитка

тремя аппаратами.

Две

линии тракта промежуточного перегрева

на схеме изображаются одной линией.

На

функционально-групповой тепловой схе-

ме отображаются аппараты одного функционального назначения

линии связи

ме-

жду ними

арматурой. Например, выполняются отдельная тепловая схема системы

регенеративного подогрева, отдельная схема системы, обеспечивающей функциони-

рование концевых уплотнений цилиндров турбины,

и др. На

полной тепловой схеме

отображаются

все

теплообменные аппараты, трубопроводы, тепломеханическое обо-

рудование, запорно-регулирующая

предохранительная арматура,

также вспомога-

тельные устройства (гидрозатворы, дренажные воронки, воздушники

и др.).

Термин «тепловая схема» применяется

не

только

графической модели энерго-

блока

(к

документу, чертежу),

но и к

реальному техническому комплексу оборудо-

вания. Поэтому тепловая схема включает

себя определенный состав оборудования

и имеет определенную структуру трубопроводных связей аппаратов

ТЭС.

Турбоустановка

турбиной К-800-23,5-5

ЛМЗ. На рис. 8.3

приведена принци-

пиальная тепловая схема турбоустановки

турбиной К-800-23,5-5

ЛМЗ.

Паровая

турбина состоит

из ЦВД, ЦСД и

трех

ЦНД.

Внутри основного корпуса

ЦВД

имеет-

ся отдельный внутренний цилиндр. Выходящий

из

внутреннего цилиндра

пар по-

ворачивается

на 180° и

поступает

группу ступеней основного цилиндра.

Из вы-

хлопа

ЦВД пар

направляется

котел

ПК и

средний

ПВД П-6.

Вторичный (проме-

жуточный) перегрев пара

(до 545 °С)

происходит

промежуточном пароперегрева-

теле котла. После промежуточного перегрева

пар с

температурой

540 °С

поступает

к стопорным клапанам

ЦСД,

затем направляется

ступеням

ЦСД.

После

ЦСД пар

по перепускным (ресиверным) трубам попадает

в три ЦНД.

Конструкция каждого

ЦНЦ двухпоточная.

Первый

второй регенеративные отборы выполнены

в ЦВД

после

9-й и 12-й

ступеней. После

15-й

ступени турбины имеется третий регенеративный отбор

на нижний подогреватель высокого давления

77-5 и на две

приводные турбины

питательных насосов 7777/. Температура пара

этом отборе выше,

чем в

предыду-

щем. Линия четвертого регенеративного отбора (после

17-й и 26-й

ступеней)

соединена

деаэратором

Д. На

этой линии установлены обратный клапан типа

КОСМ

дроссельный клапан, управляемый электронным регулятором,

для

под-

держания

деаэраторе давления

0,69 МПа (при

сниженных нагрузках возможна

работа деаэратора

на

скользящем давлении).

При

необходимости

этому отбору

подключается пиковый сетевой подогреватель 77С77.

Подогреватель низкого давления

П-4

типа ПН-1900-32-7-1нж соединен

пятым

отбором

(за 19-й и 28-й

ступенями).

шестому отбору подключены

ПНД

77-5 типа

ПН-1900-3 2-7-Инж

основной сетевой подогреватель

ОСП (за 21-й и 30-й

сту-

пенями).

седьмому отбору присоединен смешивающий

ПНД П-2.

Этот отбор

выполняется

из

трех двухпоточных

ЦНД (за 32, 37, 42, 47, 52, 57-й

ступенями).

Смешивающий подогреватель

77-7

работает

при

давлении меньше атмосферного

подключен

восьмому отбору турбины, который выполняется

за 34, 39, 44, 49,

54,

59-й

ступенями).

183

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

В номинальном режиме на турбоприводы воздуходувок котла из четвертого

отбора поступает 19,44 кг/с пара. При работе калориферов котла к ним подается

пар из шестого отбора в количестве 27,78 кг/с с оглавлением 0,25 МПа, но при

этом уменьшается количество отборного пара на сетевой подогреватель.

