С Новым годом, товарищи!
Новых успехов в труде!
На снимке: Машинный зал Ордена Ленина Братской ГЭС им. 50-летия Великого
Октября. В этом году электростанция отмечает 25-летие со дня пуска.
Фотохроника ТАСС.

Экрити
№ 1 январь 1986 г.
КОММУНИЗМ - ЭТО ЕСТЬ СОВЕТСКАЯ ВПАСТЬ
ПЛЮС ЭЛЕКТРИФИКАЦИЯ ВСЕЙ СТРАНЫ
(В. И. Ленин)
ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ ПРОИЗВОДСТВЕННО-МАССОВЫЙ
ЖУРНАЛ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР И ЦЕНТРАЛЬНОГО
КОМИТЕТА ПРОФСОЮЗА РАБОЧИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Основан в июне 1928 г.
Москва, Энергоатомиздат
Навстречу XXVII съезду партии
Главная задача двенадцатой пятилетки состоит в повышении темпов и
эффективности развития экономики на базе ускорения научно-технического прогресса,
технического перевооружения и реконструкции производства, интенсивного использования
созданного производственного потенциала, совершенствования системы управления,
хозяйственного механизма и в достижении на этой основе дальнейшего подъема
благосостояния советского народа.
(Из проекта Основных направлений экономического и
социального развития СССР на 1986—1990 гг. и на период до
2000 г.)
Первый год двенадцатой пятилетки
Наша страна вступила в 1986 г. — первый год новой
пятилетки, год очередного XXVII съезда КПСС. Пятилетка
1986—1990 гг. должна стать новым этапом в ускорении
социально-экономического развития страны на основе
научно-технического прогресса во всех отраслях народного
хозяйства.
На октябрьском (1985 г.) Пленуме ЦК КПСС
подчеркивалось, что в двенадцатой пятилетке следует добиться
заметного сдвига в сторону эффективности общественного
производства. «Но для того, чтобы произошел коренной
поворот в этом направлении, — говорил Генеральный
секретарь ЦК КПСС М. С. Горбачев, — усилий ослаблять
нельзя. Напротив, их надо наращивать. И здесь первостепенное
значение приобретают совершенствование планирования и
управления, методов хозяйствования, улучшение
организации дела, укрепление дисциплины и ответственности на
всех участках, всемерное развитие творческой инициативы
масс».
Советские люди гордятся своими достижениями.
Построены тысячи крупнейших предприятий, сделаны важные
открытия в науке и технике, освоена перспективная
нефтегазоносная провинция на северо-западе Сибири, в основном
построена и уже служит народному хозяйству Байкало-
Амурская магистраль. Материальные доходы населения
возросли за последние три с половиной десятилетия в 5
раз.
Энергетика страны также получила значительное
развитие и сделала дальнейший шаг вперед. Так, отпуск
электроэнергии потребителям достиг в 1985 г. 1548 млрд. кВт-ч
© Энергоатомиздат, «Энергетик», 1986 г.
и вырос по сравнению с 1984 г. на 3,7 %.
Увеличился на 3,8 % и отпуск тепла, он составил 1053 млн. Гкал.
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
снизился на 2,2 г и достиг в 1985 г. 324 г/(кВт-ч).
Установленные энергетические мощности увеличились
в истекшем году более чем на 12 млн. кВт. Введены блоки
по 1000 МВт каждый на Запорожской, Курской АЭС,
второй блок 800 МВт на Сургутской ГРЭС-2, пятый блок
300 МВт на Азербайджанской ГРЭС и целый ряд
агрегатов на других электростанциях.
Растет производство электрической энергии на
атомных электростанциях. В 1985 г. на АЭС выработано
171 млрд. кВт-ч, или 11 % всей отпущенной
электроэнергии. Важное значение имеют принципиально новые
направления в энергетике — создание атомных ТЭЦ (АТЭЦ) и
атомных станций теплоснабжения (ACT). Эти работы
являются весьма перспективными.
Подготовка к XXVII съезду КПСС, который определит
основные задачи дальнейшего экономического и
социального развития страны, вызывает у энергетиков, как и у
всех трудящихся страны, высокий трудовой и политически i
подъем. С огромным интересом и деловитостью
обсуждаются в партийных организациях и трудовых коллективах
проекты новой редакции Программы КПСС, изменений в
Уставе партии, Основных направлений экономического и
социального развития СССР на 1986—1990 гг. и на период
до 2000 г.
«Важнейшая задача, — подчеркивается в проекте
новой редакции Программы КПСС, — эффективное развитие
1

топливно-энергетического комплекса страны. Устойчивое
удовлетворение растущих потребностей страны во всех
видах топлива и энергии требует улучшения структуры
топливно-энергетического баланса, ускоренного подъема
атомной энергетики, широкого использования возобновляемых
источников энергии, последовательного проведения во всех
отраслях хозяйства активной и целенаправленной работы
по экономии топливно-энергетических ресурсов».
«В каждом объединении, на каждом предприятии и
на каждом рабочем месте, — говорится в новой редакции
Программы КПСС, — надо максимально использовать
резервы роста производительности труда. Необходимо
активно бороться за снижение трудоемкости изделий, за
сокращение потерь рабочего времени, внедрение новейшей
техники и технологии, укреплять порядок и дисциплину,
совершенствовать нормирование, широко применять
прогрессивные формы научной организации труда, поднимать
культуру производства, добиваться, чтобы трудовые коллективы
становились все более стабильными».
«Предметом постоянного внимания партии, —
указывается далее в главном теоретическом и политическом
документе КПСС, — является развитие социалистического
соревнования. Это важнейшая сфера развертывания
творчества трудящихся, один из основных способов
самоутверждения и общественного признания личности. Опираясь на
ленинские принципы, необходимо совершенствовать
организацию и повышать действенность соревнования, изживать
формализм и шаблон, шире распространять передовой опыт,
подтягивать отстающих до уровня передовиков, развивать
дух инициативы, товарищеского сотрудничества и
взаимопомощи. Важнейшее значение имеет всемерная поддержка
инициативы и творчества масс, направленных на ускорение
научно-технического прогресса, рост производительности
труда, бережное иаюльзование ресурсов, повышение
эффективности производства и качества продукции, снижение
ее себестоимости, на обеспечение четкого трудового ритма
и своевременного выполнения договорных обязательств,
достижение лучших конечных народнохозяйственных
результатов».
Усилия энергетиков на предсъездовской трудовой вахте
направлены на то, чтобы достойно встретить высший
партийный форум. Успешно выполнили свои социалистические
обязательства в честь XXVII съезда КПСС коллективы
Красноярской ГЭС, Конаковской ГРЭС, Литовской ГРЭС и
целого ряда других энергетических предприятий.
С уверенностью в свои силы и возможности вступают
труженики отрасли в новый этап развития экономики
страны.
В 1986 г. перед энергетиками поставлены крупные
задачи. Потребителям должно быть отпущено 1600 млрд.
кВт-ч электроэнергии, что означает рост к отпуску 1985 г.,
на 4%, а отпуск тепла возрастет до 1085 млн. Гкал. Ввод
новых мощностей установлен в размере 14,3 млн. кВт.
Войдут в строй первые блоки мощностью 800 МВт
Березовской ГРЭС на бурых углях КАТЭК и Пермской ГРЭС
на кузнецком угле. С вводом последнего агрегата Саяно-
Шушенская ГЭС достигнет полной мощности 6,4 млн. кВт.
Особенно большое развитие получит атомная
энергетика. Начнут работать новые «миллионники» на Балаков-
ской, Калининской, Запорожской, Чернобыльской АЭС и
первый блок Хмельницкой АЭС. На Игналинской АЭС
войдет в эксплуатацию второй блок мощностью 1,5 млн.
кВт.
Значительное развитие предусматривается и в
теплофикации страны. Так, будут введены новые
теплофикационные агрегаты на Хабаровской ТЭЦ-2, Вильнюсской
ТЭЦ-3, Омской ТЭЦ-3, Новосибирской ТЭЦ-5 и дри
Для успешного решения этих больших задач
необходимо добиваться интенсификации энергетического
производства, эффективного использования установленных
мощностей, ускорения научно-технического прогресса в отрасли.
Требуется глубокая перестройка системы управления
энергетикой с упразднением излишних звеньев аппарата,
укрупнением районных управлений и объединений и
расширением их прав. На всех ступенях управления необходимы
инициатива, высокая активность, социалистическая
предприимчивость. Нужно шире распространять коллективные
формы труда.
Сегодня как никогда важно повышение уровня
эксплуатации и ремонта оборудования, качества работы,
активное распространение передового опыта.
Чтобы обеспечить возрастающие нужды в
электроэнергии и тепле, предусматривается ускорение реконструкции
устаревших энергетических объектов, технического
перевооружения тепловых электростанций, электрических сетей и
систем теплоснабжения, устранение разрывов мощностей и
узких мест, всемерное сокращение простоя агрегатов в
в ремонте с удлинением их межремонтной кампании.
Следует осуществить в полной мере решение Минэнерго
СССР о передаче электростанциям персонала постоянных
участков ВПО Союзэнергоремонт, что должно
способствовать удешевлению, ускорению и повышению качества
ремонтных работ.
В проектах новых и реконструируемых электростанций
должны предусматриваться наиболее прогрессивные и
экономичные решения с необходимой степенью механизации и
автоматизации производства, обеспечивающей увеличение
производительности и улучшение условий труда
эксплуатационного и ремонтного персонала, а также мероприятия,
направленные на удовлетворение его социальных
потребностей. Новые объекты должны сооружаться по этим
проектам в максимально сокращенные сроки.
На новом этапе еще большее значение приобретают
всемерная экономия топливно-энергетических ресурсов, их
рациональное расходование, максимальное использование
на тепловых электростанциях имеющихся резервов
экономичности. В этом направлении важную роль играет резкое
уменьшение потерь в электрических сетях, которые все еще
значительны. Необходимо пересмотреть устаревшие
удельные нормы токовой нагрузки проводов линий
электропередачи, значительно увеличить ввод реактивной мощности и
улучшить режимы работы электросетей.
Вместе с тем важное значение имеют меры по
улучшению и регулированию графиков нагрузки, созданию
маневренных мощностей, в частности, более широкое
применение парогазовых установок, а для уплотнения графиков
нагрузки — электрическое аккумулирование тепла.
Требуется усиление работ по освоению новой
техники, автоматизации производства, механизации трудоемких
операций, сокращению ручного труда.
Особенно необходимы непрерывное улучшение
подготовки, повышение квалификации персонала, усиление про-
тивоаварийной работы, совершенствование техники
безопасности и охраны труда, укрепление производственной и
трудовой дисциплины.
Дальнейшее развитие в отрасли должны получить
социалистическое соревнование, новаторство, эффективные
формы профсоюзной работы. Больше внимания должно
уделяться вопросам социального развития трудовых
коллективов.
Журнал «Энергетик» будет освещать на своих
страницах опыт работы в указанных направлениях и ожидает
соответствующих статей и материалов от читателей.

с
овершенствование хозяйственного
механизма, эффективность
производства и начество работы
Бригадная форма организации труда
на электростанциях Башкирской энергосистемы
ШАЙГАНОВ Н. X., канд. эконом, наук
В 1983 г. оперативный (вахтенный) персонал Уфимской
ТЭЦ-2 им. М. С. Резяпова стал работать по бригадной
форме организации труда. В бригаду был объединен
персонал одной смены всех цехов, т. е. вахта.
Весь оперативный персонал электростанции
рассматривается как комплексная сквозная бригада с единой
материальной заинтересованностью и ответственностью. В этом
случае система материального поощрения строится на
основе начисления премии всей бригаде за конечные
результаты работы в течение месяца и распределения ее между
членами бригады по коэффициенту трудового участия
(КТУ); в отличие от действующей в настоящее время на
электростанциях системы, когда премирование работников
вахты производится по индивидуальным результатам
труда, хотя надежность и качество работы оборудования
зависят от коллективной деятельности членов всей вахты.
Переводу на новую форму организации и оплаты
труда на Уфимской ТЭЦ-2 предшествовала работа по
совершенствованию производства и внедрению научной
организации труда на рабочих местах, в цехах электростанции.
Была произведена привязка типовых проектов организации
труда в электрическом цехе, переработаны карты
организации труда машинистов котлов.
Конечный результат работы смен, за который
начисляется премия, зависит от следующих основных показателей:
выполнения диспетчерского графика несения нагрузок
и коэффициента готовности оборудования;
выдерживания параметров технологических процессов
в пределах, предусмотренных ПТЭ и производственными
инструкциями;
соблюдения ПТБ и выполнения правил внутреннего
трудового распорядка работы;
обеспечения чистоты и порядка на рабочих местах.
Источником премирования членов бригады является
для рабочих фонд заработной платы и плановый фонд
материального поощрения, а для инженерно-технических
работников — плановый фонд материального поощрения.
Оплата и стимулирование труда в бригаде осуществляется
по повременно-премиальной системе. Конечный результат
работы определяется количественной оценкой качества
работы бригады, полученной путем подсчета выполнения
показателей премирования по разработанной методике.
Максимальный размер премии (45 %) начисляется бригаде,
имеющей наивысшую оценку качества работы, затем в
соответствии с полученными оценками — 40; 35 и 31 %.
Основное условие премирования — отсутствие аварий
и тяжелых несчастных случаев в данной смене по вине
персонала. При невыполнении указанного основного
условия премия не начисляется. Предусмотрены
дополнительные условия премирования: выполнение плана по рабочей
мощности и удельному расходу условного топлива в целом
по электростанции. При невыполнении этих показателей
сумма премии снижается на 25 % рабочим и на 50 %
инженерно-техническим работникам.
Для более полного учета индивидуального вклада
каждого члена бригады в коллективный результат труда совет
бригады определяет конкретное значение КТУ в
соответствии с разработанным положением. При распределении
экономии фонда заработной платы и премии с учетом КТУ его
значение устанавливается от 0,5 до 1,5, а при
распределении только премии значение его принимается от 0 до 2.
Бригадиру начисляется надбавка в размере 10 %
тарифной ставки. Из-за сжатых сроков оформления документов
для начисления и выплаты заработной платы учетный
период для подсчета оценки качества работы смены за
месяц устанавливается с 25 числа предыдущего месяца до
25 числа текущего, 26 числа текущего месяца учетная
группа ПТО передает на смену и работникам ЦПЭО оценку
качества работы по каждой бригаде за месяц. Бригадиры
не позднее 27 числа текущего месяца передают в ЦПЭО
протоколы для утверждения КТУ.
Количественная оценка качества работы бригады
определяется по формуле:
Акач —
Кс.п+Ктъ+ Кч + ЛГт.д
где /Сс.п — показатель соблюдения параметров работы
оборудования, установленных ПТЭ и производственными
инструкциями; КПТБ — показатель соблюдения правил
техники безопасности и внутреннего трудового распорядка;
/Сч — показатель чистоты рабочего места; /Ст д —
показатель соблюдения трудовой дисциплины.
Показатель соблюдения параметров работы
оборудовало
Тсм^ — 2 Тг\
где Гсм — продолжительность смены, мин; п — число
учитываемых параметров; 2Г0Ткл — сумма продолжительности
отклонений всех учитываемых параметров от заданных
пределов, мин.

В 1985 г. по примеру Уфимской ТЭЦ-2 на бригадную
форму организации и стимулирования труда перешел и
оперативный персонал Уфимской ТЭЦ-3.
В бригаду входит эксплуатационный персонал котло-
турбинного, электротехнического, химического цехов и цеха
тепловой автоматики. Бригада делится на звенья. Звено
включает персонал одного цеха или отделения. Бригада
возглавляется начальником смены станции, а звенья —
начальниками смены цехов, которые назначаются приказом
по ТЭЦ.
На собрании бригады открытым голосованием был
избран совет бригады, утвержденный приказом по ТЭЦ. В
работе совета принимают участие заместители
начальников цехов.
Бригаде планируются основные количественные и
качественные показатели работы на месяц и
обеспечивается сочетание коллективной и личной
материальной заинтересованности в высоких конечных
результатах коллективного труда. Конечный результат работы
каждой бригады определяется количественной оценкой
качества ее труда, полученной путем подсчета коэффициентов
качества по показателям, согласно разработанной методике,
по формуле:
к + 2/С7+27С8 + 2/С9 ,
п кач г
+ 2 ю + 2 #ii + 2 /С12 + 2 /С13,
где 2/Ci — коэффициент выполнения диспетчерского
графика и задания по рабочей мощности (/Ci = 0h- +0,05);
2/(2 — коэффициент выдерживания параметров
технологического пара потребителям (/(2=—0,01-5-+0,05); 2/С3 —
коэффициент выдерживания давления пара перед
турбинами (/Сз= —0,01 -*- +0,04); 2/С4 — коэффициент
выдерживания температуры свежего пара перед турбинами (7С4 =
= —0,01-5- +0,04); 2/Cs — коэффициент ведения
технологических режимов в соответствии с ПТЭ и
производственными инструкциями (/С5 = 0-5- +0,07); 2/Сб — коэффициент,
учитывающий содержание кислорода в дымовых газах
(/Сб= —0,01-5- +0,1); 2/(7 — коэффициент соблюдения
экономического и бескоррозионного сжигания топлива (/(7=
= —0,01-5-0); 2/С8 — коэффициент, учитывающий качество
работы контрольно-измерительных приборов, диаграмм и
лент (/Св= —0,01-5-0); 2/Сэ — коэффициент подготовки
рабочих мест и допуска к работам ремонтного персонала
(/(9= —0,01-5-0); 2#10 — коэффициент, характеризующий
отказы по вине персонала (при отказе I степени /Сю = —0,1,
при отказе II степени /Сю=—0,05); 2/Сц — коэффициент,
характеризующий состояние трудовой и производственной
дисциплины (Кп— —0,02-5-0); 2/Ci2 — коэффициент,
характеризующий состояние техники безопасности (Kiz=
= —0,25-5-0); 2/Ci3 — коэффициент, характеризующий
чистоту на рабочем месте (К\з= —0,05-5- +0,03); п — число
смен, отработанных бригадой за отчетный период.
Система премирования членов бригады
предусматривает сохранение действующей (базовой) премии,
начисляемой работникам в соответствии с положением о
премировании. Основное условие начисления премии — отсутствие
аварии по вине членов бригады. По оценке качества труда
бригады за месяц определяется повышающий коэффициент
к базовому размеру премии. Значение коэффициента
качества ограничено: /СКач = 0-^-0,25.
Общий размер премии (в %) каждому члену бригады
за месяц определяется по формуле:
П = Пбаз(1+^качХКТУ),
где Пбаз — базовый размер премии по данной профессии
(должности), %; /Скач — коэффициент качества работы
бригады за месяц.
Решение о применении КТУ принимается на общем
собрании бригады при наличии письменного согласия всего
персонала. Значение КТУ устанавливается в пределах от
0 до 2. С целью обеспечения объективности при
установлении КТУ совет бригады (бригадир) ведет постоянный
учет упущений в работе каждого члена бригады, а
заместители начальников цехов по эксплуатации контролируют
правильность этого учета. Значение КТУ, определенное по
результатам работы за месяц для каждого члена бригады,
утверждается на заседании совета бригады и доводится до
сведения всего персонала. Лишение члена бригады базовой
премии на 100 % автоматически лишает его и
распределения премии по КТУ. Возникающие в отдельных случаях
разногласия между советом бригады и его членами, по
установлению КТУ разрешаются на общем собрании бригады
и при несогласии с его решением в порядке,
установленном трудовым законодательством.
В 1984 г. за счет внедрения бригадной формы
организации труда на Уфимской ТЭЦ-2 получен экономический
эффект 13,4 тыс. руб. Существенно улучшены учитываемые
показатели работ оперативного персонала Уфимских ТЭЦ-2
и ТЭЦ-3. Так, за I квартал 1985 г. по сравнению с тем же
периодом прошлого года на этих электроцентралях
сэкономлено более 1,2 тыс. т условного топлива, повысилась
надежность работы оборудования, не допущено аварий,
снижено число отказов I степени по вине персонала; не
было случаев невыполнения диспетчерского графика
несения нагрузки и коэффициента готовности оборудования;
сократились случаи нарушения производственной
дисциплины и правил внутреннего трудового распорядка.
Опыт работы Уфимских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 по новой
системе организации и стимулирования труда оперативного
персонала успешно распространяется на Кумертауской, Но-
во-Стерлитамакской ТЭЦ и ТЭЦ Башбиохимкомбината.

