Правильной центровкой роторов по муфтам является центровка, при кото­рой в рабочих условиях торцевые плоско­сти подлежащих соединению муфт между собой будут параллельны и концентричны, благодаря чему оси роторов в верти­кальной и горизонтальной плоскостях совпадают, а уклоны по уровню смежных с муфтами шеек роторов одинаковы. При этих условиях линия статического изгиба последовательно соединяемых роторов будет представлять плавную непрерыв­ную кривую.

Для обеспечения такой центровки оси расточки всех цилиндров и подшипников в вер­тикальной плоскости, включая ось статора ге­нератора, должны располагаться так, чтобы в рабочих условиях они находились на есте­ственной упругой линии, соответствующей ста­тическому прогибу составного вала; такое положение достигается при монтаже установ­кой цилиндров и корпусов подшипников на фундаментных рамах с соответствующим уклоном; величина уклонов зависит не только от стрел прогиба роторов, но и от базы цен­тровки, относительно которой ведется сборка турбоагрегата. Базой центровки обычно является или горизонтально расположенный ЦНД или корпус подшипника ЦНД со сторо­ны генератора; при этом естественно крайние подшипники турбоагрегата (первый у турбины и последний у генератора) устанавливаются выше, чем промежуточные.

Для трехцилиндровых турбин центровка производится с «симметричным» положением ротора низкого давления, когда базой центров­ки является горизонтально расположенный ЦНД, или с горизонтальным положением шейки ротора ЦНД со стороны генератора, когда базой центровки является корпус под­шипника ЦНД со стороны генератора.

Центровка должна обязательно производиться при полностью остывших роторах и цилиндрах турбины, при собранных упорных подшипниках и разъединенных роторах, когда каждый из них может вращаться независимо один от другого. Проверка при горячем состоянии приведет к искажению полученных результатов, так как за время разборки крышки муфты и в процессе замеров горячие роторы горячие роторы получают упругий прогиб.

Разница в аксиальных зазорах, замеренных на противоположных сторонах полумуфт, показывает непараллельность торцов муфт и, следовательно, наклон оси одного вала по отношению к другому (величину излома). Разница в радиальных зазорах показывает величину смещения осей роторов в вертикальной и горизонтальной плоскостях, при которой окружности полумуфт не концентричны, а следовательно, ось одного вала не является продолжением оси другого вала.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Проверка центровки по муфтам произво­дится с помощью специальных скоб с указа­тельными винтами, которые позволяют произ­водить замеры аксиальных и радиальных от­клонений осей роторов. Скобы укрепляются на болтах, ввертываемых в спе­циально предусмотренные отверстия в полу­муфтах; если этих отверстий нет, их следует просверлить и нарезать. По окончании цен­тровки и снятии скоб в отверстия следует за­вернуть пробки с прорезью под отвертку для сохранения баланса полумуфт; если же отвер­стия просверлены на двух взаимно противо­положных сторонах полумуфт, то пробок мож­но не ставить.

Скобы следует изготовлять достаточно жесткими и закреплять на полумуфтах проч­но, без слабины; это необходимо во избежа­ние отжатия скобы во время замеров, когда между ней и полумуфтой просовываются пла­стинки щупа; концы указательных винтов должны быть закруглены. Отжатие скобы и отсутствие закругления винтов приводят к су­щественным ошибкам в центровке; в доста­точной жесткости скоб и закреплении их без слабины нетрудно убедиться, если после плав­ного отжатия от руки свободного конца скобы от муфты и такого же прижатия измеряемый зазор возвращается к первоначальному.

Конструкции скоб для измерения щупом при центровке роторов.

а  с полужесткими муфтами; б  с пружинными муфтами;

в с кулачковыми муфтами; 1  радиальные и 2  осевые замеры.

Рис. 17.1

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Скобы следует привертывать так, чтобы получаемые аксиальные и радиальные зазоры (расстояние от указателя скобы до поверхно­сти муфты или между двумя указателями, укрепленными на разных полумуфтах) не пре­вышали 0,40,5 мм. Благодаря этому при центровке можно пользоваться наименьшим количеством пластинок щупа, что повышает точность замеров и облегчает подсчет полу­чаемых зазоров. Измерительные скобы не­обходимо укреплять на полумуфтах двух смежных роторов, подлежащих центровке, при их рабочем взаимном положении; благо­даря этому повороты роторов и замеры цен­тровок при всех проверках могут быть прове­дены по меткам на муфтах в их рабочем по­ложении и поэтому дадут сравнимые резуль­таты. Кроме того, необходимо постоянно со­хранять одно и то же расположение скоб на полумуфтах, что должно быть зафиксировано с формуляре центровки.