Теплофикационная установка (ТФУ) состоит из основного и пикового подо-

гревателей и обеспечивает подогрев сетевой воды до 150 °С при мощности

турбины, близкой к номинальной. Тепловая мощность ТФУ составляет 162,8 МВт

(140 Гкал/ч). Основной сетевой подогреватель получает пар с давлением 0,25 МПа

из отборов за 21-й и 27-й ступенями ЦНД. Допустимый расход пара 33,33 кг/с

(120 т/ч). Если необходимо нагреть сетевую воду выше 100 °С, то включается

пиковый сетевой подогреватель с допустимым расходом пара около 30,56 кг/с

из отборов за 17-й и 26-й ступенями турбины. Конденсат из сетевых подогревате-

лей отдает часть своей теплоты в охладителе дренажа ОДСП и затем поступает

в конденсатор.

Потеря давления в тракте промежуточного перегрева составляет 12,7 % давле-

ния перед стопорными клапанами ЦСД.

На трубопроводах регенеративных отборов, за исключением отборов на П-1

и П-2, установлены обратные клапаны типа КОС. Время закрытия всех сервомото-

ров КОС не превышает 1 с от момента подачи сигнала на соленоидный клапан.

Обратные клапаны седьмого и восьмого отборов встроены в подогреватели П-2 и П-1.

На линиях отборов пара к приводной турбине, деаэратору и коллектору собст-

венных нужд установлены обратные клапаны типа КОСМ, управление которыми

осуществляется системами регулирования и защиты турбины.

Конденсационная установка состоит из конденсаторов Кн-1 и Кн-2, расположен-

ных вдоль оси турбины. С помощью перегородки в конденсаторе образованы два

корпуса, не связанных друг с другом по пару. В каждый корпус направляется пар из

трех выхлопов ЦНД. Охлаждающая вода проходит через корпуса последовательно.

Теплообменная поверхность площадью 41,2 тыс. м

образована 39 232 трубками

длиной 12 м. В нижней части «горячего» корпуса конденсатора имеется конденса-

тосборник, в котором авторегулятором поддерживается уровень конденсата 300 ±

100 мм от низа корпуса. В номинальном режиме в первый корпус поступает пар в

количестве 204,17 кг/с, а во второй — в количестве 195,8 кг/с.

Неконденсирующиеся газы и присосы воздуха с небольшим количеством захва-

ченного пара отсасываются из конденсатора двумя водоструйными эжекторами

ЭВ7-1000 с расходом около 60 кг/ч. В схеме предусмотрен третий резервный эжек-

тор.

На каждый эжектор насосом подается около 277 кг/с циркуляционной воды

из линии перед конденсатором.

В подогревателе замкнутого контура газоохладителей генератора ОГК полезно

используется теплота конденсата, циркулирующего в этом контуре.

В охладителе пара концевых уплотнений (С/7-/) поддерживается абсолютное

давление, равное 0,093—0,095 МПа. Охладитель включен в тракт основного кон-

денсата на участке между ОГК и 77-/.

Подогреватели низкого давления П-1 и П-2 вертикальные, смешивающие типов

ПНСВ-2000-1 и ПНСВ-2000-2. Применение смешивающего подогревателя П-1

на вакуумном (0,02 МПа) регенеративном отборе снижает значительное влияние

присосов воздуха на значение недогрева поверхностного П-1. Нагрев в 77-7 и П-2

происходит при дроблении воды на струи. Конденсат от уплотнений питательного

184

8.1.

Характерные

тепловые

схемы паровых турбоустановок

Рис. 8.3.

Принципиальная

тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

К-800-23,5-5

ЛМЗ

ПН и бустерного БН насосов отводится в П-1 (после реконструкции), что снижает

возможность проникновения кислорода из потока, идущего от уплотнений, в основ-

ной конденсат.

В исходной проектной тепловой схеме между П-1 и П-2 располагался охлади-

тель пара (сальниковый подогреватель), отводимого из промежуточных камер кон-

цевых уплотнений ЦВД (проектное рабочее давление в охладителе 0,024 МПа).

Опыт эксплуатации показал, что его исключение из тепловой схемы повышает

энергетическую эффективность турбоустановки и снижает эксплуатационные

затраты на ремонт. Поэтому в схеме, представленной на рис. 8.3, этот сальниковый

подогреватель не показан, а пар от промежуточных камер концевых уплотнений

подается в П-2.