Тс
опливо, электроэнергия, тепло:
резервы экономии
Оценка изменения экономичности турбины
К-210-130 ЛМЗ в межремонтный период
РЫ БАЧКОВ С. B.t БЕРКОВ ИЧ #. Д., РУБЦОВ В. Я., инженеры
Средазтехэнерго — Средазэнерго — Марыйская ГРЭС
Вопросам оптимизации работы турбин в
межремонтный период (МРП) в настоящее время уделяется большое
внимание, так как увеличение МРП является одним из
основных путей повышения эффективности рабочих тепловых
электростанций. При определении оптимальных сроков
вывода турбоустановок в капитальный ремонт может оказать
существенную помощь знание среднего за какой-либо
период снижения экономичности турбины, восстанавливаемой
после капитального ремонта.
Для определения качества проводимых ремонтных
работ, уточнения и развития методики экспресс-испытаний
турбин на одной из турбин К-210-130 ЛМЗ Марыйской
ГРЭС в период 1979—1983 гг. предприятиями
Средазтехэнерго и Средазремэнерго проводились тепловые и
экспрессные испытания. В работе участвовали представители
Харьковского филиала ЦКБ Союзэнергоремонта и Белэнерго-
ремналадки.
Испытания не имели своей целью получение данных
для анализа динамики изменения экономичности турбины
в МРП. Однако было бы неразумно отказаться от
попытки обобщения в таком аспекте накопленных
экспериментальных материалов в МРП 1979—1983 гг.
На турбине проводились в этот период следующие
испытания:
в феврале и апреле 1979 г. — экспресс-испытания до
капитального ремонта;
в июле 1979 г. — экспресс-испытания после
капитального ремонта;
в декабре 1979 г. — тепловые испытания и текущие
экспресс-испытания;
в сентябре 1980 г., сентябре 1981 г., марте 1983 г. —
текущие экспресс-испытания;
в июле 1983 г. — совмещенные тепловые и экспресс-
испытания до капитального ремонта;
в октябре 1983 г. — экспресс-испытания после
капитального ремонта.
Основные параметры, по которым определяются
технико-экономические показатели работы турбины (мощность,
давление, температура, расходы среды при тепловых
испытаниях), фиксировались приборами повышенного класса
точности (в основном 0,5) и дублировались показаниями
проверенных штатных приборов. Объем измерений
соответствовал инструкции.
Условия эксплуатации оборудования станции
Режим работы энергоблоков Марыйской ГРЭС —
маневренный. На станции используется природный газ двух
независимых месторождений с теплотой сгорания 33,52
МДж/кг (8000 ккал/кг). Прямоточная система
технического водоснабжения станции базируется на Каракумском
канале имени В. И. Ленина. Температура охлаждающей
воды изменяется от +5 до 29-ь30°С.
До капитального ремонта 1979 г. турбина проработала
около 24 600 ч, в МРП после него еще 28 400 ч. Средняя
нагрузка турбины в МРП составила около 174 МВт, а
общая выработка электроэнергии — 4,94 млрд. кВт-ч.
Суточные колебания нагрузки энергоблока находились в
пределах 130—210 МВт. Параметры теплового процесса
поддерживались следующими: давление свежего пара —
130 кгс/см2, температура свежего пара и пара после
промежуточного перегрева — 540 °С. Фактический вакуум
составлял в зимнее время 0,03—0,04 кгс/см2, а в наиболее
жаркое время года (июль, август) 0,086—0,09 кгс/см2.
Работа энергоблоков со скользящим давлением
свежего пара перед турбиной станцией не практикуется.
В период между капитальными ремонтами 1979 и
1983 гг. проводились средние ремонты (февраль 1981 г.,
июнь 1982 г.), а также текущие ремонты (июль 1980 г. и
январь 1982 г.). В МРП произошло восемь аварийных
остановов энергоблока, из них четыре из-за повреждений
оборудования машинного зала. Аварий на турбине не
было
Изменение состояния ЦВД
В различных сериях испытаний производилось
определение КПД цилиндра высокого давления с включенной и
отключенной регенерацией, при скользящем и номинальном
давлении свежего пара. Для сопоставления и анализа всех
отн.ед
1,00
0j 98
отн.ед
1,00
0,98
отн.ед
1,00
0,98
0jS6
отн.ед
1,02
1,00
Sf
WS\
Нэ/Pos
\э 00,983
0,982
Капремонт
0,380
Капремонт-
1,024
1,00 1,005
\щ
|гО-
Л00\
Vo-
1979 г
1980г
1981 г
1982 г
1983Г
Рис.
I Изменение КПД цилиндров и экономичности
турбины по данным экспресс-испытаний:
Мэ'Роз — отношение мощности к давлению в
контрольной ступени, полученное в ходе экспресс-испытаний.
Построено по результатам 36 опытов; D0— расход свежего
пара на турбину. Использованы результаты 30 опытов
2 Энергетик Ni 1
5

1960
сгТ)ккал/(кВт'Ч£
гооо
140 150 160 ПС 180 190 200NT1H*r
Рис. 2. Удельный расход теплоты на выработку
электроэнергии:
1 — декабрь 1979 г., 6 мес эксплуатации после
капитального ремонта; 2 — июль 1983 г., (до капитального
ремонта); 3 — октябрь 1983 г. (после капитального ремонта)
опытных значений КПД график его изменения в МРП
(рис. 1) построен по относительному значению КПД
(использованы результаты 72 опытов). Номинальным принято
значение КПД после капитального ремонта 1979 г.
Следует отметить, что во время ремонта 1979 г ЦВД
не вскрывался, так как во время ремонта 1978 г. (с
вскрытием ЦВД) его состояние было признано
удовлетворительным. Увеличение КПД (он определялся по состоянию пара
перед стопорными клапанами) после капитального ремонта
1979 г. объясняется тем, что были выполнены ремонтные
работы на регулирующих клапанах (перепрессовка седел,
замена парового сита на втором клапане).
В течение первых 6 мес эксплуатации КПД цилиндра
высокого давления снизился до первоначального (доремонт-
ного) значения и сохранялся потом на этом уровне в
течение МРП.
Абсолютное значение КПД во всех сериях испытаний
было на 2,5—3,5 % абс. ниже типовых значений. При
вскрытии цилиндра во время капитального ремонта 1983 г.
было обнаружено повреждение обоймы регулирующеъй
ступени и общее ухудшение состояния всей проточной части
цилиндра Обойма была демонтирована, что привело к
снижению КПД цилиндра примерно на 1,5 % абс. По
согласованию с ЛМЗ турбина была введена в эксплуатацию без
обоймы.
Изменение состояния ЦСД
При построении графика изменения относительного
значения КПД цилиндра среднего давления в МРП (рис. 1)
использованы результаты 84 опытов. При этом
номинальным принято значение КПД после капитального ремонта
для соответствующих серий опытов.
Во время капитального ремонта 1979 г. экономичность
ЦСД за счет ремонтных работ по проточной части
увеличилась на 0,8 % абс. В течение первых 6 мес эксплуатации
значение КПД находилось на одном уровне, а затем
постепенно снижалось и за два года уменьшилось примерно
на 2 %. В результате капитального ремонта 1983 г.
изменение экономичности ЦСД составило 0,8 %, как и в 1979 г.
Оценка изменения фактической экономичности турбины
Изменение экономичности турбины по данным
экспресс-испытаний (36 опытов) также представлено на рис. 1.
При этом из-за значительного расхождения условий
проведения испытаний в сериях опытов 1979—1981 гг. и
1983 г. (что было обусловлено как программой работ, так
и состоянием оборудования энергоблока) за исходное
состояние принимались данные испытаний после
соответствующих капитальных ремонтов.
В результате капитального ремонта 1979 г. (без
вскрытия ЦВД) улучшение экономичности турбины составило
1 %, затем в течение 6 мес эксплуатации экономичность
турбины снизилась примерно на 1,5 % и за 2,5 года
эксплуатации еще на 2 %.
В результате ремонта 1983 г. повышение
экономичности турбины по данным экспресс-испытаний составило 2 %,
а фактически еще больше, так как удаление обоймы
регулирующей ступени ЦВД снизило общую экономичность
турбины примерно на 0,5 %.
Суммарное изменение экономичности турбины в МРП
может быть определено также по изменению расхода
пара и теплоты при соответствующей мощности. При этом
все опытные данные (30 опытов), полученные в ходе
упрощенных тепловых испытаний, приводились к единым
условиям (параметры и тепловая схема).
Учитывая, что испытания с определением расхода пара
и теплоты на турбину проводились всего 3 раза, характер
кривой изменения экономичности турбины в МРП выявить
не представилось возможным. Общее изменение
экономичности в МРП составило 2,7 %, что сопоставимо с
изменением расходов условного топлива на энергоблок в целом.
По данным ПТО станции максимальные (в летнее время)
расходы условного топлива возросли в течение МРП на
2 %. В результате ремонта 1983 г. состояние турбины
улучшилось: удельный расход теплоты снизился на 1,6 %
(рис. 2).
Проанализировав все экспериментальные материалы,
полученные в 1979—1983 гг., и эксплуатационные данные
о работе энергоблока, можно дать следующую оценку
изменения экономичности турбины:
изменение экономичности во время капитального
ремонта 1979 г. (без вскрытия ЦВД) составило около 1 %;
в течение МРП (28 400 ч) экономичность турбины
ухудшилась примерно на 2,5—2,7 %;
изменение экономичности турбины в результате
выполненного в полном объеме в 1983 г. капитального ремонта
составило 1,6—2 %, а фактически еще больше, так как
работа без обоймы регулирующей ступени ЦВД снижает
общую экономичность турбины примерно на 0,5 %.
Усовершенствованная схема подогрева
подпиточной воды дня теплосети
ШАРАПОВ В. И канд. техн наук
Ульяновская ТЭЦ-1
В крупных системах теплоснабжения с открытым
горячим водоразбором и с вакуумной деаэрацией подпиточной
воды весьма важна надежная защита оборудования и
трубопроводом от внутренней коррозии, обусловленной
присутствием в воде кислорода и свободной углекислоты.
Эффективность противокоррозионной обработки
существенно зависит от схемы подогрева подпиточной воды на
ТЭЦ. Как правило, исходная вода подогревается до 10—
30 °С во встроенных пучках конденсаторов турбин. Этот
подогрев Зависит от сезонного изменения пропуска пара в
конденсаторы. После умягчения и декарбонизации вода
нагревается в теплообменниках, установленных перед
вакуумными деаэраторами, и непосредственно в деаэраторах.
Доказано, что нормативное остаточное содержание
растворенного кислорода в деаэрированной подпиточной воде
обеспечивается при подогреве воды перед деаэраторами до
35—45 °С и в вакуумных деаэраторах — до 504-55 °С. В то
же время для удаления свободной углекислоты в вакуумных
деаэраторах при традиционной тепловой схеме водоподго-
товки нередко необходим нагрев подпиточной воды перед
деаэраторами до 60—70 °С, а в деаэраторах — до 70—
80 °С. На большинстве ТЭЦ такой тепловой режим вакуум-
6

/
(5 Ъ ЗГз
WBI
■f.
77
Ф
Ф
Ф Ф (J
Схема подготовка подпитонной воды
ной деаэрации трудно осуществить из-за отсутствия в схеме
подготовки подпиточной воды подогревателей требуемой
теплопроизводительности, что серьезно затрудняет удаление
углекислоты. А на ТЭЦ, где повышенный подогрев
деаэрируемой воды можно выполнить, его осуществление приводит
к понижению экономичности использования
низкопотенциальных отборов пара теплофикационных турбин.
Автором статьи совместно с Р. М. Кадыровым и
В. И. Максимовым разработана и внедрена тепловая схема
водоподготовки, позволяющая значительно повысить
экономичность, качество и надежность противокоррозионной
обработки подпиточной воды. В схеме предусмотрено
снижение конечной температуры подпиточной воды
перераспределением долей удаляемой свободной углекислоты между
декарбонизаторами и вакуумными деаэраторами и
соответствующим перераспределением подогрева воды между
элементами схемы.
Основной подогрев подпиточной воды (до 40—50°С)
предложено осуществлять перед декарбонизаторами.
Подогреватели декарбонизированной воды перед вакуумными
деаэраторами и буферные сульфоугольные фильтры, обычно
применяемые при Н-катионировании или подкислении,
исключены из схемы.
Эти технические решения реализованы в схеме водо-
подготовительной установки Ульяновской ТЭЦ-1 (см.
рисунок). Исходная вода, поступающая из городского
водопровода 7, подогревается во встроенных пучках 2
конденсаторов турбин ПТ-80, Т-100 и в одной из половин конденсатора
турбины ПТ-60. Насосами 3 вода подается в подогреватели
4 типа ПСВ-315-3-23, где осуществляется основной ее
подогрев, и далее в химический цех После узла подкисления 5
вода обрабатывается в декарбонизаторах 6. Вентиляторы
7 декарбонизаторов оснащены калориферами 8 для
подогрева воздуха в зимнее время Из баков декарбонизаторов
насосами 9 вода перекачивается в вакуумные деаэраторы 10
типов ДВ-800 и ДВ-400, установленные в котлотурбинном
цехе. Греющим агентом в вакуумных деаэраторах служит
сетевая вода, нагретая в теплообменнике 77 типа
ПСВ-315-14-23 до 95—105 °С. Из баков-аккумуляторов 12
подпиточными насосами 13 вода направляется в обратный
сетевой трубопровод 14.
Новая схема предусматривает значительное повышение
роли декарбонизаторов в противокоррозионной обработке
подпиточной воды. Проведенные испытания показали, что
при подогреве воды до 40—50 °С содержание свободной
углекислоты в декарбонизированой воде снижается до 1,4—
3 мг/кг.
Удаление большей части свободной углекислоты в
декарбонизаторах существенно облегчает ее окончательную
десорбцию в вакуумных деаэраторах. Именно это позволяет
на 15—25 °С снизить температуру деаэрируемой воды, что
необходимо для удаления С02 при вакуумной деаэрации.
Конечную температуру деаэрированной подпиточной воды
достаточно поддерживать в пределах 50—60 °С.
Очень важно, что при подогреве воды перед
декарбонизаторами до 40—50 °С можно значительно улучшить ее про-
тивонакипную обработку, определяемую преимущественно
глубиной снижения карбонатной жесткости. В традиционных
схемах глубина умягчения нередко ограничивается из-за
трудностей удаления углекислоты из воды с низкой
щелочностью в вакуумных деаэраторах. Предлагаемая схема
снимает эти ограничения, поскольку позволяет обеспечить
эффективную десорбцию свободной углекислоты при
понижении щелочности обрабатываемой воды до 0,15—0,3 мг-экв/кг.
Весьма перспективно, на наш взгляд, сочетание новой
тепловой схемы с режимом силикатной или щелоч
но-силикатной коррекции. Такое сочетание надежно гарантирует
качество противокоррозионной обработки подпиточной воды
при минимальном расходе корректирующих реагентов и
высокой экономичности теплофикационной установки.
Внедрение усовершенствованной схемы подогрева
совместно с щелочно-силикатной обработкой подпиточной
воды на Ульяновской ТЭЦ-1 обеспечило значительное
снижение содержания железа в сетевой воде; в течение
отопительного сезона оно не превышало 0,3 мг/кг. По сравнению с
предыдущим отопительным сезоном уменьшилось в среднем
на 1 кгс/см2 гидравлическое сопротивление водогрейных
котлов. Понижение температуры подпиточной воды привело к
более выгодному перераспределению тепловых нагрузок
между отборами теплофикационных турбин и дало
экономию условного топлива более 6000 т в год.
Вывод
Схема водоподготовки с подогревом воды до 40—50 °С
перед декарбонизаторами рекомендуется для подпитки
крупных открытых систем теплоснабжения с вакуумной
деаэрацией и Н-катионировапнем или подкислением подпиточной
воды, а также при использовании исходной воды с
пониженной щелочностью.
Из потока технической инфоржации
Полиуретановые уплотнения воздушных
выключателей. В Уралтехэнерго (620049, Свердловск, пер.
Автоматики, 3) разработана технология
изготовления полиуретановых уплотнений воздушных
выключателей Полиуретановые уплотнения надежнее
резиновых и могут быть сравнительно легко
восстановлены при износе в эксплуатации
Рекомендуется особенно для небольших
клапанов «обратная» заливка полиуретана в корпус
клапана через отверстие со стороны, противоположной
уплотнению Такой способ сводит к минимуму
операции по- обработке уплотняющих поверхностей
после заливки и сокращает расход материалов Форма
для «обратной» заливки повторяет размеры клапана.
Для заливки полиуретаном прежде всего
используются клапаны, ранее отбракованные, с
дефектной резиной Перед заливкой производятся
удаление резины, чистка, сушка и смазка кремний-
органическим вазелином Возможно сочетание
полиуретана с резиной в качестве заполнителя
нерабочей части уплотнения. Качество уплотнений
контролируется по цвету (темно-коричневый) и
твердости (83 отк ед прибором ТИР-2).
2*
г

о
пыт эксплуатации
энергетических блоков ТЭС
>пыт освоения газомазутных котлов ТГМП-314п
с подовой компоновкой горелок
ЮСУПОВ Р. У, КУПЧЕНКО В. А , ПОСЛАВСКИЙ А. М., инженеры
Мосэнерго — Союзтехэнерго — ТЭЦ-25 Мосэнерго
Прямоточный газомазутный котел ТГМП-314п,
установленный на ТЭЦ-25, является первым в системе Мосэнерго
котлом сверхкритических параметров с подовой
компоновкой горелок. Он создан на базе серийного котла ТГМП-314
и отличается в основном типом и местом установки горс-
лочпых устройств.
На первой очереди ТЭЦ по проекту предусматривалась
установка трех блоков 250 МВт с котлами ТГМП-314ц.
Опыт эксплуатации этих котлов на других ТЭЦ Мосэнерго
показал, что из-за конструктивных недостатков горелочных
устройств — циклонных иредтопков летом, при избытке газа
в топливном балансе ТЭЦ приходилось постоянно сжигать
на данных котлах мазут (не менее 25% по теплу). При
длительном, более 2 нед сжигании только газа происходит
«вымывание» футеровки циклонов с оплавлением шипов.
Было принято решение о реконструкции топочно-горе-
лочиых устройств на подовое расположение горелок. Проект
реконструкции котла, разработанный Харьковским
филиалом ЦКБ Союзэнергоремонта, предусматривал установку на
поду топки восьми газомазутиых горелок. Реконструкция
котла, станционный № 3, была выполнена в процессе
монтажа с участием ПО «Красный котельщик»; котлы,
станционные № 4 и 5, поставлялись заводом уже с подовой
компоновкой горелок.
Производительность каждой горелки при работе на
мазуте— 9000 кг/ч, при работе па газе—10 500 нм3/ч.
Конструкция горелок — трехтопочная, с регулируемой степенью
закручивания воздуха в периферийном канале (рис. 1). Углы
поворота лопаток завихрителя изменяются от 45 до 30°.
Расчетное сопротивление горелок по воздуху — 2,75, по газу —
29,4 кПа.
На котле предусмотрена рециркуляция дымовых газов,
для этого установлены два дымососа ДРГ-20, изготовленные
ЦРМЗ Мосэнерго с максимальным использованием деталей
и узлов мельничного вентилятора ВМ-180/1100. Дымовые
газы на рециркуляцию забираются из конвективной шахты
за водяным экономайзером и подаются в воздуховод
горячего воздуха за РВП.
На всех котлах этой серии организован контроль
температуры металла НРЧ. На отметке 13—14 м установлены
восемь температурных вставок, по четыре на фронтовой и
задней стенках топки. На последующих котлах этой серии,
станционные № 4 и 5, отметка установки вставок
определена на основании испытаний, проведенных на
рассматриваемом котле. На всех котлах установлен
нейтрально-кислородный водный режим.
Освоение котла ТГМП-314п можно условно разделять
на два этапа — до и после реконструкции. В начальный
период эксплуатации выявился ряд дефектов, снижавших его
надежность и экономичность. Так, из-за неудачного выбора
места установки узла встроенных сепараторов тепловосприя-
тие пароперегревательного тракта оказалось увеличенным
более чем в 1,5 раза по сравнению с рекомендуемым, из-за
чего пуски котла из холодного состояния вызывали
определенные трудности в поддержании температуры среды за
коглом.
Из-за ошибки при монтаже направление закручивания
потока воздуха в горелках оказалось противоположным
проектному (рис. 2). Это привело к нарушению аэродинамики
топки и к бессистемным перебросам факела от одной стенки
топки к другой. Смещение факела вызывалось различными
факторами, основным из которых были степень
закручивания потока воздуха в горелках и скорость его на выходе
из них. Следует отметить, что сопротивление установленных
на котле горелок в 1,6 раза выше расчетного и составляет
2,75 кПа.
Однорядный ширмовый пароперегреватель, состоящий
из 20 ширм, имел большую температурную разверку как по
ширине топки, так и между змеевиками внутри ширмы. Раз-
верка по ширмам достигала 20 °С при работе котла на газе
и 5—10°С на мазуте, по лобовым змеевикам — соответ-
1250
Рис. 1. Газомазутная подовая горелка:
1 — тангенциальный регистр; 2 — аксиальный завихритель;
3 — розетка; 4 — центральный воздушный канал; 5 —
средний воздушный канал; в — периферийный воздушный
канал, 7 — центральная газовая камера; 8 — периферийная
газовая камера; 9 — паромеханическая мазутная форсунка;
10— привод аксиального завихрителя; // — защитный
кожух; 12 — воздушный короб
8