Центровать путем проворачивания одного ротора не рекомендуется, несмотря на то, что на муфтах обычно протачиваются заводом-изготовителем специальные пояски по окружно­сти и по торцам полумуфт, служащие для по­лучения правильных результатов в случае перекоса в насадке муфты или неточности ее обработки. Эти неправильности не отражают­ся на результатах центровки, если провора­чиваются оба ротора одновременно на один и тот же угол; промеры по скобам при этом производятся всегда при одном и том же взаимном положении полу муфт обоих рото­ров. Одновременность поворота роторов обес­печивается вставкой, взамен вынутых из флан­цев полумуфт соединительных болтов, одной-двух длинных гладких шпилек диаметром, на 0,20,3 мм меньше диаметра отверстия.

Роторы при центровке проворачивают кра­ном только по направлению рабочего враще­ния путем петлевого обхвата ротора тросом. После провертывания роторов трос должен быть ослаблен, проверено отсутствие заклинивания в полумуфтах (жесткие полу­муфты не должны касаться одна, другой, а при подвижных муфтах должна быть обеспечена свобода перемещения полумуфт в осевом направлении) и свободное положение в отвер­стиях шпилек, вставленных взамен соедини­тельных болтов.

При проворачивании аксиальное передви­жение роторов в пределах разбега в упорном подшипнике может приводить к неправиль­ным замерам по торцам полумуфт; влияние осевой игры роторов на производимые замеры может быть учтено при контроле по индика­тору, указательный штифт которого прижат к какой-либо торцевой точке вращаемого ро­тора. Однако такой контроль и связанные с этим подсчеты вызывают затруднения при центровке. Для исключения ошибок, связан­ных с перемещением какого-либо из валов в аксиальном направлении при их враще­нии, следует привертывать к полумуфтам две скобы, расположенные на диаметрально противоположных точках окружности полу­муфт.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Такая установка скоб для центровки двух валов А и В, соединенных кулачковой муфтой, приведена на рис. 17.1 - в. Для удобства цен­тровки роторов с кулачковыми муфтами со звездочек обеих центрируемых роторов обыч­но снимаются полумуфты (коронки), хотя эти и некоторые другие подвижные муфты позво­ляют производить центровку, не разъединяя их. На кулачки звездочек привертываются жесткие стальные скобы, дающие возмож­ность измерять радиальный и аксиальный за­зоры между двумя полумуфтами. К диаме­трально противоположным кулачкам звездо­чек обоих валов привертываются другие ско­бы, также дающие возможность проверять ра­диальный и осевой зазоры.

Замеры проводятся при одновременном по­ворачивании обоих роторов на 90, 180, 270 и 360°, т. е. каждый раз поворачивая роторы на 90° по отношению к предыдущему положению, пока не будет пройден полный оборот. При каждом из этих положений с помощью щупа замеряются аксиальные и радиальные зазоры; замеры при повороте на 360° должны совпа­дать с величинами, полученными при нулевом положении роторов; эти замеры являются контрольными. Пластины щупа следует под­бирать так, чтобы плотно сжатыми пластина­ми чувствовалось касание как муфты, так и измерительной скобы. При отсутствии возможности, из-за кон­структивных особенностей непосредственно замерять нижние радиальный и аксиальный за­зоры; эти зазоры определяются расчетным путем, как разность между суммой боковых зазоров и соответствующим верхним зазором. При правильном положении роторов все радиальные и аксиальные замеры зазоров по скобам полумуфт, производимые в холодном состоянии турбины щупом или индикатором с точностью до 0,01 мм, при одновременном повертывании роторов в любое положение на одинаковый угол, должны быть одинаковыми или во всяком случае расцентровка роторов турбин на 3000 об/мин не должна превышать: для жестких муфт 0,03— 0,04 мм, для полу­жестких и пружинных муфт 0,05—0,06 мм и для кулачковых муфт 0,08 мм. Замеры, производимые при центровке, при­нято записывать в формуляр. При анализе результатов измерений, произведенных в холодном состоянии турби­ны, необходимо учитывать те изменения в по­ложении роторов, которые произойдут в процессе работы турбоагрегата; положение линии роторов горячей турбины значительно отли­чается от положения ее в холодном состоянии.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Эти изменения вызываются:

1) всплыванием опорных шеек ротора на масляной пленке, образующейся во время ра­боты во вкладышах подшипников. Всплывание вызывает различный подъем на масляной пленке при разнице в диаметрах соединяемых валов; при этом происходит смещение ротора не только в вертикальной, но и в горизонталь­ной плоскости: влево при вращении ротора по часовой стрелке и вправо — против часовой стрелки. Величина такого смещения, которое должно учитываться особенно при центровке по расточкам концевых уплотнений, увеличи­вается: при уменьшении удельной нагрузки на вкладыши, при увеличении окружной скоро­сти, при повышении вязкости масла, при по­нижении температуры масла на выходе из подшипников; эта величина доходит до 0,1 — 0,3 мм в зависимости от формы расточки вкладыша и может быть определена соответствующим расчетом;

2) тепловыми деформациями корпуса тур­бины и неравномерным тепловым расширением фундамента турбины и корпусов подшипни­ков вследствие их неодинаковых температур нагрева при работе турбоагрегата. Особенно на центровке сказывается неравномерность прогрева фундамента, так как вследствие больших размеров фундамента и почти одина­ковых коэффициентов линейного расширения у железобетона и стали даже небольшие тем­пературные разности по фундаменту приводят к заметному изменению центровки. По дан­ным одного из исследований при прогреве фундамента конкретной турбинной установки был замерен подъем фундаментной плиты под передним стулом подшипника почти па 1,5 мм, в то время, как под возбудителем подъема почти не было обнаружено; установившейся температуры фундамент достиг через 19 дней работы турбоагрегата, при этом разность тем­ператур в указанных двух крайних точках фундамента достигала 45° С.

Должен также учитываться высокий не­одинаковый нагрев корпусов подшипников, жестко соединенных с цилиндром турбины, вследствие чего вкладыши подшипников пере­мещаются по вертикали на разную высоту. Поправки на вертикальное температурное рас­ширение корпусов подшипников могут быть определены по формуле

Для чугунных корпусов подшипников вели­чина их вертикального линейного расширения () при разности температур () в 100° С может быть принята в 1,04 мм на 1 м высо­ты (H);

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

3) влиянием вакуума в конденсаторе, ко­торое вызывает опускание выхлопных патруб­ков цилиндра низкого давления и корпусов крайних подшипников, отлитых с ними за одно целое, а также влиянием веса воды, за­полняющей конденсатор, если он жестко свя­зан с выхлопными патрубками ЦНД. Поправка на опускание выхлопной части ЦНД может быть определена 'Непосредственными измере­ниями путем закрепления скобы с индикато­ром сверху на полумуфте генератора, при этом ножка индикатора должна касаться по­лумуфты ЦНД; измерения производятся при полностью собранном турбоагрегате (полу­муфты разъединены) в двух состояниях: при холодной турбоустановке и при вакууме после пуска эжекторов без подачи пара на лабирин­товые уплотнения. На основании этих двух измерений путем пересчета на нормальный вакуум можно определить поправку на цен­тровку при рабочем вакууме турбины.

Эти практические обстоятельства, вызы­вающие изменения в центровке при переходе к рабочим условиям, должны учитываться по заводским данным, по данным монтажных формуляров и на основании специальных исследований турбоагрегата. Полученные по­правки и величины смещения для каждого подшипника складываются алгебраически; при этом не учитываются только поправки, ве­личина которых не превышает 0,03-0,04 мм. При всех условиях должна устанавливаться в холодном состоянии только такая расцентровка, которая действует в благоприятную сторону и при рабочих условиях сводится к нулю.

Необходимость определять указанные по­правки при каждом капитальном ремонте должна быть исключена записью в формуляре агрегата правильного положения роторов в холодном состоянии с учетом этих поправок.