Давление на выходе из конденсатного насоса первой ступени КН-1 не должно

превышать предельно допустимое давление в БОУ (0,86 МПа) и должно быть дос-

таточным, чтобы обеспечить бескавитационную работу конденсатного насоса вто-

рой ступени КН-2. Путем реконструкции КН-2 (снято второе по ходу воды рабочее

колесо) снижен его избыточный напор, что позволило уменьшить мощность,

потребляемую КН-2, на 400 кВт.

В ходе эксплуатации выполнено снижение на 1 м отметки установки П-2

по сравнению с проектом. Это позволило сделать трубопровод подачи греющего

пара в П-2 без U-образной петли и организовать возможность эффективного слива

конденсата греющего пара из П-3 в П-2 при пуске и наборе нагрузки энергоблока.

Трубные пучки П-3 и П-4 выполнены из нержавеющей стали.

185

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Конденсат греющего пара ПВД каскадно отводится в деаэратор. В деаэратор

также направляются протечки от штоков регулирующих клапанов турбины. При

работе энергоблока на сниженных нагрузках возможно изменение «задания» регу-

лятору, чтобы деаэратор работал с давлением, меньшим, чем при номинальной

нагрузке. Конструкция колонки деаэратора и организация теплового процесса

способствуют удалению кислорода и диоксида углерода из потока основного

конденсата, поступающего из ПНД. Максимальный нагрев основного конденсата

в деаэраторе составляет 62—66 °С. Из деаэратора отводится пар в коллектор кон-

цевых уплотнений турбины.

Группа ПВД состоит из двух подгрупп, включенных параллельно по питатель-

ной воде и греющему пару. Спроектированы ПВД на пропуск питательной воды

в количестве 105 % максимального расхода пара на турбину. В каждом ПВД есть

охладитель пара и охладитель конденсата. Кроме того, в нижнем ПВД 77-5 типа

ПВ-1600-380-17 установлен дополнительный охладитель пара, через трубки кото-

рого проходит питательная вода, отводимая из ПВД 77-7 (схема Виолен). За груп-

пой ПВД установлен обратный клапан. Имеются трубопроводы перепуска воды

в обвод ПВД. По сигналу аварийной защиты впускной и обратный клапаны закры-

ваются не более чем за 5 с. При отключении одной нитки ПВД максимально допус-

тимая мощность турбины составляет 785 МВт, а при отключении двух ниток —

750 МВт.

Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по схеме самоуплотнения. Выводи-

мая из предпоследних отсеков паровоздушная смесь попадает в общий коллектор,

в котором авторегулятор «до себя» поддерживает абсолютное давление 0,118—

0,127 МПа. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздуш-

ная смесь отсасывается вакуумным насосом через вакуумный охладитель (сальни-

ковый подогреватель СП-1). Давление в коллекторе уплотнений ЦНД поддержива-

ется авторегулятором равным 0,107—0,117 МПа. На рис. 8.3 протечки пара через

штоки стопорных и регулирующих клапанов условно сведены в одну линию, что

учитывается при расчете принципиальной тепловой схемы. На рис. 8.4 приведена

модернизированная схема потоков пара концевых уплотнений турбины К-800-23,5

(при нагрузках более 40

%).

После достижения нагрузки около 40 % расход и давле-

ние пара из камер концевых уплотнений ЦСД являются достаточными для перехода

отбор

VII

Рис. 8.4.

Модернизированная

схема потоков пара

концевых

уплотнений

турбины

К-800-23,5

186

8.1.

Характерные

тепловые

схемы паровых турбоустановок

Таблица

8.1

Параметры

пара

проточной части турбины

Параметр

ПВД-8

ПВД-7

Турбо-

привод

ПВД-6

ПНД-4

ПНД-3

ПНД-2 ПНД-1

Давление

камере

6,05 3,78

1,64 1,64

1,08

0,588

0,284

0,114

0,02

отбора,

МПа

Температура

343

286 442 442 385 311 231 147 60

камере

отбора,

°С

Количество

отби- 48,61 58,61

35,28

29,72

1,39 + 4,22

25,28

24,33

32,86

24,33

раемого

пара,

кг/с

Примечание.

Кроме пара

регенеративного

отбора

деаэратор поступает

пар из

уплотнений

в коли-

честве

4,22 кг/с.