ственно 60 и 45—50 °С (при расчете от средней температуры
пары). Это отвечало следующим коэффициентам тепловой
разверкп по ширине газохода — 1,15-^1,34, по змеевикам
внутри ширмы — 1,6-4-1,8 против 1,25 по расчету.
Для повышения надежности, экономичности и
улучшения пусковых характеристик во время одного из ремонтов
на котле был выполнен ряд мероприятий:
>мепьшение поверхности ширмового пароперегревателя
с 480 до 405 м2 за счет вырезки из каждой ширмы четырех
внутренних змеевиков;
реконструкция узла пускового впрыска;
установка на встроенных узлах проектных
регулирующих клапанов Д-2;
восстановление на всех горелках проектной степени
закручивания потока воздуха;
удаление перегородки в воздуховодах перед горелками,
что позволило снизить сопротивление воздушного тракта на
0,392 кПа.
Выполнение этих и некоторых других мероприятий
позволило снять ограничения по нагрузке котла, улучшить
пусковые характеристики и повысить надежность котла при
пусках, устойчивость топочного процесса в переходных
режимах.
Проверка режимов работы топки с различными углами
закручивания потока воздуха в горелках показала, что
положение факела в топке практически не зависит от этого
параметра. При изменении степени закручивания потока от
0 до 30° зона максимального тепловыделения смещается
примерно па 1 м, а температура газов па выходе из топки
снижается па 30—40 °С. Однако как эти режимы, так и
режимы с отрицательными углами закручивания потока
воздуха характеризуются повышенными расходами
электроэнергии на дутье за счет повышения сопротивления горелок.
Так, при изменении угла от 0 до ±30° удельный расход
электроэнергии па дутье возрастает на 6 %.
Наладка воздушного режима топки и горелок
позволила снизить неравномерности распределения воздуха между
горелками до 5—6 %. Критический избыток воздуха из-за
увеличенных до 7—8 % присосов воздуха в топку
составлял 1,05—1,07 (большее значение для мазута). Присосы в
основном возникали в месте присоединения горелок к поду
топки. Конструкция этого узла не позволяет полностью
исключить неплотности и требует обязательной доработки.
Дымососы рециркуляции газов (ДРГ) при полной нагрузке
котла на мазуте обеспечивают степень рециркуляции 10 %.
Коэффициент полезного действия котла брутто при па-
грузке 0,9 Дном составляет на газе 92,2, на мазуте — 91 %,
при этом потеря тепла с уходящими газами была
соответственно 7,5—8,7 %. Присосы водзуха на участке котел —
дымосос составили 42,5 %, а удельные расходы на тягу и
дутье (ЭТд — 4,9 и 5,1 кВт-ч на тонну пара) при работе
котла соответственно на газе и мазуте.
Повышенные значения потери тепла с уходящими
газами вызваны большими присосами в тракт котла и
отсутствием части набивки РВП. После реконструкции РВП-98 с
установкой графитовых уплотнений, доведения присосов до
нормы КПД брутто котлов повысился на 1 %.
Тепловосприятие поверхностей нагрева котла несколько
отличаются от расчетных. При работе котла на газе при
нагрузках, близких к номинальным, тепловосприятие
экранов НРЧ ниже расчетного на 20 ккал/кг и составляет
125 ккал/кг. Тепловосприятие остальных топочных экранов,
включая потолок и экраны поворотного газохода, близко к
расчетному. Тепловосприятие пароперегревательного тракта
выше расчетного и составляет 195 ккал/кг против
170 ккал/кг по расчету. Тепловосприятие вторичного
пароперегревателя близко к расчетному и позволяет при работе
котла па газе не включать ДРГ. Включение ДРГ при работе
котла на газе для поддержания выходной температуры пара
промежуточного перегрева необходимо при нагрузке
0,7 Дном и ниже.
При работе на мазуте и степени рециркуляции 5 %
тепловосприятие НРЧ ниже расчетного, а экранов верхней ча-
11360
—И
Рис. 2. Схема расположения горелок и крутки воздуха
в них:
а — до реконструкции; б — после реконструкции
сти топки — несколько выше. Тепловосприятие
пароперегревательного тракта близко к расчетному.
При работе котла на мазуте температура металла НРЧ,
измеренная на отметке 13—14 м, при нагрузке, близкой к
номинальной, по новым (чистым) вставкам составляет 450—
460 °С, что соответствует воспринятому тепловому потоку
350-103 ккал/(м2-ч) (407-103 Вт/м2). При работе котла на
газе эта величина соответственно равна 410 °С и
250-103 ккал/(м2-ч).
Указанные уровни тепловых потоков значительно ниже,
чем на котле с циклонными предтопками, где подающие
потоки составляли примерно 600-103 ккал/(м2-ч).
Проведенные на котле испытания выявили своеобразную
неустойчивость аэродинамики топки с подовой компоновкой
горелок. Наименее устойчиво котел работал при
закручивании потока воздуха в горелках в направлении,
противоположном проектному В этот период наблюдались перебросы
факела от одной стенки топки к другой. Для ликвидации
температурного перекоса разницу в расходах воды по
ниткам приходилось доводить до 40—60 т/ч. Положение
факела было наименее стабильным при больших углах
закручивания потока воздуха.
После восстановления направления крутки перебросы
факела прекратились, положение факела в топке
стабилизировалось, изменение степени закручивания потока воздуху
в горелках не приводило к значительным температурным
перекосам по тракту котла, при этом зона максимального
тепловыделения при отсутствии закрутки располагалась в
зоне отметок 13—15 м.
Наблюдения за температурой металла НРЧ, которые
ведутся на всех котлах с момента ввода их в эксплуатацию,
показывают, что до настоящего времени указанные
температуры не превышают 480 °С. Сравнительный анализ
экономичности котлов ТГМП-314 различных модификаций,
установленных на электростанциях Мосэнерго, показывает,
что котлы с подовой компоновкой горелок и обычной
встречной примерно равноценны, в то же время подовая
компоновка горелок имеет ряд преимуществ по сравнению с
циклонными предтопками.
Выводы
1. Достаточно длительная эксплуатация котла
показала правильность основных технических решений, принятых
при его проектировании и реконструкции.
2. Подовая компоновка горелок позволяет получить
растянутую зону максимального тепловыделения и снизить
воспринятые тепловые потоки в зоне экранов НРЧ.
3. Экономичность котла при условии уплотнения
газового тракта и проектной набивки РВП близка к
экономичности котлов ТГМП-314 с настенной компоновкой горелок.
4. Для улучшения растопочных характеристик котла
необходимо перенести узел встроенных сепараторов ближе к
ширмовому пароперегревателю.
5. Требуется реконструкция узла присоединения
горелок к поду топки для уменьшения присосов.
9

Мероприятия по совершенствованию работы
воздухоподогревателей при сжигании сернистых углей
ЗДАНОВСКИИ В. Л, канд. техн. наук, ПЛВЛЮК В. Ф., МЕЛЬЦЕР О. И., ПОЛЯКОВ Г. А., инженеры
Бурштынская ГРЭС — ПЭС Львовэнерго — ЦКБ Союзэнергоремонта
Первая и вторая ступени воздухоподогревателя котлов
ТП-100 и ТП-100А Бурштынской ГРЭС установлены в
рассечку с водяным экономайзером. В качестве I ступени на
котле ТП-100 установлен регенеративный
воздухоподогреватель (РВП), а на котле ТП-100А — трубчатый
воздухоподогреватель (ТВП). В течение короткого времени
эксплуатации отложения золы на поверхностях нагрева
(между листами нагревательной набивки РВП и в трубках
ТВП) приводили к полному забиванию проходного
сечения, необходимости остановки котлов для чистки РВП и
ТВП, снижению располагаемой нагрузки котлов.
Из-за заноса золой и коррозии средняя
продолжительность эксплуатации I ступени- воздухоподогревателя при
сжигании сернистых углей, незначительном подогреве
холодного воздуха рециркуляцией горячего воздуха во
всасывающий коллектор дутьевых вентиляторов и отсутствии
подогрева при растопке на мазуте не превышала 24 мес.
В тех случаях, когда не удавалось своевременно
заменить набивку (кубы), для эвакуации дымовых газов и
снижения разрыва мощности блока отдельные секции
набивки или кубы воздухоподогревателя I ступени
вынимались. При этом температура уходящих газов за частично
байпасируемой поверхностью достигала 200 °С
Паровая обдувка и низконапорная промывка РВП
холодной водой на остановленном блоке, дробеочистка ТВП,
поддержание максимально возможной рециркуляции
горячего воздуха по условиям работы котла с заданной
нагрузкой приемлемых результатов не давали.
Условия работы РВП при сжигании сернистого
мазута достаточно исследованы, однако работа I ступени
воздухоподогревателей при сжигании сернистого твердого
топлива отличается рядом особенностей.
На основе проведенных исследований, опытного
внедрения, поэтапных конструктивных усовершенствований,
отбора наиболее эффективных технических решений в
длительной эксплуатации оправдали себя и обеспечивают
надежность и экономичность I ступени
воздухоподогревателей и блока в целом следующие основные мероприятия*
применение эмалированной набивки холодного и
горячего слоев с вертикальным (вместо наклонного)
гофрированием пластин;
сочетание низконапорной промывки РВП горячей водой
на ходу илн на остановленном блоке с высоконапорной
промывкой на,бивки в период плановых ремонтов,
пневмоимпульсная воздушная очистка РВП на ходу.
Благодаря такому комплексному решению проблемы
срок службы набивки РВП достигает 10—12 лет при
отсутствии заноса трудноудаляемыми отложениями и
исключении роста сопротивления РВП больше, чем на 20—25 %
против значения для чистой набивки. При этом
температура воздуха перед РВП поддерживается с помощью
рециркуляции на уровне 40 °С, при пуске предварительный
подогрев воздуха отсутствует.
Для трубчатых воздухоподогревателей I ступени
эксплуатационная очистка дробью положительных
результатов не давала. От нее пришлось отказаться, так как по
мере заноса трубок потеря дроби становилась
невосполнимой. Сантехнические калориферы из-за многочисленных
течей н неравномерного подогрева холодного воздуха были
выведены из работы, а унос воздухом пароводяной смеси
приводил к усилению коррозии и заноса золой трубок
воздухоподогревателя. Промывки кубов воздухоподогревателя
на остановленном блоке давали частичный, раз от раза
уменьшавшийся результат. Этому способствовала
значительная высота кубов — 5 м, при которой даже небольшой
первоначальный занос постепенно приводил к полному
забиванию трубок сцементировавшейся золой.
Внедрение и исследование калориферов с поперечно-
ленточным оребрением, разработанных ВТИ, СКВ ВТИ,
ИТТФ АН УССР, а также калориферов СО-110 на всех
котлах ТП-100А полностью решило проблему заноса и
коррозии холодной части кубов воздухоподогревателей.
Данные, характеризующие работу I ступени ТВП при
подогреве воздуха за счет рециркуляции во всасывающий
коллектор дутьевого вентилятора и после установки
надежных высокоэффективных энергетических калориферов,
приведены в таблице.
Наряду с приведенными мероприятиями на
Бурштынской ГРЭС рассматривалась возможность дальнейшего
повышения надежности и экономичности ТВП I ступени на
основе каскадной схемы подогрева воздуха. Проектом
ВТИ предусматривался предварительный подогрев
воздуха в калориферах, устанавливаемых на всасывающей
стороне дутьевого вентилятора по одно- или двухступенчатой
схеме. При этом варьировались поверхность нагрева
калориферов и уровень предварительного подогрева воздуха в
них; доля смешиваемого подогретого и холодного воздуха
в одно- и двухступенчатом каскадном
воздухоподогревателе (КТВП).
Изучение опыта реконструкции котлов ряда
электростанций с переходом на КТВП, сравнение объема
реконструкции с получаемыми экономическими выгодами, учет
возможностей выполнения реконструкции позволили
сделать вывод, что достигнутый с помощью энергетических
калориферов уровень надежности ТВП I ступени
достаточен для надежной эксплуатации этого узла.
Также была опробована установка вместо
металлических кубов ТВП I ступени стеклянных
воздухоподогревателей (СВП) в отдельных газоходах двух котлов. Они
устанавливались горизонтально. Газы направлялись между
трубками, а по трубкам шахматного расположения
поступал воздух. Стеклянные трубки диаметром 46 и толщиной
Показатели
Температура воздуха на входе
в воздухоподогреватель, °С:
при растопке
в стационарных режимах
Исходное сопротивление по га-
Рост сопротивления за период
между очистками, кгс/см2
Применяемые способы очистки
Средняя продолжительность
работы между очистками, мес
Максимальная
продолжительность работы блока с
номинальной нагрузкой без очист-
Средняя продолжительность
работы по условиям забивания
и коррозии, эрозионного из-
Без паровых
калориферов
5—25
30—50
40
30—50
Водные
обмывки и
дробеочистка
1,5—2
3
Плотные

трудноудаляем ые
1,5—2
В паровых
калориферах
80—85
70
40
10—15
Водные
обмывки
12
Без
ограничений
Рыхлые,
сыпучие
более 8
10

стенки 3 мм закреплялись в металлических трубных досках
с помощью резиновых манжет
Опыт оказался неудачным, так как из-за высыхания и
растрескивания манжет при температуре 200—250 °С
появлялись перетоки воздуха в тракт дымовых газов.
Резиновые манжеты уже через 4—6 мес теряли эластичность,
происходило заклинивание в них стеклянных трубок, при
температурных изменениях происходило разрушение
трубок. По мере увеличения срока эксплуатации массовые
повреждения манжет и трубок вызвали возрастание'
перетоков воздуха, равносильное увеличению присосов на этом
участке в 4—6 раз, потери мощности и экономичности
блока. Замена манжет на пылеугольном котле практически
невозможна даже в период плановых ремонтов.
Следует отметить высокую термическую и коррозион-
но-эрозионную стойкость стеклянных трубок,
обеспечивающую неограниченный срок их эксплуатации. Применение
манжет из эластичных и термостойких материалов
позволит широко использовать СВП при температурах до 300 °С.
Сравнивая эксплуатационную надежность и
экономичность I ступеней воздухоподогревателей (РВП и ТВП) при
сжигании сернистых углей в маневренном режиме следует
выделить такие основные показатели:
внедренными мероприятиями достигнута высокая
надежность набивки РВП и кубов ТВП с точки зрения
коррозии и загрязнения поверхности нагрева. В то же время
надежность вращающихся воздухоподогревателей из-за
различных поломок редуктора и подшипника нижней опоры
понижена. Например, среднегодовой суммарный простой
РВП на Бурштынской ГРЭС по различным причинам
составляет около 5 тыс. ч, т. е. один РВП из 28
практически постоянно находится в ремонте. Если учесть, что
останов одного из четырех РВП на блоке ограничивает
нагрузку блока в среднем на 25 МВт, то получим, что только в
1982 г. недовыработано 116 млн. кВт-ч электроэнергии;
поддержание работоспособности РВП требует
значительных эксплуатационных и ремонтных затрат.
Техническим обслуживанием РВП в период эксплуатации
занимается бригада из 10 чел., что соответствует 21 тыс. чел-ч в
год. Трубчатый воздухоподогреватель в межремонтный
период практически не требует ремонтных затрат;
основным недостатком РВП по сравнению с ТВП
являются значительные присосы, прогрессирующие по мере
увеличения срока эксплуатации из-за заноса золой,
коррозии и заклинивания элементов регулирования
периферийных и радиальных уплотнений Например, при
первоначальных присосах в РВП 20—25 % после 100 тыс. ч
эксплуатации они достигают 35—45 % и могут резко возрастать
из-за поломки полос радиальных уплотнений, которые
восстанавливаются только на остановленном котле. В
среднем по ГРЭС присосы в РВП в 1984 г. превышали
присосы в ТВП на 37 %. Они не только сводят к нулю
экономию, получаемую на новых РВП за счет снижения
температуры уходящих газов на 5—10°С, но и приводят к
увеличению q2, значительным ограничениям нагрузки котла по
тяге Например, за 1984 г. средняя нагрузка блоков с РВП
составляла 161,8 МВт, что на 6,4 МВт меньше, чем блоков
с ТВП, а потери q2 были на 0,74 % выше. Разница в
экономичности котлов ТП-100 и ТП-100А составила 7 г/
/(кВт-ч). На семи котлах с РВП за последние 15 лет
перерасходовано 735 тыс т условного топлива, т е. около
50 тыс. т условного топлива в год.
Неоднократные реконструкции РВП не привели к
сколько-нибудь заметному снижению присосов, более того
по мере увеличения срока эксплуатации присосы одинаково
возрастали как на реконструированных, так и нереконстру-
ированных РВП;
из-за попадания золы дымовых газов из газовой части
РВП в воздушную происходит занос воздушной части ТВП
II ступени. Эти неудаляемые отложения перекрывают до
20 % поверхности кубов. Ухудшение теплообмена резко
снижает нагрев воздуха, повышает температуру уходящих
газов. Температура горячего воздуха на котлах с ТВП I
ступени на 23 СС выше, чем на котлах с РВП. Для котлов,
работающих на низкореакционном топливе, это имеет
большое значение для повышения температуры горения.
Объективный анализ позволил сделать вывод, что по
совокупности рассмотренных эксплуатационных факторов
замена РВП на ТВП экономически целесообразна, и
следует выполнить на Бурштынской ГРЭС такую
реконструкцию воздухоподогревателя одного из котлов ТП-100.
На стадии технического проекта были разработаны
два варианта схемы реконструкции. По первому варианту
предусматривалось размещение секций ТВП в
конвективной шахте, как это сделано на котлах ТП-100А, с
установкой дополнительных колонн на фундаментах. Для
осуществления этого потребовались бы более 1000 т металла,
рытье котлованов и монтаж фундаментов котла в
условиях давно построенной станции.
По второму варианту предполагалось разместить
секции ТВП в переходных газовых коробах, которые
утратили свое назначение в связи с ликвидацией дробеочистки.
Для реализации указанного решения требовалось около
180 т металла, при этом отпала необходимость в
установке дополнительных фундаментов и колонн. Технический
совет ПЭО Львовэнерго утвердил второй вариант
реконструкции, на его основе Львовский филиал ЦКБ разработал
рабочий проект замены РВП на ТВП с передачей нагрузок
на основные колонны и фундаменты. Показатели работы
блока до и после реконструкции приведены ниже.
До рекон- После
реконструкции струкдии
Число часов работы блока, ч . . . 7438 8301
Годовой отпуск электроэнергии,
кВт-ч 1 млрд. 1 млрд.
121 млн. 280 млн.
694 тыс. 582 тыс.
Расход электроэнергии на тягу и
дутье, кВт*ч/т 6,36 4,72
Температура, °С:
уходящих газов 155 152
горячего воздуха 373 374
КПД брутто котла, % 89,53 90,63
Присосы воздуха в тракт котел—
воздухоподогреватель, % ... 45 21,5
Температура горячего воздуха практически не
повысилась, так как еще не заменены занесенные при работе с
РВП кубы воздухоподогревателя II ступени.
Годовой экономический эффект составил 267 тыс. руб.
за счет экономии более 10 тыс. т условного топлива,
снижения затрат на тягу и дутье и дополнительного отпуска
потребителю 6,7 млн. кВт-ч электроэнергии.
Почетные звания, награждения
Указом Президиума Верховного
Совета Киргизской ССР за
достижение высоких производственных
показателей, успехи в социалистическом
соревновании в честь 60-летия
Киргизской ССР и Компартии Киргизии
Почетной грамотой Верховного
Совета Киргизской ССР награждены
Г. М. Кириллов — электромонтер Бы-
стровского предприятия электрических
сетей, А. М. Сохачевский — бригадир
электромонтеров ТЭЦ г. Фрунзе,
А. Тентимишов — электромонтер
Таласского предприятия электрических
Указом Президиума Верховного
Совета РСФСР за проявленные на
пожаре отвагу и самоотверженные
действия от имени Президиума
Верховного Совета СССР медалью
«За отвагу на пожаре»
награждены работники ТЭЦ-21 Мосэнерго:
В. Д. Афанасьев — дежурный
электрослесарь, В. Ф. Москалев — мастер
электроцеха, В. П. Пономарев — зам.
начальника электроцеха.
Указом Президиума Верховного
Совета Украинской ССР за
многолетнюю плодотворную работу в
области электроэнергетики и активное
участие в общественной жизни
директор Добротворской ГРЭС
Львовэнерго В. П. Козлов награжден Грамотой
Президиума Верховного Совета
Украинской ССР.
II