Таким образом, если учитывать указанные соображения по переходу к рабочим усло­виям, разница в осевых и радиальных зазо­рах, замеренных при центровке, превышает допустимые величины, необходимо выправить положение валов, так как это ука­зывает на ненормальность положения торце­вых поверхностей полумуфт (излом осей) и на несовпадение центров полумуфт.

Выправление положения валов произво­дится путем перемещения вкладышей и корпусов соответствующих подшипников как в вертикальной, так и в горизонтальной пло­скости; при этом в связи с тем, что перемещения вкладышей и корпусов подшипников для изменения положения осей роторов вызывают изменения зазоров в лабиринтовых уплотне­ниях, эти перемещения могут производиться лишь в самых ограниченных пределах, опре­деляемых допустимыми изменениями зазоров в уплотнениях.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

При обнаружении расцентровки, прежде чем менять подкладки у подшипников или производить их передвижку для изменения положения роторов, необходимо по результатам центровки произвести подсчеты требующихся подкладок и передвижек с тем, чтобы избежать ошибок и излишних операций и тем самым ускорить очень трудоемкую работу по проверке и исправлению центровки.

При центровке турбоагрегата, имеющего несколько роторов, нельзя решать вопрос исправления центровки по замерам, произве­денным на одной муфте; для этого нужно иметь данные по центровке всех муфт агре­гата и по расположению всех роторов в расточках уплотнений.

Эти данные и полученные величины заме­ров достаточны для определения необходимых перемещений подшипников в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Опорный подшипник центрируется в расточке корпуса на четырех опорных подушках; эти подушки привертываются к вкладышу подшипника вин­тами. Наружная поверхность подушек обточе­на концентрично с расточкой вкладыша. Пра­вильная радиальная установка вкладышей до­стигается подбором сменных прокладок, за­кладываемых под подушки.

Подъем вкладыша в вертикальной плоско­сти производится путем подкладывания про­кладки из калиброванной листовой стали соответствующей толщины под нижнюю опор­ную подушку вкладыша при одновременном уменьшении на такую же величину толщины прокладки под верхней опорной подушкой. Точно также для перемещения вкладыша в го­ризонтальной плоскости следует вынуть с одной стороны вкладыша из-под опорной подушки прокладку соответствующей толщи­ны и переложить ее под опорную подушку с другой стороны вкладыша.

При установке прокладок следует учиты­вать угол расположения боковых подушек а на вкладыше. Так, например, если ротор надо поднять по высоте на величину А, то необхо­димо под нижнюю подушку положить про­кладку толщиной А и уменьшить на толщи­ну А прокладку под верхней подушкой под­шипника; кроме того, под каждую нижнюю боковую подушку необходимо положить про­кладку толщиной А, Точно также при необходимости перемещения ротора в горизон­тальной плоскости на величину Б надо под одну боковую подушку положить подкладку толщиной Б, а под другой боковой по­душкой уменьшить толщину подкладки на Б .

При необходимости одновременного пере­мещения ротора в вертикальной и горизон­тальной плоскостях изменение толщины про­кладок определяется алгебраической суммой толщин, полученных расчетом измерений.

Убедившись в правильности произведенной центровки по муфтам и в том, что после уста­новки необходимых прокладок центровка по расточкам также будет в пределах допусков, опорные подушки после их снятия и измене­ния толщины прокладок должны быть плотно пригнаны к расточке корпуса подшипника

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Опорный подшипник турбины

.

1  корпус .подшипника; 2  вкладыш; 3  крышка подшипника;

4, 5, 6 и 7  опорные подушки вкладыша; 8  тонкие стальные, прокладки, регулирующие положение вкладыша;  угол рас­положения боковых опорных подушек.

Рис 17.2

Под опорными подушками следует иметь, одну-две прокладки, так как набор из боль­шого числа тонких прокладок трудно поддается плотной пригонке. Прокладки должны устанавливаться цель­ные из калиброванной стали, а не из латуни, так как последние сминаются (раздавли­ваются) при работе под влиянием вибра­ций роторов, вследст­вие чего нарушается центровка турбины. Точно также не разре­шается установка про­кладок не под всю опорную поверхность подушки вкладыша, а тем более  примене­ние клиновых прокла­док.