схемы на режим самоуплотнения. При этом отключается подача пара от коллектора

собственных нужд станции.

При номинальных параметрах пара минимальная нагрузка энергоблока равна

240 МВт. После простоя в течение 6—8 ч продолжительность пуска и нагружения

составляет соответственно 2 ч 30 мин и 2 ч 10 мин.

При N

800 МВт, D

= 680,56 кг/с, t

= 274 °С, р

= 0,0034 МПа, наличии котла

П-67 параметры пара в проточной части турбины будут иметь значения, приведен-

ные в табл. 8.1. Расход пара через последние ступени ЦНД в конденсатор будет

составлять 393,33 кг/с.

На рис. 8.5 показан график процесса расширения пара в турбине К-800-23,5-5

(по данным технического условия). Влажность пара на выходе из последней сту-

пени турбины равна 8 %.

По данным испытаний действую- а,КДЖ/КГ

щих турбоустановок, параметры пара

в тепловой схеме несколько отлича-

ются от их значений, указанных

в табл. 8.1. В табл. 8.2 приведены

основные усредненные параметры

пара в тепловой схеме по результатам

испытаний нескольких турбоустано-

вок на Пермской ГРЭС и Сургутской

ГРЭС-2.

Энергетическая эффективность энер-

гоблока с турбиной К-800-23,5-5

характеризуется зависимостью удель-

ного расхода условного топлива от

нагрузки (нетто), которая представ-

лена на рис. 8.6. Скачок при нагрузке

774,5 МВт обусловлен переключе-

нием тягодутьевых машин с первой

скорости на вторую, и наоборот.

3600

3524

3600

3524

3400

3324

3345

3200

3231

\—^

3085

9 \

3000

3022

\ /

2930

4 \

2800

2770

\ \

2600

2534

Ч \

\ V

2416

2400

\^°2392

2357

2200

» |

5,8

6,0 6,2 6,4 6,6 6,8 7,0 7,2 7,4 7,6

кДж/(кг

•

К)

Рис. 8.5.

Процессы

расширения

пара

турбине

К-800-23,5-5

(кривая

1) и в

приводной

турбине

(кривая

2) в h,

«-диаграмме

187

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Таблица 8.2

Параметры пара в проточной части турбины по результатам испытаний

на Пермской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-2

Параметр

ПВД

ПНД и сальниковые подогреватели

Параметр

П-8 П-7 П-6 П-5 П-4 П-3 П-2

СП-2

П-1 СП-1

Абсолютное

давление

в камере

отбора, МПа

5,90

5,93

3,80

3,76

1,62

1,059

1,07

0,59

0,58

0,293

0,28

0,122

0,112

—

0,019

0,018

—

Абсолютное

давление пара

на входе

в аппарат, МПа

5,7

5,52

3,6

3,5

1,6

1,51

0,69

0,57

0,53

0,28

0,26

0,095

0,101

—

0,013

0,016

—

Температура

пара на входе,

°С

337

281 437

378

302,1

301

219,3

220

155,6

158

—

58,5

—

Температура

воды, °С:

на выходе

267,0

266,1

239,1

236,9

196

194,2

164,8 156,2

155,5

130,1

127

99,5

99,4

55,7 53,8

23,8

на входе

239,1

236,9

196,1

194,2

170,3 156,2

130,1 99,6 55,7

57,3

53,8

23,8

29,8

21,2

Недогрев воды

в подогрева-

теле, °С

5,5

4,5

7,5

—

-1,5

—

-1,8

—

Примечание. В числителе указаны значения, полученные при испытаниях на нагрузке 800 МВт,

в знаменателе — расчетные значения по данным завода-изготовителя.

S 328

350 450

550 650 750

Нагрузка, МВт

850

Рис. 8.6. Зависимость удельного расхода условно-

го топлива от нагрузки (нетто) энергоблока мощ-

ностью 800 МВт при работе на газе

Турбоустановка с турбиной К-500-23,5-4 ЛМЗ. Принципиальная тепловая схема

энергоблока с турбиной К-500-23,5-4 ЛМЗ (рис. 8.7) подобна схеме турбоустановки

с турбиной К-800-23,5, кроме узла включения группы ПВД. Нижний ПВД подсо-

единен по схеме Никольного—Рикара. В схеме имеются восемь регенеративных

отборов. В дополнение к регенеративным отборам допускаются отборы пара на теп-

лофикационную установку, состоящую из двух бойлеров Б-1 и Б-2. Теплофикаци-

онная нагрузка равна 16,7 МВт. Подогреватель ПНД-3 имеет встроенный охлади-

тель дренажа (на схеме не показан). Давление в деаэраторе составляет 0,68 МПа.