Исследование пусковых впрысков в паропроводы
промежуточного перегрева моноблока мощностью
300 МВт Киришской ГРЭС
НОСОВ Б. Н^ ЛЫСАКОВСКИЙ В. Э., инженеры, ИВАНОВ Я. В., канд. техн. наук
Союзтехэнерго — ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского
Одной из наиболее сложных задач пусков
энергоблоков является обеспечение заданного графика изменения
температуры пара промежуточного перегрева при нагружении
турбины. Для этого в настоящее время используются
паровые байпасы промежуточных перегревателей и
впрыскивающие пароохладители, размещаемые в паропроводах перед
ЦСД турбины.
Качественное регулирование температуры пара с
помощью аварийных впрысков, расположенных перед
выходной ступенью промежуточного перегревателя, не
обеспечивается из-за большой инерционности промежуточного
перегревателя и паропроводов до ЦСД турбины. Паровые
байпасы используются в соответствии с типовыми решениями
в период повышения частоты вращения ротора турбины,
синхронизации турбогенератора и начального нагружении.
В дальнейшем снижение температуры пара осуществляется
пусковыми впрысками. Вода с температурой не более 100 °С
поступает на впрыски от промежуточных ступеней
питательных насосов. Такая схема обеспечивает регулирование
температуры во всем диапазоне нагрузок, если правильно
выбраны сечения впрыскивающих форсунок и подводящих
трубопроводов. Однако при относительно небольших
расходах пара промежуточного перегрева и большом диапазоне
снижения его температуры не обеспечивается надежная
работа паропроводов промежуточного перегревателя.
Недостаточное качество распыливания воды приводит к выпадению
влаги на стенках поворотных участков паропроводов,
удаленных от устройств впрыска более, чем на 15 м.
Образуется так называемое «мокрое пятно», приводящее к
разрушению металла паропроводов.
С целью увеличения степени распыления водяной струи
во впрыскивающих пароохладителях вместо струйных
устанавливаются турбулентные форсунки. Используется паро-
мсханическое распыливаиие (дробление струи происходит
за счет подвода пара вокруг нее). Пароохладители
устанавливаются на горизонтальном или вертикальном участках
паропроводов приблизительно за 20 м до первого поворота
потока.
Данные мероприятия не исключили появления «мокрого
пятна» и не могли быть рекомендованы для применения.
В результате отсутствие средств регулирования температуры
пара промежуточного перегрева приводило при соблюдении
критериев надежности турбинной установки к удлинению
периода нагружения энергоблока по сравнению с
оптимизированными графиками-заданиями. В частности, для
энергоблока мощностью 300 МВт Киришской ГРЭС длительность
пуска увеличивается на 50 мин.
Известно, что качество распыления жидкости в потоке
пара существенно возрастает при подаче на впрыск
перегретой воды с температурой выше температуры насыщения
при давлении в паропроводе. При вскипании струй
перегретой жидкости происходит более мелкое дробление, чем при
чисто аэродинамическом распаде. На энергоблоках
мощностью 300 МВт с котлами ТГМП-324 система пусковых
впрысков была реконструирована и выполнена по схеме
«постоянного расхода» (рис. 1). Вода к форсункам подается от
линии связи энергоблоков по питательной воде. Часть ее
сбрасывается в деаэратор, чем поддерживается заданное
давление перед регулирующими клапанами впрысков. Линии
подачи воды от промежуточной ступени питательных
насосов отключены.
Балансовые расчеты показали, что расход воды,
необходимый для требуемого охлаждения пара, составляет
30 т/ч. До модернизации системы впрысков максимальный
расход воды через турбулентные двухканальные форсунки
составлял 6 т/ч, через струйные одноканальные форсунки —
10 т/ч. Этого было недостаточно.
В новой схеме для повышения расхода были увеличены
проходные сечения трубопроводов и арматура узла
впрысков. Впрыскивающие пароохладители были установлены на
горизонтальных участках паропроводов. Расстояние от
места ввода воды до первого поворота потока пара составляло
10 м. В процессе испытаний контролировались давление и
температура в тракте подачи воды к пароохладителям, а
также температуры пара и металла паропроводов
промежуточного пароперегревателя непосредственно за впрыском и
в месте первого поворота потока. На рис. 2, а показаны
результаты одного из пусков первой серии испытаний при
подаче на впрыск воды с температурой 200 °С. При этом
система регулирования обеспечивала снижение температуры
пара перед ЦСД до требуемого по графику-заданию уровня.
Однако в месте поворота потока наблюдалось снижение
температуры металла до температуры насыщения при
давлении в промежуточном пароперегревателе, что
свидетельствовало об образовании «мокрого пятна», несмотря на то,
что в паровой поток подавалась перегретая вода.
Регулирование расхода воды на впрыск осуществлялось
регулирующими клапанами впрысков при поддержании
перед ними постоянного давления 180 кгс/см2. Выпадение
влаги на стенках горизонтального участка непосредственно за
местом впрыска не наблюдалось. Это свидетельствует о том,
что влага концентрируется по оси потока, а периферийная
зона сечения паропровода обладает достаточной
испарительной способностью. В последующих сериях пусков
температура подаваемой на впрыск воды была увеличена до 260 °С.
Изменение основных параметров для одного из таких
пусков, проведенного после двухсуточного простоя, показано
на рис. 2, б. На протяжении всего пуска обеспечивалось
качественное регулирование температуры пара перед ЦСД
в соответствии с графиком-заданием. Более того,
отсутствовало выпадение влаги в месте изменения направления
потока. Следует отметить, что в данном опыте давление воды
перед распыливающими форсунками поддерживалось ниже
давления, соответствующего насыщению среды при
температуре подаваемой воды, т. е. к форсункам подавалась вода
в двухфазном состоянии. Проведение последующих пусков
подтвердило, что при выполнении этого условия во всех
случаях выпадение влаги не происходит. Таким образом,
Рис. 1. Принципиальная
схема узла пусковых
впрысков:
1 — линия подачи
перегретой воды; 2 — линия
сброса в деаэратор; 3 —
впрыски; 4 —
регулирующие клапаны; 5 —
запорные вентили; 6 —
дроссельный набор; 7 —
линия подачи воды от
промежуточной ступени
ПЭН
12

О 30 60 90 110 750 180 Т, мин
О 30 60 90 120 150 180 Г,мсш
Рис. 2. Графики работы пусковых впрысков:
а — при температуре воды 200 °С; б — при температуре
воды 260 °С;
■/—-3 — температура пара промежуточного перегрева
соответственно за котлом, перед ЦСД по графику-заданию,
перед ЦСД фактическая; 4 —температура насыщения при
давлении в промежуточном перегревателе; 5 —
температура металла паропровода в месте поворота потока; 6, 7 —
электрическая нагрузка, соответственно фактическая и по
графику-заданию; 8 — температура среды за подвесными
трубами; 9—// — соответственно давление насыщения при
температуре 260 °С, перед форсункой по нитке А и
нитке Б
было найдено основное условие надежной работы
впрыскивающих пароохладителей — давление воды перед распы-
ливающими форсунками должно быть не выше давления,
соответствующего насыщению среды при температуре
подаваемой воды; при 260 °С это 48 кгс/см2, а при 200 °С —
16 кгс/см2. Во всех опытах, где давление перед форсункой
было больше указанного значения, появлялось «мокрое
пятно», хотя впрыскиваемая вода была перегрета относительно
температуры насыщения при давлении в паропроводе
промежуточного перегревателя.
Для обеспечения требуемого расхода воды без
превышения регламентируемых значений давления перед
форсунками следует стремиться к уменьшению сопротивления этих
форсунок, возможно даже применение форсунок «свободного
слива».
При отборе воды на впрыск из питательных линий
соседних энергоблоков сложно выдержать заданные
параметры. Температура воды зависит от нагрузки энергоблока,
питающего впрыскивающую систему пускаемого блока. Из
опыта эксплуатации известно, что температура воды 200 °С
даже при минимальной нагрузке энергоблоков мощностью
300 МВт обеспечивается практически всегда, а для
получения большей температуры требуется полная загрузка хотя
бы одного блока. Это не всегда может быть выполнено, что
ограничивает возможности надежного регулирования
температуры пара промежуточного перегревателя. Кроме того,
отбор воды от работающего энергоблока и сброс ее в
деаэратор (пускаемого) приводит к разбалансу потоков
питательной воды в циклах этих двух блоков. Была рассмотрена
возможность автономного пуска энергоблока с
использованием воды для впрыска из промежуточной точки тракта
собственного котла.
На рис. 2, б показан характер изменения в процессе
пуска температуры среды за подвесными трубами котла.
Уровень этой температуры соответствует указанным условиям.
Такая схема питания пускового узла согласована с
заводом-изготовителем котельного оборудования. Реализация ее
не вызывает технических трудностей и не усложняет
эксплуатацию оборудования в пусковых режимах.
Надежное регулирование температуры пара
промежуточного пароперегревателя приводит к сокращению
длительности нагружения блока мощностью 300 МВт на 50 мин.
Экономический эффект определяется по изменению годовых
эксплуатационных издержек производства ЛИ,
обусловленных уменьшением пусковых потерь топлива и
дополнительной выработкой электроэнергии после аварийных и
внеплановых остановов с учетом единовременных затрат К на
разработку и реализацию предлагаемой системы пусковых
впрысков, т. е.
Э = ДИ—ЕнК,
где Ен = 0,15 — нормативный коэффициент эффективности
капиталовложений.
В соответствии с проведенными ранее на блоках Кириш-
ской ГРЭС исследованиями потеря топлива в отдельный
период нагружения энергоблока рассчитывается по
формуле.
AB-K-»;)-^E-(»+ec.H).io-v
где Ъ0 — удельный расход условного топлива в пусковом
нестационарном режиме при средней нагрузке AfcpB данный
период нагружения, г/(кВт-ч) (при отсутствии средств
регулирования задержка в нагружении производится при
средней нагрузке, равной 20% номинальной); 6" — удельный
расход условного топлива при номинальной нагрузке,
г/(кВт-ч); бс н — доля затрат электроэнергии на
собственные нужды при средней нагрузке; т — длительность
периода нагружения при средней нагрузке, мин (в данном случае
т = 50 мин).
Зная АВ, определяем:
ДИ = Д£пЦт-{-Д№С„/1ав,
где п, Пав — общее и внеплановое число пусков
энергоблока в году; AW — дополнительная выработка электроэнергии
при пуске после внепланового простоя, кВт-ч; Сп —
условно-постоянная составляющая себестоимости электроэнергии,
руб/(кВт-ч).
С учетом значений удельных расходов 6" и долей
затрат электроэнергии на собственные нужды 6С н было
определено, что используемая система пусковых впрысков
позволила уменьшить потери топлива при пуске энергоблока
мощностью 300 МВт на 15,3 т.
Эффект от дополнительной выработки электроэнергии
составляет 300 руб. на один пуск после аварийного или
ремонтного простоя С учетом того, что реально на каждый
энергоблок Киришской ГРЭС приходится 30 пусков в год,
из которых 3 — после внеплановых простоев, гбдовой
экономический эффект составляет 12,5 тыс. руб: на один
энергоблок.
13

Опыт эксплуатации оборудования АЭС
Опыт наладки и внедрения автоматических систем
регулирования паросбросных устройств моноблока 1000 МВт
ПАВЛЫШ О. Н., ГАРБУЗОВ И. П., РЕУКОВ Ю. Н., МИХАЛЬЧУК И. Д., инженеры
Южтехэнерго
Одним из важнейших условий нормальной работы
атомного энергоблока является надежный отвод тепла,
генерируемого в активной зоне реактора. Достигается это с
помощью автоматических средств регулирования (АСР)
мощности реактора и турбины, обеспечивающих
соответствие расходов пара, потребляемого турбиной и
генерируемого ядерной паропроизводительной установкой (ЯППУ).
В переходных режимах (при пусках, частичных или полных
сбросах электрической нагрузки, остановах), когда расход
генерируемого ЯППУ пара превышает его потребление
турбиной, в работу вступают предусмотренные тепловой
схемой (рис. 1) быстродействующие редукционные установки
сброса пара в конденсаторы (БРУ-К), сброса пара
собственных нужд в коллектор резервирования питания деаэра-
торной установки и питательных насосов (БРУ-РТД),
сброса пара в атмосферу (БРУ-А). Последние вступают в
работу при запретах сброса пара в конденсаторы или при
отказах БРУ-К.
Система сброса пара через БРУ-К — одна из основных
систем второго контура энергоблока Она является ступенью
защиты от повышения давления пара в главном паровом
коллекторе (ГПК) и, следовательно, в парогенераторах
(ПГ) при резких, значительных сбросах электрической
нагрузки. Работа БРУ-К должна предотвращать
срабатывание II ступени защиты от повышения давления — БРУ-А,
т. е предотвращать выброс пара в атмосферу. Кроме того,
система сброса пара через БРУ-К позволяет производить
разгрузку реакторной установки при мгновенных сбросах
электрической нагрузки с определенной, сравнительно
невысокой скоростью, что благоприятно сказывается на
работе ЯППУ Помимо указанной задачи, БРУ-К
используется при плановых расхолаживаниях энергоблока.
На моноблоке мощностью 1000 МВт с турбиной
К-1000-60/1500 установлено четыре БРУ-К пропускной
способностью по 900 т/ч, подключенных к ГПК после быстро-
запорных отсечных клапанов (БЗОК) и соединенных с па-
роприемными установками (ППУ) конденсатора; четыре
БРУ-А такой же пропускной способностью, подключенных
к магистральным паропроводам свежего пара до БЗОК;
два БРУ-РТД пропускной способностью по 400 т/ч,
подключенных к ГПК. Время срабатывания сервомотора БРУ-К
и БРУ-А составляет 15 с, БРУ-РТД— 12 с.
Вода для охлаждения пара в ППУ подается конденсат-
ными электронасосами II ступени (КЭН-П) через одну
общую задвижку и индивидуальные для каждой БРУ-К
регулирующие клапаны.
Система автоматического регулирования давления пара
с помощью БРУ-К включает в себя сложную,
разветвленную систему блокировок, защит, автоматических
регуляторов защитного режима и режима расхолаживания. Выбор
того или иного режима работы регулятора осуществляется
оператором блока в соответствии с технологическим
режимом работы оборудования. Поскольку сброс пара через
БРУ-К в конденсатор в случае обесточивания АЭС
запрещен, электрическая схема питания БРУ-К и задвижки на
подводе конденсата к ППУ выполнена от трех систем
безопасности, подключенных к дизель-генераторам и
аккумуляторным батареям.
Проектный вариант структурной схемы АСР давления
пара в ГПК — БРУ-К выполнен с ведущим регулятором,
управляющим одним регулирующим клапаном, и
параллельной раздачей задания с помощью интегратора
регуляторам, которые управляют остальными регулирующими
клапанами Ведущий регулятор давления получает сигналы
ПГ-1 ПГ-3
БРУ-АЧ
пг-ц
а
ЁЖ6
Г*- ПК Г*- I Сру-Л7 Г»-
ЙЖЬ
FT^Fr^ilgb
PlErfJJg^lZfc
В коллектор РТД
ич
~,»Н, [1ЦЧЩ 1<.Ц"Н1 "Ч"М
WMMM
■^
Рис 1. Упрощенная технологическая схема паропроводов и
сбросных устройств:
ПГ — парогенераторы; БРУ-А, БРУ-К, БРУ-РТД —
быстродействующие редукционные установки сброса пара в
атмосферу, в конденсатор, подачи пара в коллектор резервного
питания деаэраторной установки и питательных
турбонасосов; БЗОК — быстрозапорные отсечные клапаны; ГПЗ —
главные паровые задвижки; СРК — стопорно-регулирующие
клапаны; ЦВД, ЦСД, ЦНД — цилиндры высокого,
среднего и низкого давлений
U