При вкладышах подшипников, не име­ющих опорных поду­шек, перемещение ро­тора при центровке может быть произведено путем перемещения корпуса (стула) подшип­ника в том случае, если этот корпус жестко закреплен на фундаменте. В вертикальной плоскости это перемещение производится пу­тем изменения толщины прокладок между ос­нованием корпуса и плитой фундамента; в го­ризонтальной плоскости перемещение корпуса производится после ослабления болтов, крепя­щих корпус подшипника к плите фундамента, и выемки контрольных шпилек. Величина сме­щения корпуса контролируется индикаторами. После перемещения и крепления корпуса к фундаментной плите болтами произ­водится проверка центровки; при получении удовлетворительных результатов произво­дится развертывание отверстий под контроль­ные шпильки, изготовление и установка новых контрольных шпилек по новым диаметрам отверстий.

У корпусов подшипников, скользящих при тепловых расширениях по фундаментной раме, небольшое перемещение роторов при отсутст­вии у вкладышей опорных подушек произво­дится шабровкой баббита вкладышей подшип­ников в пределах допуска зазоров; значитель­ные перемещения в этих случаях могут произ­водиться только после перезаливки и новой расточки вкладышей в соответствии с требую­щейся передвижкой ротора.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

После установки под корпусами подшипни­ков или у вкладышей всех прокладок, необхо­димых для улучшения центровки роторов, обя­зательно проведение повторной контрольной центровки, результаты которой должны быть занесены в формуляр.

При ремонтах турбин следует производить центровку по муфтам дважды: один раз после вскрытия турбины, а другой раз  непосредст­венно при сборке и окончательном закрытии турбины.

Проверка центровки по муфтам между ро­торами ЦНД и генератора, произведенная после закрытия и обтягивания болтов разъема ЦНД, позволяет учесть влияние на центровку веса крышки ЦНД и обтягивания ее болтов.

По окончании центровки по муфтам необ­ходимо произвести проверку положения рото­ров по уровню. Уровень при всех замерах должен быть так установлен посреди­не шейки ротора, чтобы поперечная ампула уровня показывала строго горизонтальное по­ложение, т. е. нуль; только после этого сле­дует производить отсчет наклона ротора в продольном направлении.

Проверка положения ро­тора по уровню «Геологоразведка».

Рис. 17.3

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2. Газовое хозяйство

Схема газорегуляторного пункта

1. Регулятор давления газа.

2. Фильтр.

3. Предохранительный запорный клапан. (ПЗК)

4. Предохранительный сбросной клапан. (ПСК)

5. Запорные задвижки с электроприводом.

6. Дроссельные шайбы.

7. Регулирующий клапан.

8. Газовая магистраль.

Рис. 6.3

Газорегуляторный пункт (ГРП) – это одноэтажное здание, выполненное из огнеупорного материала, закрытое на ключ.

Газ в ГРП поступает из магистрального газопровода. Давление в газопроводе 12-13 атм. (высокое давление) или 5-6 атм. (среднее давление).

Для надежной работы котла на газе давление перед горелками должно быть 1,2-1,5 атм. Для дросселирования газа и сооружается ГРП.

В помещении ГРП поток газа разделяется на нитки (4-5 ниток, из которых одна резервная). На каждой нитке, кроме регулятора, стоит фильтр, ПЗК и ПСК. Фильтр очищает газ от пыли. ПЗК срабатывает и выключает нитку, если давление газа за регулятором поднимается на 25% от рабочего. ПСК срабатывает и сбрасывает газ в атмосферу, если давление газа за регулятором кратковременно поднимается на 10% от рабочего

Если в магистральном газопроводе давление падает до 3 атм., то регулятор дросселировать не может. Все нитки отключаются и переходят на ручное регулирование на байпасные нитки.

Схема газопровода к котлу.

1. Запорная задвижка с электроприводом на входе в котельную.

2. Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в котел.

3. Фланцевое соединение для установки заглушки.

4. Клапан-отсечка.

5 и 5а. Регулирующий и растопочный клапан.

6. Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в горелки.

7. Продувочные трубопроводы («свечи»).

8. Трубопровод безопасности.

Рис. 6.4

На вводе в котел установлено 2 запорных задвижки с электроприводом, а между ними продувочная свеча. Далее фланцевое соединение для установки заглушки. Заглушка ставится перед ремонтом.