Температура питательной воды равна 277 °С.

188

8.1.

Характерные

тепловые

схемы паровых турбоустановок

Рис. 8.7.

Принципиальная

тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

К-500-23,5-4

Паровая турбина состоит из следующих цилиндров: ЦВД, ЦСД и двух ЦНД.

Давление пара на выходе из ЦВД при номинальной нагрузке составляет 4,248 МПа,

а температура его — 299 °С. Четыре выхлопных патрубка ЦНД соединены с кон-

денсатором.

Лопатки последней ступени ЦНД имеют длину 960 мм. Площадь поперечного

сечения одного потока пара, выходящего из последней ступени, равна 7,48 м

Конденсатор турбины состоит из двух корпусов. Охлаждающая вода проходит

внутри трубок последовательно через каждый корпус конденсатора. Пар поступает

в две секции конденсатора. При температуре охлаждающей воды 12 °С давление

впервой секции равно 3,16 кПа, а во второй — 3,96 кПа. Давление во второй

по ходу охлаждающей воды секции выше, чем в первой, так как в ее трубы попа-

дает охлаждающая вода с более высокой температурой после нагрева в первой сек-

ции. Из первой секции конденсат направляется самотеком в конденсатосборник

второй секции за счет небольшой разницы в высотах их расположения. Как и для

турбоустановки с турбиной К-800-23,5, давление на выходе из конденсатного

насоса первой ступени КН-1 не должно превышать предельно допустимое давле-

ние в БОУ (0,86 МПа) и должно быть достаточным, чтобы обеспечить бескавита-

ционную работу конденсатного насоса второй ступени КН-2.

Для восполнения утечек пара и конденсата в конденсатор подается подпиточная

вода в количестве 33 т/ч.

Из первой камеры концевых уплотнений ЦСД пар направляется на концевые уп-

лотнения ЦВД.

189

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Рис. 8.8.

Принципиальная

тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

К-300-23,5

Номинальная мощность турбины составляет 525 МВт при р

= 23,5 МПа, t

= 540 °С и t

= 540 °С.

Турбоустановка с турбиной К-300-23,5 ЛМЗ. На рис. 8.8 приведена принципи-

альная тепловая схема турбоустановки с турбиной К-300-23,5 ЛМЗ. Основной кон-

денсат нагревается в подогревателе замкнутого контура газоохладителей генератора

ОГК, охладителе пара от концевых уплотнений главной и приводной турбин (СП),

группе ПНД, деаэраторе и группе ПВД. Подогреватель низкого давления П-4 имеет

встроенный пароохладитель. Из П-1 конденсат греющего пара через гидрозатвор

высотой 3 м отводится в конденсатор турбины. Подогреватель П-2 вертикальный,

смешивающего типа. Тарельчатый блок в верхней части подогревателя обеспечи-

вает дробление основного конденсата на струи. При этом одновременно с нагревом

происходит деаэрация основного конденсата. На линии отбора пара из турбины в

П-2

отсутствует обратный клапан. Защитную функцию выполняет обратный за-

твор,

установленный внутри подогревателя на конце входного парового патрубка.

Конструктивно этот затвор представляет собой поворачивающийся диск, который

свободно открывается паровым потоком и закрывается противовесом при прекраще-

нии поступления пара в аппарат. В нижней части конденсатосборника П-2 располо-

жены кольцевые перфорированные коллекторы для ввода конденсата из П-3 и из

наружных камер уплотнений питательного насоса (через гидрозатвор высотой 3 м).

В тепловой схеме турбоустановки с турбиной К-300-23,5 давление на выходе

бустерных электронасосов в рабочем диапазоне нагрузок составляет около

2,185 МПа. Постоянство этого давления обеспечивается выбором бустерных насо-

сов с пологой напорной характеристикой и настройкой регулятора давления

190