МрМВт
800
400
ZOO
О
\
V
гпк,м,}я _
V
6,9
6,7 \
€,5
6.1 J
J
г
'
У^бру-ю 1°
40
20
я;
<С, мин
N31№\
500
150
I 1 »' 1 "i ....... ■ i. ..... . i у ^
III III L-J—I—I—I
rmV
0,0
6,4 \
6,L
В П
TCP
1
40
10
0
-til fO
}
1
rs
f \
4 5
6)
7 д -Г,мин
Рис. 2. Переходные процессы при сбросах пара:
-No=750 МВт; б — N3=NC н; #э — электрическая нагрузка блока; р гпк —давление в
главном паровом коллекторе; <УЯБру.к —положение регулирующего клапана
по давлению пара в ГПК, степени сброса нагрузки на
турбине и автобалансу от блока интегрирования. Подчиненные
регуляторы получают сигналы от интегратора задания и по
положению своего регулирующего клапана.
В устройстве формирования сигнала степени сброса
нагрузки использовано сочетание сигналов по давлению
следящего контура, состоящего из измерительного и
регулирующего блоков, интегратора и основного контура,
суммирующихся в сумматоре, где формируется разность
сигналов давления пара в турбине до и после сброса нагрузки.
Настройка статической характеристики по давлению и
зависимость степени открытия клапанов БРУ-К от сброса
нагрузки должны обеспечить сохранение мощности
реактора в стабилизированном режиме (60 % Л;НОм) при сбросе
нагрузки турбины до уровня собственных нужд (5 % NHOm).
При номинальном давлении пара в ГПК ведущий
регулятор находится на самобалансе. В случае повышения
давления пара в ГПК сверх заданного значения,
отключения генератора от сети или закрытия стопорно-регулирую-
щих клапанов при сбросе 20 % нагрузки происходит
отключение цепи ведущего регулятора от интегратора
автобаланса и переключение его на самоуправление клапаном и
интегратором задания, срабатывание аналого-дискретного
преобразователя устройства сброса, который снимает с
самобаланса следящий контур устройства и подключает на
вход регулятора сигнал по сбросу нагрузки.
Проектная схема регулятора давления в коллекторе
РТД выполнена с автобалансом и параллельной
синхронизацией хода регулирующих клапанов с помощью двух ана-
лого-дискретных преобразователей и с автоматическим
переводом регулятора из стерегущего режима в режим
поддержания давления при условии понижения давления пара
в третьем отборе турбины, действия защит на останов
турбины после закрытия стопорных клапанов, разгрузки
турбины до холостого хода.
Защитный регулятор давления пара в
парогенераторе— БРУ-А поддерживает давление пара в ГПК с
неравномерностью 0,4 МПа Его схема — одноимпульсная с
автобалансом.
Выполненные в процессе энергетического пуска и
поэтапного освоения мощности головного моноблока
наладка и испытания автоматических систем регулирования
пускосбросного оборудования в проектном исполнении
выявили ряд недостатков, основными из которых являются:
неудовлетворительная работа первичных приборов, частые
случаи одновременной работы двух разнонаправленных
блокировок на одно поляризованное реле. Недостаточно
точная реализация запрета на включение паросбросных
устройств, несогласованность работы отдельных блокировок.
Для повышения надежности работы энергоблоков в
АСР и блокировки пускосбросного оборудования внесены
необходимые изменения и усовершенствования
Электрические схемы первичных приборов дополнены промежуточным
реле с выдержкой времени, введены дополнительные
контакты реле, способствующие автономности работы схем.
В частности, АСР БРУ-К выполнена с применением
главного регулятора и сигналом обратной связи по
суммарному положению клапанов с одновременной раздачей
задания всем подчиненным регуляторам — стабилизаторам
положения клапанов. Кроме того, выполнен ускоренный
переход интегратора задания в нижнее положение.
Предложена схема сигнализации, позволяющая оперативно
контролировать работу блокировок сбросных устройств,
определять параметр, по которому происходит общий
запрет на работу устройств, фиксировать команды,
поступающие на управление исполнительными механизмами.
Смонтировано два независимых регулятора,
воздействующих каждый на свой регулирующий клапан БРУ-РТД,
поддерживающих давление в коллекторе РТД с разными
по значению уставками задания. Автоматически
управляются одновременно оба регулирующих клапана БРУ-РТД,
но в базовом режиме работы блока давление
поддерживается одним регулятором. Второй регулятор находится в
стерегущем режиме, его регулирующий клапан закрыт.
В нестационарных режимах (при снижении давления пара
в коллекторе РТД вследствие исчерпания регулировочного
диапазона первого клапана или из-за появления дефектов
в его управлении) в работу вступит второй регулятор и
открытием своего регулирующего клапана будет
поддерживать заданное давление Затем в случае восстаноъления
(повышения) давления второй клапан закроется, и к
работе останется первый клапан.
При сбросах нагрузки (рис 2), быстрых закрытиях
регулирующих клапанов турбины в начальный период
происходит резкое повышение давления пара в ГПК,
поскольку время срабатывания сервомоторов БРУ-К намного
превышает время закрытия регулирующих клапанов турбины.
Открытие БРУ-К приводит к байпасированию турбины, т е.
iS

к перераспределению потока свежего пара. При этом
давление пара в ГПК будет понижаться как вследствие
работы БРУ-К, так и разгружения ЯППУ регулятором
мощности. Переходный процесс восстановления давления пара
в ГПК закончится полным закрытием БРУ-К после
разгружения ЯППУ соответственно сбросу нагрузки или
повышению нагрузки на турбине.
Процесс изменения давления пара в ГПК после сброса
нагрузки сопровождается некоторым изменением давления
пара и в коллекторе РТД несмотря на четкую работу
регуляторов БРУ-РТД. Уменьшение расхода пара при
закрытии регулирующих клапанов турбины в начальный момент
вызывает также разгрузку узла питания
(производительности питательных турбонасосов и питания
парогенераторов), стабилизирующуюся затем на уровне, определяемом
конечной после сброса мощностью ЯППУ.
Работоспособность усовершенствованных
автоматических систем регулировании пускосбросного оборудования
проверена многочисленными статическими и динамическими
испытаниями и более чем 2-летним опытом эксплуатации.
Состав, быстродействие, пропускная способность
пускосбросного оборудования и их автоматические системы
регулирования после наладки и усовершенствования
обеспечивают нормальную работу энергоблока во всех режимах,
вплоть до мгновенного сброса номинальной электрической
нагрузки, без выбросов пара в атмосферу.
Для повышения надежности работы БРУ-К
представляется целесообразным подвод воды к ППУ дополнить
параллельной линией с установкой на ней
электрифицированной задвижки, включенной в общую схему блокировок
БРУ-К. Питание этой задвижки необходимо выполнить от
разноименных по сравнению с существующей задвижкой
систем питания, так как при проектной схеме отказ в
работе задвижки на общей линии подвода конденсата к ППУ
приведет к отказу работы всех четырех БРУ-К.
Выполненные на головном моноблоке мощностью
1000 МВт усовершенствования АСР пускосбросного
оборудования можно рекомендовать для вновь строящихся
энергоблоков аналогичной мощности.
Повышение точности измерения массового уровня
воды в парогенераторах АЭС
ДМИТРИЕВ А. И., КОЗЛОВ Ю. В., кандидаты техн. наук, БАСКИН В. #.,
РЯБОВ Г. А., СИТНИК Ю. К, ТАРАИКОВ Г. А, инженеры
ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского — СКВ ВТИ — ОКБ «Гидропресс»
Массовый уровень воды в парогенераторе (ПГ)
является основным технологическим параметром. При
поддержании его в заданных пределах (4=50 мм среднего
положения) обеспечиваются допустимая влажность пара (не более
0,2 %) и необходимый запас воды в ПГ на случай
переходных и аварийных «режимов. При отклонении уровня за
допустимые пределы включается сигнализация, система
блокировок и защит. В связи с этим к точности измерения
уровня предъявляются повышенные требования.
Измерение уровня в ПГ осуществляется
гидростатическим методом с использованием устройств для отбора
импульса по давлению, дифференциальных манометров и
вторичных показывающих приборов. При исправной работе,
правильной тарировке и настройке этих приборов точность
измерения уровня в существенной мере определяется
конструкцией устройств для отбора импульса, правильностью
прокладки импульсных линий к дифференциальным
манометрам и плотностью арматуры на основных линиях и
линиях продувки.
В качестве устройств для отбора импульса по давлению
на ПГ используются сосуды уравнительные двухкамерные
(СУД) и однокамерные конденсационные сосуды (КС).
Конденсационный сосуд (рис. 1, а) предназначен для того,
чтобы зафиксировать уровень в плюсовой линии и создать
достаточный объем воды, компенсирующий изменение
объема плюсовой камеры дифференциального манометра
при изменении уровня в ПГ.
Точность измерения уровня в ПГ при использовании
КС в значительной мере зависит от того, насколько точно
при расчете характеристик уровнемера известна величина
средней плотности воды в плюсовой импульсной линии, где
она проложена отдельно от минусовой линии.
Двухкамерные уравнительные сосуды (рис. 1, б, в)
используются для обеспечения в плюсовой камере
постоянного уровня (КПУ) температуры воды, максимально
близкой к температуре насыщения, принятой в качестве
расчетной.
При* использовании СУД с периферийной КПУ
(рис 1, 6), которыми комплектовались первые
отечественные ПГ, а также некоторые из ИГ блоков ВВЭР-440
(давление 4, 6 МПа) происходит занижение уровня в ПГ на
Рис. 1. Устройства для отбора импульса по давлению при
измерении массового уровня воды в парогенераторе:
а — однокамерный конденсационный сосуд; б — СУД с
периферийной КПУ; в — с центральной КПУ; г — с частично
обогреваемой КПУ
16

I
+dW,MM
40 \
JO
20
10
•V^-
-1
/
T
-/-
Рис 2. Зависимость
погрешности СУД с центральной
КПУ от уровня воды в ПГ
(давление 6,3 МПа):
1 — СУД с центральной
КПУ; 2 — СУД с
периферийной КПУ при р=
= 6,85 МПа на БС РБМК-
1000
200 300 400 500 %,,мм
Рис. 3 Зависимость
относительной погрешности
от относительного
значения уровня воды в ПГ
для различных СУД при
давлении 6—7 МПа:
1 — водомерная колонка
котла р = 6 МПа; 2—
СУД ВК-50 с
периферийной КПУ (5=1,6 м,
0,1 0,4 0,6 0,8нНР/в р=6,85 МПа); 3 — СУД
РБМК-Ю00 с периферийной КПУ (£ = 0,63 м, длинные
соединительные линии, р = 6,85 МПа); 4 — то же (£=1,6 м);
5 — СУД стенда ОКБ «Гидропресс» с центральной КПУ
(5 = 0,63 м, р = 6,3 МПа)
15—20 мм при среднем его положении. Значение этой
температурной погрешности растет с увеличением уровня в ПГ.
Она становится существенно больше при увеличении
давления (ПГВ-1000, РБМК-1000). Так, по данным испытаний
барабанов-сепараторов (БС) РБМК-1000 I блоков Курской
и Чернобыльской АЭС ДУС с периферийной КПУ,
установленные в обслуживаемом помещении, имеют
температурную погрешность около 30 мм при базе 630 мм и 80—
120 мм при базе 1600 мм (р = 7 МПа). Указанное значение
погрешности характерно для СУД, имеющих длинные
соединительные линии с барабаном (от 8 до 25 м), что
увеличивает расход конденсата пара через сосуд и несколько
уменьшает значение погрешности. Отличие температуры
воды в камере переменного уровня от температуры
насыщения на значение погрешности не влияет.
В настоящее время на ПГ блоков В-440 и ПГВ-1000
используются СУД, разработанные СКБ ВТИ и ОКБ
«Гидропресс», с центральной КПУ, а также с устройством для
увеличения средней температуры в ней (рис. 1, в). Это
устройство представляет собой воронку, расположенную
выше верхней отметки КПУ с трубкой, обеспечивающей
циркуляцию конденсата внутри КПУ. Расположение КПУ
в центре СУД, а камеры переменного уровня на периферии
позволило уменьшить среднюю плотность воды в КПУ,
приблизив ее к расчетной Определенный эффект дало и
устройство для циркуляции конденсата внутри КПУ
Испытания СУД такой конструкции были проведены
на модели ПГВ-1000. Показания уровнемера,
подключенного к СУД, сопоставлялись с показаниями уровнемера,
подключенного параллельно СУД и использующего
однокамерный конденсационный сосуд. По высоте корпуса СУД, т е на
наружной поверхности камеры переменного уровня, были
размещены поверхностные термопары Одна термопара
была установлена в гильзе в нижней части КПУ Измерялась
также температура поверхности КС
Двухкамерный уравнительный сосуд был покрыт
тепловой изоляцией до верхнего патрубка. Отмечена
существенная разница температур по высоте его корпуса.
Показания нижних термопар в КПУ и на корпусе практически
совпадали. Результаты измерений позволили установить
зависимость разницы в показаниях уровнемеров от
значения уровня при давлении 6,3 МПа (рис. 2). Показания
уровнемера с КС с поправкой, учитывающей среднюю
плотность воды в нем, принимались в качестве истинного
значения массового уровня Разница истинных значений
уровня и показаний уровнемера, подключенного к СУД,
приведена на рис. 2 (кривая /). По этому графику можно
определить, насколько занижены показания штатного
уровнемера на ПГВ-1000 при номинальном значении уровня
(420 мм от нижнего штуцера) Эта погрешность составляет
22 мм. Для ПГ блоков ВВЭР-440 номинальным является
значение уровня 150—170 мм С учетом более низкого
давления (4,6 МПа) можно считать, что для этих ПГ
температурная погрешность пренебрежимо мала
Уменьшить погрешность для ПГВ-1000 можно за счет
применения СУД с базой 1000 мм. При этом относительно
уменьшится часть сосуда, расположенная ниже уровня
воды, что приведет к соответствующему изменению
температур и средней плотности воды в КПУ.
На рис. 3, в относительных координатах приведены
значения температурной погрешности для СУД разной
конструкции при давлении 6,3—7 МПа. На этом же графике
приведена температурная погрешность для водомерной
колонки при р = 6 МПа *. Максимальное значение погрешности
характерно для неизолированной водомерной колонки,
несколько меньшее — для СУД с периферийной КПУ и
короткими соединительными линиями (ВК-50), еще
меньше — при такой же КПУ и длинных соединительных
линиях (РБМК-1000) и минимальное — для СУД с
центральной КПУ, выполненной в соответствие с рис. 1, в. Опытные
точки для СУД с различными базами (630 и 1600 мм) в
относительных координатах согласуются друг с другом, по
крайней мере, точки, полученные при базе 1600 мм,
расположены не выше точек, полученных при базе 630 мм. Это
позволяет считать, что и зависимость для СУД ПГВ-1000
с центральной КПУ при базе 1000 мм будет
соответствовать опытным данным (см. рис. 3), и
погрешность при номинальном уровне в ПГВ-1000 не превысит
10 мм
Еще меньше должна быть температурная погрешность
модификации СУД, выполненного по рис. 1, в, но с
уменьшенным диаметром камеры переменного уровня и с
большей высотой расположения воронки устройства для подвода
конденсата в КПУ. Уменьшение водяного объема камеры
переменного уровня позволит наряду со снижением
тепловых потерь уменьшить также запаздывания сигнала для
уровнемеров ПГВ-1000, контролирующих уровень над
дырчатым листом в середине ПГ и имеющих соединительные
линии относительно большой длины
Практически отсутствует температурная погрешность
для СУД с частично обогреваемой КПУ конструкции
СКБ ВТИ (рис. 1, г), широко используемых на барабанах-
сепараторах (БС) РБМК-1000 и устанавливаемых в
обслуживаемом помещении Кроме того, при номинальном
уровне их показания остаются неизменными при любом
давлении в ПГ При установке этих СУД, особенно в
помещении с ограниченным доступом, необходимо обратить
особое внимание на обеспечение длины горизонтального
начального участка импульсных линий не менее 500 мм. При
использовании такого СУД для возможности проверки
уровнемера при нулевом перепаде на датчике необходимо
применять вторичные приборы следующего большего
типоразмера (или с соответственно измененной шкалой).
Те же требования необходимо выполнять при точных
измерениях в случае применения однокамерных
конденсационных сосудов с базой 630—1600 мм Кроме того, на
штуцере КС, к которому присоединяется импульсная
линия, должна быть установлена термопара для определения
средней плотности воды в сосуде. Соединительная линия с
ПГ должна иметь длину, превышающую толщину
изоляции ПГ, сосуд не должен быть изолирован.
Соединительная линия должна быть горизонтальной или иметь уклон
в сторону ПГ не более 1°.
Приведенные выше дополнительные требования к
уровнемерам с однокамерными конденсационными сосудами
позволяют считать предпочтительным использовать на ПГ
СУД с центральной камерой постоянного уровня (рис. 1, в).
Применение СУД с частично обогреваемой КПУ
целесообразно при работе ПГ с переменным давлением.
* Филимонов А. И., Антонов А. Я. Влияние охлаждения
воды в воздухоуказательных колонках на их показания —
Теплоэнергетика, 1955, № 6, с. 37—39.
17

Ремонт и модернизация оборудования
Реконструкция дымососов котлов ТП-230
БОТКАЧИК И. А.» канд. техн. наук, ЗЫКИН А Л., МАТВЕЕВ А. С, ВАБИКОВ А. И.,АЛЕКСАНДРОВ К. В., инженеры
Мосэнергоремонт — ВНИИАМ — ТЭЦ-2С Мооиерго
Котлы ТП-230 паропроизводительностью 230 т/ч ТЭЦ-20
Мосэнерго, сжигающие в зимний период кузнецкий уголь,
были оборудованы дымососами двустороннего всасывания
Д300/400. Рабочие колеса этих дымососов имеют загнутые
вперед лопатки. В качестве привода использовались
электродвигатели мощностью 400 кВт с частотой вращения
590 об/мин.
В 1959—1960 гг. с целью снижения расхода энергии
на собственные нужды ОРГРЭС была проведена
реконструкция дымососов, в процессе которой были изготовлены
новые рабочие колеса диаметром 2210 мм по
высокоэкономичной аэродинамической схеме 0,7—160° с шестью
крыловидными полыми лопатками с выходным углом 20°
и соответствующие им кожухи.
Сразу же после пуска реконструированных машин
выяснилось, что их необходимо систематически, в среднем
один раз в месяц, останавливать на 6—8 ч для удаления
золы, отложившейся на лопатках, заварки поврежденных
мест и балансировки. Паропроизводительность котлов при
работе одного дымососа снижалась с 230 до 130 т/ч.
Полые крыловидные лопатки, изготовленные из
стального листа толщиной 4 мм, интенсивно изнашивались, зола
попадала внутрь их, из-за этого возникали аварии с
повреждениями ротора дымососа, подшипников и привода.
В 1981 г. по проекту Мосэнергоремонта была
выполнена повторная реконструкция дымососов, при которой в
существующие кожухи машин были установлены рабочие
колеса диаметром 2400 мм, выполненные по схеме
0,6—40°—11 ВНИИАМ с 16-ю загнутыми назад листовыми
лопатками; выходной угол лопаток составлял 40°.
Для уменьшения интенсивности абразивного износа
лопаток на средних дисках рабочих колес между
лопатками сделаны вырезы пилообразной формы (рис. 1) с
помощью автогенной резки и последующей зачистки
шлифовальным камнем. Наличие таких вырезов в среднем диске
колеса машины двустороннего всасывания обеспечивает
практически равномерное рассеивание частиц золы,
содержащейся в газах, по поверхности лопаток за счет
взаимодействия потоков, поступающих в рабочее колесо с двух
сторон При этом исключаются концентрированное
движение золы в виде жгута у среднего диска и местный износ
лопаток и диска. Воздействию золы подвергается
значительно большая поверхность, что и определяет большую,
в 3—4 раза стойкость колес к износу.
Такой эффект был получен на рабочих колесах
дымососов Д-21,5x2 ТЭЦ-20, работающих с частотой
вращения 735 об/мин, в средних дисках которых были
выполнены аналогичные вырезы (рис. 2).
Расчеты на прочность среднего диска рабочего колеса
диаметром 2400 мм, выполненного по схеме 0,6—40°—11,
толщиной "20 мм, установленного на котле ТП-230,
показывают, что в корневом сечении выступов максимальные
напряжения невелики и при частоте вращения 590 об/мин
составляют 245 кгс/см2, а на расточке диска — 600 кгс/см2.
Такое рабочее колесо может успешно работать и при
скорости 740 об/мин, при этом напряжения возрастают в
1,57 раза и составляют соответственно 385 и 940 кгс/см2,
что вполне приемлемо для углеродистой стали марки
ВСтЗ сп ГОСТ 14637-79.
Реконструированные по схеме 0,6—40°—11 дымососы
котлов ТП-230 работают без отложений золы на лопатках,
без остановов для очистки и балансировки, аварийные
ситуации на них не возникают.
Расход электроэнергии на тягу и дутье сохранился
на прежнем уровне: 4,6—5 при норме 3,5—3,7 кВт ч/т,
это объясняется тем, что КПД колес, выполненных по
схемам 0,7—160° и 0,6—40°—11, примерно одинаковы.
Масса двух рабочих колес (без ступиц), выполненных
по схеме 0,6—40°—11, равна 2700 кг, в то время как
колеса, выполненные по схеме 0,7—160°, имели массу 4880 кг,
т. е. на одном котле достигнута экономия металла 2180 кг.
Это результат использования средних и покрывающих
дисков толщиной 20,8 и лопаток толщиной 6 мм.
Вырезы в среднем диске следует делать возможно
более глубокими, приближая их к входной кромке лопаток.
100,
Рис I. Рабочее колесо дымососа ДН-24Х2 с вырезами
в среднем диске
i
Si
-«.
1
s
g
ч*|
1
/\^356 J
1200
H
h§
*
jgyJN
Рис. 2. Рабочее колесо дымососа Д-21,5Х2 с вырезами
в среднем диске и вращающимся диффузором
П