Предусмотрена линия подачи сжатого воздуха от компрессорной, для продувки газопровода. Предусмотрен отвод к запальникам горелок. Растопочные горелки снабжаются запальниками с фотоэлементами (защитные устройства), если свеча запальника не загорелась, то на пульт подается звуковой и световой сигнал, запрещающий разжигать горелки.

итп).

Далее установлен клапан-отсечка. Этот клапан мгновенно прекращает подачу газа в котел в случае аварии (разрывы экранных труб, пожар в РВП, воздух к горелкам не поступает,

За ним установлен регулирующий клапан, который управляется электронным регулятором процесса горения. Параллельно с ним установлен растопочный клапан.

На вводе в каждую горелку устанавливаются две запорные задвижки с электроприводом, а между ними свеча безопасности.

После останова котла трубопроводы продувают сжатым воздухом для удаления газа, до тех пор, пока содержание метана не будет меньше или равно 0,1%. Перед пуском газоход тоже продувают, до тех пор, пока содержание кислорода не станет меньше 1%. «Свечи» безопасности при работе котла закрыты, а краны опломбированы. Во время ремонта «свечи» безопасности открыты.

Газопровод прокладывается под уклоном, так как в нижней части скапливается конденсат, который периодически удаляется.

6. ВЫБОР СХЕМЫ ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА НА ОСНОВНОМ ТОПЛИВЕ И ЕГО ОПИСАНИЕ.

6.1 Схема мазутного хозяйства.

К другим котлам.

От других котлов

1. Цистерна с мазутом

2. Сливное устройство

3. Фильтр грубой очистки

4. Приемный резервуар с подогревом

5. Перекачивающий насос

6. Основной резервуар

7,8 и 19. Линии рециркуляции

9. Насос первой ступени

10. Обратный затвор

11. Паровой подогрев мазута

12. Фильтр тонкой очистки

13. Насос второй ступени

14. Запорные задвижки

15. Регулятор расхода

16. Расходомер

17. Задвижка перед горелкой

18. Форсунка

Рис. 6.1

Мазут поступает на ГРЭС в цистернах по железной дороге. Цистерны устанавливаются на разгрузочную эстакаду. Через верхние люки мазут прогревается паром из отборов до температуры 70⁰-80⁰С. Через нижние люки подогретый мазут сливается в желоба, расположенные в межрельсовом пространстве. По этим желобам мазут самотеком стекает в подземную промежуточную емкость. Из нее перекачивается в баки-хранилища.

Баки-хранилища – это железобетонные емкости, облицованные внутри легированной сталью на 50 тыс. м³. На ГРЭС стоят 3 бака, в которых поместиться не менее чем двухнедельный запас мазута. Баки оборудованы датчиками температуры уровня. Из баков мазут откачивается в мазуто-насосную.

Мазуто-насосная  это одноэтажное здание из огнестойкого материала, состоящее из двух помещений: в одном насосы, фильтры и арматура, в другом пульт управления. Насосы первого подъема развивают напор 5,5 – 6 атм. Устанавливают не менее трех насосов, 2 – в работе, третий – в резерве.

Напор насосов первого подъема расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений в подогревателе, в фильтре тонкой очистки, в соединительных трубопроводах, а создание подпора насосам второго подъема.

В подогревателях мазут подогревается от температуры 120⁰С до температуры 160⁰С паром из турбины. Подогреватели находятся на улице.

Насосы второго подъема развивают напор 35 – 40 атм., который расходуется на создание давления перед форсунками и на преодоление гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Установлено также не менее трех насосов.

Для того чтобы мазут, перекачиваемый из насосной в котельную, не застывал, мазутопровод прокладывают с паровым спутником (см. рис.6.2).

Пар Мазут

Рис. 6.2

Мазутопровод заземляют для снятия статического электричества.

В мазутном хозяйстве предусмотрены три линии рециркуляции:

• После насосов первого подъема – для перемешивания мазута в баках.

• После подогревателей – для подогрева мазута в баках.

• При работе на газе мазут из котельной возвращается в баки для создания «горячего резерва».

11. АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ.

Защита от повышения частоты вращения ротора.

Частота вращения вала турбины должна поддерживаться вблизи постоянного значения с высокой точностью для поддержания частоты сети. Эту задачу выполняет специальная система регулирования. Увеличение частоты вращения на 10% сверх допустимой из-за