При значительном числе лопаток — 16 на колесе,
выполненном по схеме 0,6—40°—11, на 32 на колесе,
выполненном но схеме 0,7—37° (дымосос Д-21,5х2), глубина
вырезов ограничена.
Радиус округления выреза должен составлять не ме-
На турбинах Р-100-130/15 Нижнекамской ТЭЦ-1 в
качестве надбандажных применены уплотнения
радиального типа. В результате задевания при пусках и остановах
проточная часть турбин практически разуплотнилась, что
значительно снизило их экономичность.
Уральский турбомоторный завод предложил
модернизировать радиальные уплотнения. Применительно к
турбинам Нижнекамской ТЭЦ-1, надбандажные уплотнения
ступеней которых были выполнены с помощью вставок,
закрепленных в пазах типа «ласточкин хвост» козырьков
диафрагм, и гребней бандажей рабочих лопаток,
реконструкция уплотнений осуществлялась следующим образом
(см. рисунок).
В каждом из пазов типа «ласточкин хвост» под
вставки протачивались два прямоугольных паза для зачеканки
в них двух миллиметровых полос мягкой нержавеющей
стали; из этих полос в последующем вытачивались усы.
Вместо изношенных гребней из металла, наплавленного на
бандажи рабочих лопаток, вытачивались новые гребни
Усы, зачеканенные в козырьки диафрагм, и гребни
бандажей рабочих лопаток образовали систему осерадиальных
уплотнений типа «один гребень — два уса» с большими
радиальными и малыми осевыми зазорами и
положительной перекрышей в радиальном направлении (гребень
входит в пространство между смежными с ним усами
статора).
Вся модернизация надбандажных уплотнений турбины
РЯ-100-130/15, станционный № 8, изготовление отдельных
элементов ее проточной части осуществлялись на заводе.
Модернизация остальных турбин выполнена
непосредственно на ТЭЦ.
Эффективность применения осерадиальных
надбандажных уплотнений была проверена тепловыми испытаниями
турбин до и после капитальных ремонтов. В результате
ремонта КПД турбины, станционный № 8, повысился на
8 %, у турбины, станционный № 6, КПД увеличился на
6 %; при этом достигнут максималный КПД (около
86%).
Турбогенератор ТВВ-320-2, станционный № 2,
установлен на Каширской ГРЭС в 1964 г. Обмотка статора
выполнена с микалентной компаундированной изоляцией.
Металлические бандажные кольца и кронштейны также имеют
микалентную компаундированную изоляцию, бандажиров-
ка лобовых частей обмотки статора выполнена льняным
шнуром.
За 20 лет работы генератора выявились недостатки,
связанные с применением термопластичной компаундиро-
нее 2 % диаметра колеса, его поверхность следует
тщательно зачищать
Рабочая лопатка в зоне выреза должна быть
сплошной, из цельного листа, без выступа у среднего диска
высотой 8—10 мм, необходимого для приварки лопаток,
состоящих из двух частей.
Схема реконструкции надбандажных уплотнений II—XIII
ступеней турбины Р-100-130/15
Общее повышение экономичности получено как
благодаря применению осерадиальных надбандажных уплотне*
ний, так и за счет восстановления разрушенных в ходе
эксплуатации элементов проточной части. По данным
выполненных ранее тепловых испытаний турбины Р-100-130/15
Нижнекамской ТЭЦ-1 с радиальными надбандажными
уплотнениями и неповрежденной проточной частью
максимум КПД составлял 81,6 %.
Таким образом, модернизация надбандажных
уплотнений позволила повысить КПД турбины на 4,4 %. Годовая
экономия условного топлива в расчете на одну турбину
составила 9358 т.
Высокая экономичность надбандажных уплотнений осе-
радиального типа, полученная в эксплуатации, позволяет
рекомендовать их для внедрения на серийно выпускаемых
заводом турбинах Р-100-130/15, ПТ-135/165-130/15 и
Т-175/210-130.
ванной изоляции при непосредственном водяном
охлаждении обмотки статора, с высоким объемом тока в пазу, с
недостаточным закреплением лобовых частей обмотки и др.
Изоляция обмотки статора претерпела значительное
старение из-за ионизационного старения материала,
связывающего элементарные проводники, вызванного частичными
разрядами в полостях между корпусной изоляцией и токо-
ведущей частью стержня.
В связи с этим в 1984 г. был разработан и внедрен
Модернизация надбандажных уплотнений турбин Р-100-130/15
ЩЕЛОКОВ Ю. В., инж.
Нижнекамская ТЭЦ-1
Реконструкция обмотки статора турбогенератора
ТВВ-320-2
КОЗЛОВСКАЯ Я. П., СЛОБОДИНСКИИ Е. М., инженеры
Мое энергоремонт
19

проект реконструкции обмотки статора,
предусматривающий повышение эксплуатационной надежности и
увеличение межремонтного периода генератора. В проекте
использован опыт работы электроцеха предприятия Мосэнерго-
ремонт по перемотке и ремонту генераторов этого типа, а
также новые разработки ЛПЭО «Электросила».
Новая обмотка выполнена с изоляцией класса В
типа «слюдотерм» на терморсактивных связующих. Изоляция
«слюдотерм» обладает высокой механической и
электрической прочностью, масло- и влагостойкостью, повышенной
стойкостью к нагреву и увеличивает срок эксплуатации
генераторов в 1,2—2 раза.
При существующей технологии изготовления стержней
с термореактивной изоляцией и их укладки в пазу статора
всегда имеется некоторый боковой зазор. Это приводит к
вибрации пазовой части стержня, в результате чего
нарушается контакт и возникают разряды между
поверхностями обмотки и паза, а также к истиранию изоляции.
В связи с этим особое внимание было обращено на
закрепление обмотки статора в пазовой и лобовых частях.
В пазовой части обмотка закрепляется с помощью
радиального заклинивания пазовыми клиньями, а также
бокового иодклинивания полупроводящнм гофрированным
стеклотекстолитом. Система бокового уплотнения весьма
эффективно ограничивает вибрацию стержня и обеспечивает
постоянный контакт и полное предотвращение разрядов в
пазу. Концевые пазовые клинья бандажируются к обмотке
на выходе из пазов.
Закрепление обмотки в лобовых частях является
одним из важнейших факторов надежной работы
турбогенератора. Большие электродинамические силы,
воздействующие на обмотку в лобовых частях, требуют создания
конструкции крепления, которая противостояла бы
электродинамическим усилиям, возникающим при к з. и длительном
номинальном режиме работы. Этим требованиям отвечает
принятая в настоящее время для турбогенераторов серии
ТВВ и осуществленная при данной реконструкции жесткая
система крепления лобовых частей обмоток.
При такой системе крепления применяются новые
массивные стеклотекстолитовые бандажные кольца,
закрепленные на специальных кронштейнах. Причем тщательная
установка бандажных колец относительно друг друга и
особенно дна паза статора является одной из основных
технологических операций.
Кронштейны для крепления бандажных колец
выполнены разборными из двух частей: металлического
кронштейна, крепящегося на нажимном кольце статора, и стек-
лотекстолитового, устанавливаемого в пазу
металлического кронштейна. Это даст обмотке статора свободу
перемещения в аксиальном направлении при тепловом
расширении. Для крепления металлических кронштейнов в
нажимных кольцах статора были просверлены резьбовые
отверстия по технологии, разработанной Мосэиергоремонтом.
Применение новых кронштейнов для крепления
бандажных колец вызывает необходимость установки новых
коллекторов, которые имеют больший наружный диаметр
по сравнению с существующими на генераторе и
удвоенное число штуцеров для подсоединения фторопластовых
шлангов водоподвода к стержням обмотки. Для
установки новых коллекторов со стороны турбины были
просверлены резьбовые отверстия в нажимном кольце статора и
изготовлены специальные кронштейны для их крепления.
Жесткое крепление лобовых частей обмотки достигает^
ся установкой всех изоляционных деталей крепления
(дистанционных распорок, распорок на выходе стержней из
пазов, деталей крепления шин) с применением формующегося
материала «препрег» холодного отверждения по
технологии, освоенной Мосэиергоремонтом и разработанной
институтом ВНИИЭИМ.
Основное свойство «препрега» состоит в том, что под
воздействием небольших усилий он принимает форму тех
элементов, с которыми непосредственно соприкасается и
после полимеризации приобретает необходимую твердость.
Кроме того, для создания необходимой связи между
элементами обмотки и крепящими элементами при укладке
обмотки и при ее вязке лавсановым шнуром и стеклочул-
ком применяются специальные эпоксидные клеи, которые
обеспечивают усадку шнуров и необходимое сцепление
поверхностей.
Подготовка сердечника статора и укладка обмотки
велись тщательным образом. Так как иодрихтовка лобовых
частей стержней с термореактивной изоляцией
недопустима, положение укладываемых нижних стержней
проверялось по специальным криологическим гребенкам,
устанавливаемым с обеих сторон статора. При этом
соединительные и выводные шины были переизолированы по
технологии Мосэнергорсмонта. Крепление их на генераторе
выполняется с помощью liCMaiHHTHbix изолированных шпилек и
стекло текстолитовых распорок. Для установки шпилек в
нажимном кольце со стороны возбудителя были
просверлены резьбовые отверстия.
Изолировка головок обмотки статора выполняется
изоляционными пластмассовыми коробками с заполнением
внутренних полостей гермореактивными замазками, что
обеспечивает их монолитность и теплопроводность. Старые
термосопротивления в пазах статора подлежат замене, а
термопроводка должна Сыть испытана и при
необходимости заменена.
С целью форсировки охлаждения обмотки ротора в
соответствии с принятым в настоящее время техническим
решением для генераторов серии ТВВ с вытяжной системой
вентиляции по разработкам ЦКБ Союзэнергоремонта в
средней части машины в 12 пазах статора
устанавливаются эжекторные клинья, изготовленные элсктроцехом
предприятия Мосэнергоремонт.
Для выполнения всех работ по разработанному
проекту была изготовлена необходимая оснастка. По
результатам проведенных после реконструкции тепловых испытаний
генератор при номинальном режиме нагрузки имеет
значительный тепловой запас: по ротору 10°С, по статору —
около 40. При этом распределение температуры зубцов по
окружности статора в средней части генератора стало
более равномерным, что благоприятно сказывается на работе
генератора в целом.
Почетные звания у награждения
Указом Президиума Верховного
Совета Украинской ССР за успехи,
достигнутые на строительстве
второго энергоблока Киевской ТЭЦ № 6, и
досрочный ввод его в эксплуатацию
Грамотой Президиума Верховного
Совета Украинской ССР награждены
Н. В. Глазунов — ст. машинист
энергоблока, В. Г. Мазур —
электрослесарь, А. .Н. Рудик — слесарь по
ремонту оборудования машинных цехов
Киевской ТЭЦ № 6.
Указом Президиума Верховного
Совета Белорусской ССР за большой
вклад в решение
социально-экономических и политико-воспитательных
задач, активное участие в
общественной жизни почетное звание
заслуженного энергетика Белорусской ССР
присвоено В. П. Панкову — директору
Могилевской ТЭЦ № 2.
Указом Президиума Верховного
Совета Литовской ССР за заслуги в
развитии энергетики республики и
активное участие в общественной
жизни зам. начальника Литовглавэнерго
А. Й. Микужису присвоено почетное
звание заслуженного инженера
Литовской ССР.
Указом Президиума Верховного
Совета Латвийской ССР за успехи в
производственной и общественной
работе Почетной грамотой Президиума
Верховного Совета Латвийской ССР
награжден И. М. Рубанов — директор
предприятия теплосетей, г. Резекне.
30

R
езервы повышения
производительности труда
и снижения себестоимости
м Q5
■ SSSS I i Ml
iimHri A
Привод для проточки роторов турбин
на балансировочном станке
ТЫЖНЕНКО £. Ф., инж.
Участок Днепроэнергоремонта на Приднепровской ГРЭС
При капитальных ремонтах турбоагрегатов возникает
необходимость в проточке роторов при перелопачивании,
при повреждении шеек под подшипники и маслоотбойные
щитки и т. д. Для этого изготовлен привод (см. рисунок).
Привод устанавливается на опору 1, выполненную в
виде пустотелой усеченной пирамиды с прямоугольным
основанием. Стенки опоры выполнены из железобетона и
имеют ширину 150 мм. Снаружи опора обшита листовой
сталью толщиной 2 мм. Опора крепится к рельсам
балансировочного станка. На опору с помощью винтовых
домкратов устанавливается рама 2 привода с закрепленными
на ней электродвигателем 3, редуктором 4, упором 5.
Главной частью привода является упор, состоящий из
корпуса в, полумуфты 7, вала 8, подшипников 9, упорного
кольца 10, крышек 11. Полумуфтой привод соединяется с
полумуфтой ротора. На другом конце вала упора
насажена шестерня 12, входящая в зацепление с шестерней
редуктора привода. Валы редуктора и электродвигателя
соединены фрикционной муфтой.
Технические данные привода следующие: частота
вращения вала — 12 об/мин; мощность электродвигателя —
75 кВт; масса привода — 3 т, масса привода с опорой —
8 т; габаритная ширина — 2055 мм; расстояние от головки
рельсов балансировочного станка до центра привода —
j 800 мм.
Привод позволил ликвидировать вибрацию
обрабатываемого ротора при точении в осевом и аксиальном
направлениях, что значительно улучшило качество проточки;
уменьшилось число проходов резца для выполнения
требуемой обработки ротора, отпала необходимость в ручной
чистовой обработке проточенных поверхностей. В отличие
от применяемых приводов запуск и останов предлагаемого
привода происходит плавно, без ударов, что дает
возможность получать требуемые размеры меньшим числом
замеров; значительно сократилось время настройки привода.
Привод может быть применен без опоры для
расточных работ в цилиндрах турбин в диапазоне диаметров
расточки от 500 до 1900 мм с соответствующей оснасткой, а
опору можно использовать как площадку при шабровке,
12 11 9 67
О ^^L^4rTfr"Pomop
Схема привода
например, полумуфт роторов. Привод позволяет точить
роторы и без одной опоры балансировочного станка, что
очень важно при проточке шеек роторов под подшипники
и маслоотбойные кольца.
Привод для проточки роторов в окончательном
варианте используется на Приднепровской ГРЭС с 1981 г.
С его помощью было проточено шесть ступеней роторов
низкого и среднего давления; срезались лопатки на
высокой части среднего давления турбин К-300-240; проточено
четыре ротора генератора ПВК-150 у ступицы полумуфт;
расточен паз под обойму диафрагм диаметром 1800,
шириной 100 мм, глубиной 25 мм в цилиндре высокого
давления турбины.
Приспособление для подрезки торцов сегментов
уплотнений
ПЫСИН В. В., инж.
Южэнергоремонт
При ремонте концевых и диафрагменных уплотнений обеспечить строгую перпендикулярность плоскости резания
паровых турбин подрезка торцов сегментов — одна из наи- к боковой поверхности сегмента и дуге базовой поверхно-
более часто встречающихся технологических операций. сти сегмента в месте резания.
В ходе ее выполнения кроме линейной точности важно На предприятии Южэнергоремонт разработано при*
21

Рис. 1. Схема приспособления для
подрезки торцов сегментов уплотнений
Рис. 2. Схема определения координат осей
отверстий в кронштейне
способление, позволяющее выполнить эту операцию на
фрезернОхМ станке и отличающееся повышенной жесткостью,
точностью обработки и простотой наладки.
Основу приспособления (рис. 1) составляет
горизонтальный плоскопараллельный зажим тисочного типа. Он
содержит неподвижную губку 1 и подвижную 4,
перемещаемую в направляющих корпуса 2 винтом 3. На боковой
поверхности корпуса, с помощью винтов 5 и штифтов 6
закреплен корытообразный кронштейн 7. В его
вертикальных стенках имеются две группы попарно соосных
отверстий, предназначенных для размещения базового пальца 8.
Отверстия маркированы, каждая пара их соответствует
определенному типоразмеру сегмента. На противоположной
кронштейну стороне корпуса, ниже уровня губок,
закреплен упор 9. Совместно с базовым пальцем он обеспечивает
координацию обрабатываемого сегмента в вертикальной
плоскости. Горизонтальная координация сегмента
обеспечивается тисочным зажимом. Неподвижная губка зажима
зафиксирована от смещения штифтами 10. Торец ее
расположен в одной плоскости с внешней гранью упора и
является базой для установки плоскости резания.
Для работы приспособление крепится на столе
горизонтально-фрезерного станка. Врезанные в нижнюю часть
основания корпуса тисочного зажима призматические
шпонки // входят в соответствующий паз стола станка и
обеспечивают тем самым перпендикулярность рабочих
поверхностей зажимных губок к плоскости резания. Линейная
настройка плоскости резания достигается поперечным
перемещением стола станка до положения, при котором щуп
толщиной 3 мм будет без зазора входить между торцем
неподвижной губки и фрезой станка. Данная настройка
выполняется лишь однажды — в момент установки
приспособления на станке или при замене режущего инструмента,
в дальнейшем настройка изменяться не должна. Для
загрузки сегмента приспособление необходимо продольным
перемещением стола вывести за пределы зоны резания.
Подлежащий обработке сегмент укладывается на упор и
базовый палец (палец заблаговременно должен быть
установлен в отверстия кронштейна, соответствующие
типоразмеру сегмента). Сегмент устанавливается таким образом,
чтобы риска, указывающая границу удаляемого слоя,
совпала с внешней гранью щупа, приложенного к торцу
неподвижной губки, зажимается подвижной губкой и
фрезеруется.
При изготовлении сменных кронштейнов координаты
осей отверстий могут быть определены в соответствии со
схемой (рис. 2) по формулам:
A = R — V(R + <i/2)2 — (m + В)*,
В =VW-
d/2)2
{R — A)* — my
где R — радиус наружной поверхности сегмента; d —
диаметр базового пальца; m—расстояние от плоскости
резания по передней грани упора, /п = 3 мм.
Схема технологической блокировки на котлах
с двухскоростными электродвигателями
ПЫЧЕНКОВ В. Г., инж.
Иркутская ТЭЦ-11
Применяемая при пылевом сжигании топлива типовая
схема технологической блокировки отвечает условиям
надежности при работе котла со всеми тягодутьевыми
механизмами, дэтя привода которых используются двухско-
ростные электродвигатели. Вывод из работы любого из
этих механизмов на работающем агрегате
предусматривался только в исключительных случаях и требовал
переключений в схеме блокировки — установки перемычки СП.
Опыт эксплуатации показал, что работа котла с
одним дымососом или дутьевым вентилятором — явление
довольно частое. При этом возникает дополнительная
нагрузка на персонал, выполняющий переключения в схеме тех-
22

1PflS
-ШУ
t—I Защита котла \-
гр<р(дс~аГ\
ТГ^Гё 1
[рф(дс-б?\
ТГ*а Г
тО
ГРУ
7РПБ
ГРФ(ДВ-А) 1 УТ>Ф?ДВ-Щ
\6^va
"Н-в
I (ДВ-А)^г РИА ^ РБ l
i_ » /0 41-£- '
\{ДВ-Б)^ РПА"^ РБ\
! 5/0 5 6 \
7РПБ
x\fJJ14H"I}\
[p/lfMB-Api
f—) Защита котла"
РП[МВ-Б)\
—rsrrr
ТО
f^i/
77"Lbr
8РПБ
ЭРПБ
7РПБ
'—[защита котла |—
тО
j^y
■Отг
7/77£
1РПБ
J> 6РПБ
J £
JJ> 5/77£
1РПБ
5 6
7 5
7РПБ
7 8
5
2РПБ
10
7РПБ
2РПБ
8
7РПБ
ЧРПБ
9 W_
[РЛ(МВ-А)~\
ЬРПБ
8РПБОРЛБ)
[рп(мв-б!^.
2РПБ(ЧРПБ)
1¥)Т^ЩбГ
Шины питания
А 6 томат
Реле
размножения
контактов
ключа
блокировки
Реле отключения
дутьевых
вентиляторов
Реле отключения
механизмов
пылесистемы
Цепа реле
отключения
контакторов/,2
питателей
пыли
Цели реле
отключения
контакторовЗ, *t
питателей
пыли
Дутьевого
вентилятора
А
Дутьевого
вентилятора
6
Мельничных
вентиляторов
Аиб
Шаровых
мельниц
АиБ
Контакторов
питателей
пыли
в
Рис. 1. Вариант электрической схемы технологической блокировки котла
'+ШУ
Рис. 2. Модернизированная типовая схема управления двухскоростным
электродвигателем

нс логической блокировки. Кроме того, типовая схема не
предусматривает режима минимальных нагрузок, когда
требования к надежности работы понижены, но
необходимо обеспечить экономичную работу оборудования. Для
этого на работающем котле останавливают часть основных
механизмов.
С целью улучшения эксплуатационных качеств схемы
технологической блокировки на Иркутской ТЭЦ-11 была
выполнена ее модернизация (рис. 1). В отличие от
типовой контакты реле 2РП1 и 2РП2 типа РП-23 (на рисунке
не показаны) в цепях реле 6РПБ и 7РПБ заменены на
нормально закрытые контакты реле РФ двухпозиционного
типа (РП-8, РП-11). Это позволяет сохранять цепи
блокировки в работе при выводе в ремонт любого из тягодутье-
вых механизмов.
В цепи реле 8РПБ и 9РПБ дополнительно введены
контакты реле 7РПБ, срабатывающего при отключении
обоих дутьевых вентиляторов.
В цепи реле 8РПБ контакты реле 2РП1 из схем
управления дутьевыми вентиляторами заменены
последовательно соединенными контактами реле РИА и РБ, при
этом обе цепи заведены через нормально открытые
контакты реле РП мельничного вентилятора нитки Б. Ввод в
схему контактов реле РПЛ обусловил работу этой цепи
только при аварийном отключении дутьевого вентилятора,
останов его ключом управления исключает срабатывание
реле 8РПБ. Контакты реле РБ, время срабатывания
которого составляет 0,1—0,15 с, предотвращают ложное
срабатывание реле 8РПБ в случае отказа во включении
дутьевого вентилятора на первую скорость (при вводе в
работу).
В режиме минимальных нагрузок при работе котла по
схеме с одним мельничным вентилятором нитки А эти
цепи выводятся из работы контактами реле РП мельничного
вентилятора нитки Б, т. е. предотвращается отключение
группы пылепитателеи при аварийном отключении
дутьевого вентилятора.
Внесенные изменения позволили повысить гибкость
схемы технологической блокировки и упростить перевод
котла из одного эксплуатационного режима в другой.
Реализация новой схемы блокировки была невозможна
без модернизации типовой схемы управления двухскорост-
ными электродвигателями. Использование в процессе
доработки рационализаторских ф предложений позволило
устранить отказы в работе схемы и удачно согласовать ее с
новой схемой технологической блокировки. В схему
управления двухскоростными электродвигателями (рис. 2)
внесены следующие основные изменения:
выполнены цепи возврата на первую скорость в случае
отказа переключения на вторую скорость с помощью реле
РИ;
реле включения 1РКВ и 2РКВ типа РП-23 заменены
на реле РП-252 с временем возврата 0,3—0,4 с. Этим
предотвращается срыв импульса на включение
выключателей обеих скоростей засчет потери цепи в контактах
ключа управления;
вместо реле 1РПО, 2РПО и 2РПВ типа РП-252
установлены реле 1РФ и 2РФ двухпозиционного типа (РП-8,
РП-11);
вместо реле 2РП1 и 2РП2 типа РП-23 установлено
реле РФ двухпозиционного типа (РП-8, РП-11).
Недостатком модернизации схемы управления следует
считать необходимость увеличения числа жил контрольного
кабеля между щитом управления и распределительным
устройством с 14 до 19.
Десятилетний опыт эксплуатации рассмотренных схем
показал их высокие эксплуатационные качества,
позволившие полностью освободить персонал от необходимости
выполнения переключений в цепях технологической
блокировки котлов.
,^ЯЛЛЛйа^йаЯв»ЛЛ^^
1Лз потока технической информации
Использование тепла отработавшей
циркуляционной воды для обогрева почвы. Украинским
институтом инженеров водного хозяйства проведено
экспериментальное использование тепла Ровенской
АЭС в сельском хозяйстве. На землях колхоза был
оборудован модельный участок с системой
обогрева почвы по полиэтиленовым трубам. Трубы с
внутренним диаметром 50 мм закладывались на
глубину 0,5 м и на расстоянии 1 м одна от другой
В летний период по трубам прокачивалась теплая
вода с температурой 30—35 °С при глубине
охлаждения 4—6 °С При этом количество тепла,
отводимого системой обогрева, составляло 35—65 Вт/м2.
Исследования показали, что обогрев почвы
позволяет повысить ее температуру в зоне
расположения корней (20 см) на 5—8 °С, а на глубине
расположения труб — на 8—10 °С, что способствует
повышению интенсивности биологических процессов
в почве В условиях Западного Полесья обогрев
почвы повысил урожайность кукурузы на силос на
60 %, кукурузы на /зерно на 83 %, огурцов на 112 %.
Дополнительные запросы направлять по
адресу. 266000, г. Ровно, Ленинская ул, 11, УИИВХ.
Дистанционный непрерывный контроль металла
энергоустановок. Южным филиалом ВТИ им Ф. Э.
Дзержинского (338001, г Горловка Донецкой обл.,
Архитектурный пер, 1) разработана методика
контроля состояния металла в процессе его
эксплуатации при высоких параметрах рабочей среды.
При этом исследуемая поверхность металла
покрывается высокотемпературными оптически
прозрачными ингибиторами Дополнительно на
указанную поверхность устанавливается
высокотемпературное стекло типа «Пирекс», обеспечивающее
полное удаление воздушной прослойки между
ингибиторами и стеклом Последнее герметизируется в
периферийной зоне высокотемпературным клеем. В
зоне исследования также устанавливается микроскоп,
привариваемый контактной сваркой к исследуемому
металлу. От микроскопа выводится гибкий канал
видеосвязи (световод) к регистрирующей фото-
или киноаппаратуре. Аппаратура обеспечивает
работу при температуре до 1150°С
АСУ ТП подстанции 220 кВ. СибНИИЭ
совместно с Удмуртэнерго создана и сдана в
промышленную эксплуатацию система контроля и
управления подстанцией 220 кВ Система решает задачи
отбора и первичной обработки информации,
отображения основных параметров и оперативной схемы
подстанции Кроме того, система осуществляет
автоматический контроль за отклонениями от
контролируемых параметров, регистрацию суточной
ведомости, организацию справочной информации и ряд
других аналогичных функций
Информация предоставляется оператору на
алфавитно-цифровых дисплеях, цветных графических
терминалах и печатающем устройстве Подсистема
сбора информации включает в себя измерительные
преобразователи и реле-повторители. Всего в
вычислительный комплекс вводится 112 сигналов
измерения параметров подстанции (токи, напряжения
и т.п.), а также дискретные данные о положении
коммутационных аппаратов. Дальнейшее развитие
системы предполагает установку пользовательских
дисплеев на уровне предприятия электрических
сетей.
Адрес для запроса дополнительной
информации: 630091, Новосибирск, ул. Фрунзе, 9, СибНИИЭ.
24

Социалистическое соревнование:
организация и эффективность
Передовики энергетики—лауреаты
Государственной премии СССР 1985 г.
За выдающиеся достижения в труде, большой личный
вклад в повышение эффективности использования
энергетических ресурсов Государственные премии СССР 1985 г.
присуждены передовикам Всесоюзного социалистического
соревнования Бердову Николаю Петровичу —
слесарю-ремонтнику Джамбулской ГРЭС им. 50-летия Октябрьской
революции, Козачинскому Николаю Степановичу —
старшему машинисту энергоблоков Молдавской ГРЭС
им. 50-летия Великой Октябрьской социалистической
революции, Анашкиной Ольге Николаевне — аппаратчице
химводоочистки Конаковской ГРЭС им. 50-летия СССР,
Уткину Михаилу Сергеевичу — бригадиру
слесарен-ремонтников Ленинградской АЭС имени В. И. Ленина, Ша-
рафутдинову Уралу Ахатовичу — оператору Аргаяшской
ТЭЦ.
Государственная премия СССР 1985 г. присуждена
также группе специалистов, в том числе бригадиру
слесарей Билибинской АЭС им. газеты «Комсомольская
правда» Данилову Александру Николаевичу — за
создание Билибинской атомной теплоэлектроцентрали
Поздравляем новых лауреатов и желаем им
дальнейших производственных успехов.
С коллегии Минэнерго СССР
О социалистическом соревновании энергетиков и
энергостроителей за достойную встречу XXVII съезда КПСС
Коллективы предприятий и организаций Министерства
энергетики и электрификации СССР с большим
воодушевлением восприняли постановление апрельского (1985 г.)
Пленума ЦК КПСС о созыве очередного XXVII съезда
партии. В коллективах передовых энергетических предприятий,
строительно-монтажных, научных и проектных организаций
развернулось социалистическое соревнование в честь съезда
партии, приняты дополнительные повышенные
обязательства.
Обязательствами коллектива Лукомльской ГРЭС
предусмотрено повысить рабочую мощность электростанции по
сравнению с планом на 5 тыс. кВт. На основе
эффективного использования топлива, всемерного режима экономии,
повышения технического уровня и культуры эксплуатации
сберечь 5 тыс. т условного топлива и выработать на нем в
день открытия съезда 15 млн. кВт-ч электроэнергии.
Строители и монтажники Ровенской АЭС решили ко
дню открытия съезда выполнить план 2 мес по генподряду
в объеме 9,5 млн. руб., закончить гидравлические испытания
и подготовить циркуляционную промывку первого контура
энергоблока № 3.
В коллективах Львовэнерго, Куйбышевгидростроя, ПО
Днепроэнергостройпром, московского завода «Электрощит»
и других трудовых коллективах развернуто соревнование
под девизом «XXVII съезду КПСС — 27 ударных трудовых
недель». Коллективы некоторых предприятий и
организаций продолжили трудовые вахты, организованные в честь
50-летия стахановского движения, под девизом «XXVII
съезду КПСС — достойную встречу».
Коллегия Минэнерго СССР и президиум ЦК
профсоюза рабочих электростанций и электротехнической
промышленности (совместным решением от 5.09.85 № 75):
обязали руководителей и профсоюзные комитеты
предприятий и организаций направить организационную и
массово-политическую работу на дальнейшее развитие
социалистического соревнования в честь XXVII съезда КПСС,
создать необходимые условия для успешного выполнения
обязательств;
рекомендовали мобилизовать усилия трудовых
коллективов на бесперебойное снабжение народного хозяйства и
населения электрической и тепловой энергией, устранение
разрывов между установленной и располагаемой
мощностями, повышение надежности работы действующих
электростанций, повышение производительности труда и качества
продукции, ускорение научно-технического прогресса в
отрасли, усиление борьбы за экономию топливных и других
материально-технических ресурсов, обеспечение
своевременного ввода в действие важнейших пусковых объектов.
Для поощрения коллективов предприятий и
организаций, бригад, рабочих ведущих профессий — победи!елей
социалистического соревнования в честь XXVII съезда
КПСС учреждено 170 свидетельств, в том числе 20 — для
25

предприятий и организаций, 50 — для бригад с выплатой
денежных премий из расчета 40 руб. на одного работающего
в бригаде, 100 — для рабочих ведущих профессий
денежных премий в размере 75 руб. каждому.
Об инициаторах социалистического соревнования
за ускорение научно-технического прогресса
в двенадцатой пятилетке
Трудовые коллективы энергетиков единодушно
одобрили решения апрельского (1985 г.) Пленума ЦК КПСС,
итоги совещания в ЦК партии по вопросам ускорения научно-
технического прогресса и восприняли их как конкретную
программу действий по интенсификации и повышению
эффективности производства, улучшению качества продукции.
Поддержав инициативу объединения АвтоВАЗ,
коллективы Конаковской ГРЭС, ТЭЦ-22 Мосэнерго, треста Мос-
энергострой, управления строительства Нурекгэсстрой
треста Таджикгидроэнергострой и института Гидропроект
им. С. Я. Жука проанализировали намеченные на
двенадцатую пятилетку контрольные задания по развитию
энергетики страны и приняли на 1986 г. и пятилетку
напряженные социалистические обязательства, предусматривающие
значительное ускорение научно-технического прогресса в
отрасли.
В принятых встречных планах и социалистических
обязательствах инициаторы наметили осуществить широкий
комплекс мер по реконструкции и техническому
перевооружению энергетического оборудования и электростанций,
сокращению сроков ввода объектов и их освоения, решили на
основе внедрения передового опыта и современных научно-
технических достижений добиться экономии материально-
технических, топливно-энергетических и трудовых ресурсов,
снижения себестоимости продукции и
строительно-монтажных работ, повышения качества работ и проектов,
дальнейшего улучшения социально-бытовых условий и
благосостояния трудящихся.
Так, обязательствами коллектива Конаковской ГРЭС
предусмотрено, в частности, обеспечить в двенадцатой
пятилетке надежное снабжение потребителей электроэнергией
и теплом, за счет лучшего использования мощностей
действующих энергоблоков увеличить производство электроэнергии
не менее чем на 400 млн. кВт-ч против контрольных цифр;
сэкономить сверх установленного задания 35 тыс. т толоч-
ного мазута, в том числе 8 тыс. т в 1986 г., и получить от
снижения себестоимости электроэнергии прибыль 1 млн.
руб.; в день открытия XXVII съезда КПСС работать на
сбереженном топливе. Коллектив ТЭЦ-22 Мосэнерго обязался,
например, в течение двенадцатой пятилетки
реконструировать первую очередь предприятия, произвести замену
турбинного оборудования общей мощностью 300 тыс. кВт;
совершенствуя режимы работы, повышая эффективность
использования оборудования, улучшая качество его ремонтов,
осуществлять намеченную реконструкцию без снижения
выпуска продукции; добиться снижения в новой пятилетке
расхода условного топлива на 2 г/(кВт-ч) по сравнению с
достигнутым уровнем и тем самым сэкономить не менее
50 тыс. т условного топлива.
Коллегия министерства и президиум ЦК профсоюза
(совместным решением от 15.08.85 № 60) одобрили
патриотическую инициативу названных коллективов по принятию
напряженных встречных планов и повышенных
социалистических обязательств на двенадцатую пятилетку и обязали
руководителей и профсоюзные комитеты предприятий и
организаций широко распространить указанную
инициативу передовых коллективов; провести в коллективах
электростанций, сетевых предприятий, заводов, институтов,
строек, цехов, смен, бригад, участков необходимую
организаторскую работу по вовлечению рабочих,
инженерно-технических работников и служащих в социалистическое
соревнование по ускорению научно-технического прогресса в
отрасли, повышению эффективности производства и качества
продукции в 1986—1990 гг.; предложено лучше
использовать многотиражную печать, наглядную агитацию для
информации трудящихся о ходе соревнования, пропаганды
достижений и опыта передовиков производства и ведущих
коллективов.
* * *
Коллегия Министерства энергетики и электрификации
СССР и президиум ЦК профсоюза рабочих электростанций
и электротехнической промышленности призывают всех
тружеников отрасли активно включиться в социалистическое
соревнование в двенадцатой пятилетке, большими
трудовыми достижениями встретить XXVII съезд КПСС.
Почетные звания, награждения
Указом Президиума Верховного
Совета Киргизской ССР за
многолетнюю и плодотворную работу по
развитию народного хозяйства, высокие
производственные показатели в
социалистическом соревновании в честь
60-летия Киргизской ССР и
Компартии Киргизии почетное звание
заслуженного энергетика Киргизской ССР
присвоено Б. Арзыбаеву — слесарю
ТЭЦ г. Фрунзе.
Указом Президиума Верховного
Совета Армянской|£СР за
многолетнюю плодотворнуюфаботу в области
энергетики республики первому
заместителю начальника Армглавэнерго
М. Т. Вартаняну присвоено почетное
звание заслуженного инженера
Армянской ССР.
Указом Президиума Верховного
Совета Армянской ССР за
многолетнюю активную работу в системе
энергетики республики главному инженеру
ПРП Армэнергоремонт Г. Б. Араке-
ляну присвоено почетное звание
заслуженного энергетика Арм ССР.
26

Совершенствование эксплуатации
электросетей
Опыт эксплуатации линий электропередачи
330 кВ Прибалтийская ГРЭС —Рига
ЭНГЕЛИС Л. #., инж.
Латвглавэнерго
Для ВЛ 330 кВ были использованы конструкции опор,
установленных на ВЛ 500 кВ Волжская ГЭС —Москва, но
с облегченной массой опор и фундаментов. Линия
электропередачи 330 кВ была введена в эксплуатацию в 1960 г.,
протяженность ее составляет 430 км.
При строительстве использовали провод 2ХАС-400,
грозозащитный тросе ТК-70, изоляторы ПФ-11 и ПФ-7; в
качестве анкерных и анкерно-угловых применили
портальные, металлические козловые опоры, в качестве
промежуточно-угловых — портальные, металлические на оттяжках; а
промежуточные опоры — портальные, металлические и
железобетонные на оттяжках.
Для экономии металла трестом Севзапэлектросетьстрой
совместно с Ленинградским отделением ТЭП была
предложена замена металлических стоек и траверс
промежуточных опор на железобетонные.
Стойки и траверсы железобетонных опор выполнены из
железобетонных центрофугированных цилиндрических труб
диаметром 500 мм, толщина стенки 65 мм. Длина труб для
стоек составляет 22,2 м, а траверсы — 17,8 м. Стойки и
траверсы армированы арматурой из стали 25ГС.
На основе опыта строительства и эксплуатации линии
электропередачи 110 кВ с применением железобетонных
стоек и траверс линейная служба высоковольтных сетей
Латвглавэнерго совместно с представителями ОРГРЭС
разработала нормы и допуски отбраковки железобетонных
стоек и конструкции опор в целом.
В процессе приемки и подготовки линии к эксплуатации
нужно было собственными силами решать некоторые
задачи. Для подъема монтера на железобетонную опору были
разработаны и изготовлены на месте простые лазы. Кроме
того, были сконструированы и изготовлены тележка для
передвижения монтера по проводам линии электропередачи
и ряд приспособлений для следующих мероприятий: замены
нулевых изоляторов, подвесных и натяжных гирлянд,
проверки соосности стойки опоры с подножником, измерения
тяжения в оттяжках опор и др.
В 1962 г. была проведена проверка состояния опор и
изоляторов, при которой обнаружили увеличение числа
опор с трещинами на 24 %. Большинство трещин
расположено по нижнему полупериметру железобетонных стоек и
траверс, поэтому попытка заделать трещины с наружной
поверхности железобетонных стоек полимерцементной
краской оказалась неудачной.
В 1976 г. специалистами Союзтехэнерго проводилось
обследование железобетонных опор - с большим количеством
трещин. В результате обследования установили, что
трещины разнообразной формы и почти все (90 %) заполнены и
покрыты наростом из затвердевшего известкового раствора
Раствор образовался из оставшихся несвязанных цементных
остатков внутри тела траверсы и просачивающейся по
трещинам влаги. Влага образуется при конденсации из
воздуха и попадании внутрь воды или снега по неплотно
закрытым щелям у рымового болта или торца траверсы.
Химический анализ нароста показал, что он на 95 % состоит из
химически неагрессивного карбида кальция. Продольные или
поперечные трещины имеют 87 % траверс и 32 % стоек,
установленных на линии электропередачи.
В 1975 г. на линии произошло повреждение,
характерное для линии с опорами данной конструкции: на
грозозащитном тросе образовался гололед и произошел обрыв
троса в пролете между промежуточными опорами.
Тяжение оборванного троса было воспринято тросостой-
ками промежуточных опор. Тросостойка и закрепленная на
том же болте стойка, поддерживающая шпренгеля,
оказались развернутыми относительно продольной оси траверсы
вдоль ВЛ, что полностью вывело из работы шпренгели,
усиливающие траверсу. Консоль траверсы, ослабленная
отсутствием шпренгелей, сломалась под действием массы
проводов.
Испытания опор и анализ повреждения показали, что
слабым местом конструкции опор с железобетонными
траверсами является узел крепления тросостойки. Кроме того,
при ремонте отсутствует возможность замены элементов
опоры. Несмотря на то, что число трещин на стойках и
траверсах со временем растет, элементы железобетонных опор
находятся в удовлетворительном состоянии с достаточным
запасом прочности.
Комплект устройств для определения мест устойчивых
повреждений на ВЛ 35 — 500 кВ импульсными методами
АРСЕНТЬЕВ В. М., МОЧАЛОВ В. А., инженеры
CKTS ВКТ Мосэнерго
В электрических сетях Мосэнерго давно используются
импульсные ( локационные) методы определения мест
повреждения (ОМП) на ВЛ. В эксплуатации находится
примерно 100 неавтоматических устройств для ОМП (установки
ИКЛ, УОП, УЗР). В Мосэнерго ОМП «набросом»
(непосредственным контактом с проводом ВЛ) осуществляется
установками ИКЛ и УОП, посредством радиоимпульсов по
высокочастотному (ВЧ) тракту ВЛ — установкой УЗР и
автоматическим искателем «Лида».
Искатель «Лида» является наиболее совершенным уст-
27

7
■\вчз\
\вчз\
\вчз\
ВЛ1
ill
КС
КС
КС ОРУ
. . , \ФП \\ФП \\фП
Схема подключения установки УЗР к ВЧ трактам ВЛ 35—
500 кВ для ОМП:
ВЧЗ — высокочастотный заградитель; КС — конденсатор
связи; ФЛ — фильтр присоединения; ЛАЗ — линейный
аппаратный зал; ВЧА—высокочастотная аппаратура (связи,
защиты)
ройством для ОМП, но его применение в Мосэнерго
ограничено из-за небольшой протяженности ВЛ (до 40 км), в
то время как сам прибор рассчитан на длину линии не
менее 45 км.
Первыми неавтоматическими устройствами для ОМП в
Мосэнерго были установки ИКЛ, которые находятся в
эксплуатации по настоящее время. Многолетняя их
эксплуатация выявила ряд недостатков при ОМП «набросом»:
длительное время сборки схемы подключения к ВЛ с
неоднократным выходом на ОРУ; отключение ВЛ для получения
импульсных характеристик линии; непосредственный контакт
с проводом отключенной ВЛ. Эти недостатки были учтены
при разработке устройства зондирования радиоимпульсом
(УЗР) и устройства для подключения установок,
зондирующих ВЛ радиоимпульсом по ВЧ каналам (УП).
В 1983 г СКТБ ВКТ Мосэнерго начат серийный выпуск
устройств комплекта для ОМП импульсными методами на
В Л 35—500 кВ для нужд Мосэнерго. Комплект
предназначен для ОМП как традиционным методом «набросом»
(видеоимпульсом), так и радиоимпульсом по ВЧ тракту ВЛ.
Комплект состоит из УЗР, измерителя неоднородиостей
линий Р5-10, устройства подключения УП, защитного
фильтра ФЗ-2, телескопической штанги ПИЛ-1. Основным узлом
является УЗР, работающее совместно с прибором Р5-10,
используемым для отсчета расстояния до места повреждения.
Это устройство выполнено на полупроводниковых элементах
и микросхемах, работающих в режиме переключения.
Время готовности к работе определяется временем прогрева
прибора Р5-10.
Для обучения и тренировки дежурного персонала в УЗР
введен тренажер, имитирующий импульсную
характеристику поврежденной ВЛ с ВЧ помехой. Наряду с режимом
зондирования радиоимпульсом, УЗР осуществляет режимы
зондирования видеоимпульсами и импульсами прибора
Р5-10.
Техническая характеристика УЗР
Амплитуда зондирующих радио- и
видеоимпульсов на нагрузке 100 Ом,
В не менее 200
Пределы изменения длительности
зондирующих радио- и
видеоимпульсов соответственно, мкс 10— 60 и 2—10
Дискретно переключаемые частоты
заполнения радиоимпульса, кГц ... 50, 75, 100, 110,
130, 160, 200, 300,
400
Имитируемые тренажером расстояния
до места повреждения, км .... 10—100
Напряжение питания, В 220
Частота питания, Гц 50
Потребляемая мощность, В»А . . . 80
Габаритные размеры, мм 125x240x445
Масса, кг 12
Для удобства пользования, сокращения времени ОМП
и уменьшения ошибок оператора при подключении УЗР к
ВЧ тракту ВЛ было разработано устройство подключения
(УП), которое соединяет выход УЗР с ВЧ трактом В Л при
сборке схемы просмотра ВЛ при ОМП и отключает выход
ВЧ аппаратуры от ВЧ тракта зондируемой ВЛ.
Конструктивно УП состоит из набора блоков
переключателя и блока нагрузки. Число блоков переключателя
определяется числом подходящих к подстанции ВЛ. Место
повреждения определяется просмотром ВЛ по всем
обработанным фазам. Обработанная ВЛ подключается к ВЧ
тракту нажатием кнопки блока переключателя,
соответствующего данной ВЛ.
Техническая характеристика УП
Амплитуда коммутируемого импульса, В . . не более 350
Габаритные размеры блока переключателя,
мм 240x175x85
Габаритные размеры блока нагрузки, мм 200x72x150
Масса каждого блока, кг не более 2
Для уменьшения наведенных напряжений частотой
50 Гц на зажимах УЗР при ОМП «набросом» на
отключенных ВЛ применяется защитный фильтр ФЗ-2, который
монтируется на ОРУ.
Максимальное входное наведенное напряжение
составляет 12 кВ. В режиме «наброс» фильтр с проводом В Л
соединяется телескопической штангой ПИЛ-1, максимальная
длина которой 7,5 м при массе 2 кг.
Комплект устанавливается на главном щите управления
(ГЩУ). Устройство УЗР и измеритель Р5-10 располагают
рядом с УП. При монтаже комплекта необходимо
прокладывать коаксиальные кабели от ВЧ аппаратуры до блоков
переключателей УП. Определение места на поврежденной
ВЛ по ВЧ тракту производится по всем фазам оператором
ГЩУ.
Это происходит следующим образом. Нажатием кнопки
УП оператор отключает выход ВЧ аппаратуры от ВЧ
тракта ВЛ и соединяет ВЧ тракт с выходом УЗР. Выход ВЧ
аппаратуры остается на нагрузке 100 Ом. Меняя частоту
заполнения радиоимпульса, оператор добивается наибольшего
уровня отраженных импульсов. Место повреждения
находится сравнением изображения на экране прибора Р5-10 с
импульсной характеристикой исправной ВЛ, снятой под
напряжением по ВЧ тракту. После ОМП схема измерений
возвращается в исходное состояние нажатием кнопки «сброс»
на блоке УП.
Для ОМП по ВЧ тракту необходима ВЧ обработка трех
фаз ВЛ. Схема ОМП по ВЧ тракту приведена на рисунке.
Определение места повреждения по ВЧ трактам В Л с
помощью комплекта позволяет сократить время поиска на 1 —
3 ч, получить импульсные характеристики ВЛ под
напряжением, улучшить условия труда и технику безопасности в
процессе поиска на ВЛ, использовать существующие
типовые системы ВЧ обработки ВЛ.
Эксплуатация комплекта в Ногинских электросетях
показала, что требуется дополнительная ВЧ обработка фаз,
не имеющих каналов связи, а также перестройка фильтров
присоединения при узкополосной настройке на более
широкую полосу.
Определение места повреждения на ВЛ проводилось по
фазам, прошедшим ВЧ обработку, радиоимпульсом, а не
прошедшим — «набросом». Это снизило эффективность
использования комплекта. Эксплуатация показала, что
приборы ИКЛ-5, Р5-10, Р5-5, Р5-1А, применяемые в
установках для ОМП, мало приспособлены для работы на ВЛ при
высоких уровнях помех и наведенных напряжениях.
:в

о
бмен опытом
СХЕМА ПУСКА ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТВФ-120-2 В РЕЖИМЕ
СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА
ДРЯЗГОВ М. Л., инж.
Ульяновская ТЭЦ-1
Работа Ульяновской энергосистемы в летнем режиме
затруднена из-за дефицита реактивной мощности. Для
покрытия реактивных нагрузок и поддержания допустимых
уровней напряжения в энергосистеме было принято
решение об использовании генераторов Ульяновской ТЭЦ-1,
тепломеханическое оборудование которых находится в
ремонте, в режиме синхронного компенсатора (СК).
В режиме СК был использован турбогенератор ТГ8
типа ТВФ-120-2. Для обеспечения частотного пуска этого
турбогенератора в режим СК была разработана
специальная пусковая схема, которая не потребовала
дополнительных электромонтажных работ и не снизила
надежности питания присоединений ЗРУ ПО кВ.
В схеме в качестве ведущего был использован
маломощный турбогенератор ТГЗ (см. рисунок) типа Т2-12-2
мощностью 12 МВт с турбиной АР-10, установленный на
части среднего давления ТЭЦ; электрическая связь
ведущего и ведомого генераторов осуществлялась через
трансформатор связи Т1 мощностью 20 MB-А, В Л ПО кВ
длиной 0,8 км и обходную систему шин ЗРУ ПО кВ. При
этом остальные присоединения шин ЗРУ ПО кВ работали с
нормальной фиксацией. Синхронизация генераторов с
энергосистемой осуществлялась с помощью выключателя
ведомого генератора.
В процессе пусковых операций были уточнены токи
возбуждения, подаваемые в роторы генераторов перед
ОСШ
Т8 СВ1
1_ 2Р 1 * \~2Р
ГРУ бкв
==)РВ1
толчком, и максимальное число оборотов, развиваемое
ведущим генератором сразу после подачи пара в турбину
для надежного разворачивания ведомого генератора.
Оптимальными оказались токи 300 А для
турбогенератора ТГ8 и 90А для турбогенератора ТГЗ при частоте
вращения 400 об/мин. Максимальная токовая нагрузка
статора ведущего генератора в момент толчка не превышала
допустимого значения, а в процессе разворота
значительно снижалась.
ИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЩИТЫ ОТ ПОТЕРИ
ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
ТЛУБЕС Я. Р., инж.
Рязаньэнерго
Защита от потери возбуждения генераторов
выполняется с использованием одного реле сопротивления из
комплекта КРС-2. По цепям тока реле подключается к
трансформаторам тока, установленным в нейтрали генератора,
по цепям напряжения — к трансформатору напряжения
фазных выводов генератора. Характеристика реле — круг
с углом максимальной чувствительности 260° и со
смещением в третий квадрант (рис. I).
Для предотвращения излишней работы защиты при
несимметричных к. з. в питающей сети высшего
напряжения в схему оперативных цепей введена блокировка
(рис. 2) в виде размыкающего контакта повторителя
пускового органа защиты от токов обратной
последовательности типа РТФ-б. Ток срабатывания пускового органа
для генераторов большой мощности принимается равным
8 % номинального тока.
В энергосистеме отмечен случай отказа
рассматриваемой защиты при потере возбуждения на генераторе
мощностью 800 МВт. Как показали расчеты и испытания,
причиной этому могло послужить срабатывание реле
РТФ-6 от токов небаланса, появляющихся на выходе
фильтра тока обратной последовательности при
значениях протекающего по статору генератора тока 1,7 /ном и
менее, в то время как в режиме работы без возбуждения
это значение может достигать 3,5—4,5 /ЫОм в зависимости
Фрагмент главной схемы ТЭЦ:
1 — место синхронизации; ОСШ, 1СШ, 2СШ — системы
шип соответственно обходная, первая, вторая; IT, 2Т —
первая и вторая трансферные системы шин; IP, 2P —
первая и вторая рабочие системы шин, ОВГ — обмотка
возбуждения генератора; РВ1 и РВ2 — резервные
возбудители 1 и 2; ШСВ, ОВ — выключатели соответственно шино-
соединительный и обходной; СВ1 — оперативное название
ВЛ ПО кВ (связь 1); ЗРУ 110 кВ% ГРУ 6 кВ —
распределительные устройства соответственно закрытое 110 к?> и
главное 6 кВ
■ — выключатель отключен; □ — выключатель включен;
Рис. 1. Характеристика реле сопротивления защиты от по-
jcpu возбуждения
29

+ Защита по току Iz
I 1
~ \
I I
кш
—чг
ИРС-2
i—Z1
ни
{}
НТ
I I
CF
Рис. 2. Схема
оперативных цепей защиты от
потери возбуждения
- На отключение
от исходной нагрузки и параметров генератора.
Вследствие этого можно утверждать, что наличие
высокочувствительной блокировки по току обратной последовательности
в схеме защиты от потери возбуждения недопустимо и
может привести к отказу защиты.
Вместе с тем анализ векторных диаграмм при разных
видах двухфазных к. з. без земли на стороне высшего
напряжения показал, что реле сопротивления с
характеристикой, изображенной на рис. 1, не сработает при этих
видах повреждения. Однако не исключена возможность
срабатывания этого реле при к. з. на землю на стороне
высшего напряжения.
В связи с этим было решено исключить из схемы
защиты генератора от потери возбуждения блокировку,
срабатывающую при появлении в сети тока обратной
последовательности. Возможность использования специального
токового реле обратной последовательности с более
грубой уставкой сомнительна, поскольку требуется отстройка
уставки от возможных токов небаланса при больших
токах, а также обеспечение чувствительности реле при
удаленных к. з. с землей, когда* вероятность излишнего
срабатывания реле сопротивления очевидна.
Поскольку реле сопротивления защиты от потери
возбуждения может излишне работать при к. з. с землей на
стороне высшего напряжения блока, необходимо
выполнять блокировку защиты при этих видах повреждения.
Наиболее целесообразна блокировка размыкающим
контактом токового реле, включенного на трансформатор
тока в нейтрали трансформатора блока. Уставку на реле
допустимо принимать порядка 0,3 номинального тока.
По такой схеме выполнена защита одного из блоков
мощностью 300 МВт, предполагается реконструкция
защит и на остальных блоках большой мощности.
СХЕМА УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ РАБОТЫ
УСТАНОВКИ А-701
РУХЛЯДЛ В. Ф., НЛРЫЖНЫИ Л. В., инженеры
Донтехэнерго
В настоящее время на ряде электростанций
эксплуатируются установки централизованного контроля
технологических параметров А-701, предназначенные для
циклического измерения, сигнализации отклонений от нормы и
регистрации текущих значений технологических параметров
турбо- и гидрогенераторов.
Основным средством представления информации
является четырехразрядное цифровое табло (ЦТ), которое
используется для контроля технологических параметров и
при техническом обслуживании установки.
Продолжительность цикла обновления информации Тц о на ЦТ для
установки А-701 достаточно велика и составляет примерно 8 с.
Это создает неудобства при настройке и ремонте аналого-
цифрового преобразователя (АЦП) и блоков
нормализации, проверке измерительных каналов, определении
погрешности срабатывания сигнализации и т. п.
В таких случаях целесообразно использование
вспомогательного (адресного) режима работы при котором
Тц о уменьшается до 1—2 с. Структурная схема управления
режимом работы установки, разработанная в
Донтехэнерго, приведена на рисунке. Она содержит триггер режима
ТР, коммутатор импульсов переноса КИП, счетчик
импульсов переноса СИП, триггер запрета коммутации ТЗК,
триггер запрета стробов приема и передачи ТЗСП.
В циклическом режиме ТР, СИП, ТЗК, ТЗСП
установлены в нулевое положение. Импульсы переноса из счетчика
стробов (СС) через КИП поступают в счетчик каналов
(СК) и изменяют содержащийся в нем код адреса канала.
В соответствии с новым кодом включаются
коммутационные элементы коммутатора и обрабатывается информация
подключенного датчика. Для обработки информации на
каждом адресе канала формируются 32 пары стробов
приема и передачи. Информация на ЦТ выдается один раз за
цикл обегания по стробу СЗО при совпадении текущего и
набранного на' номеронабирателе адресов канала, т. е.
1 раз за 8 с.
В адресном режиме первый же импульс совпадения
адресов, формирующийся по стробу С9, через контакты
клавиши «Адресный режим» установит в положение / ТР, по
стробу СЗО на ЦТ поступит информация, по стробу С31
установит в положение 1 ТЗК и ТЗСП. Сигнал с нулевого
плеча ТЗК запрещает дешифрацию кода адреса канала,
отключая тем самым реле I ступени коммутации. Сигнал
с нулевого плеча ТЗСП через элемент «И» (на рисунке не
показан), расположенный в блоке цифрового управления,
запрещает формирование стробов приема и передачи.
Сигнал с нулевого плеча ТР запрещает поступление импульсов
переноса в СК, поэтому в нем «запоминается» код адреса
канала, вызванного на ЦТ.
Выход СС
асл
АР
ЦР
Логический
V
/7"
ТР
С31
КИП
а
Вход СИ
I
+ 7
<*1
R
СИП
&
S
\~\T3K
1
Я.
Г
Запрет deuuucppaUjULL
8,
S
\-\тзсп
R
Запрет формирования
стробоб
Схема управления режимом работы установки А-701
30

Сигнал с единичного плеча ТР разрешает
прохождение импульсов переноса, следующих с периодом 8 мс, на
вход СИП. При поступлении 96 импульсов, что
соответствует времени ^ = 96-8 = 0,768 с, через элемент «И» ТЗК
устанавливается в нулевое положение и включаются реле
I ступени коммутации, подключая датчики к блокам
нормализации.
После поступления в счетчик 128 импульса через t =
= 128-8=1,024 с СИП и ТЗСП устанавливаются в
нулевое положение. Триггер запрета стробов приема и
передачи снимает запрет на формирование стробов, после чего
начинается очередной цикл обработки информации. По
стробу СЗО на ЦТ поступает результат из АЦП, затем цикл
заполнения СИП импульсами переноса и обработки
информации повторяется вновь и так до поступления сигнала
сброса через клавишу «Циклический режим».
Таким образом, в адресном режиме происходит
подключение датчика, обработка информации и выдача ее на
ЦТ с периодичностью примерно 1 с.
Временные соотношения между сигналами управления
коммутацией и формированием стробов как в циклическом,
так и в адресном режимах остаются идентичными. Это
позволяет использовать адресный режим не только для
определения метрологических характеристик каналов, но и
для поиска и устранения неисправностей в усилительно-
преобразовательном тракте.
Использование адресного режима в 8 раз уменьшает
время обновления информации на ЦТ, улучшает
обслуживание и использование установки, сокращает время
профилактических и регламентных работ.
В принципиальной схеме управления режимом
работы установки использованы по две микросхемы серии
155 типов ЛАЗ, ЛР1, ИЕ5 и свободные клавиши пульта
контроля.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ТЕЛЕИЗМЕРЕНИЙ ЭНЕРГООБЪЕКТА
И ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
УСТРОЙСТВ ТЕЛЕМЕХАНИКИ ТИПА ТМ-800А
МИХЛЙЛЕНКО В. В., инж.
Днепроэнерго
Для оценки достоверности телеизмерений,
передаваемых на диспетчерский пункт (ДП), необходимо
периодически сопоставлять показания приборов, установленных на
энергообъекте (обычно аналоговый прибор класса точности
1,5) и ДП (четырехразрядный цифровой прибор класс
точности 0,6). При сравнении показаний этих двух
разнотипных приборов затруднена объективная оценка их
соответствия. Особенно важно точное представление информации
о нагрузке крупных ГРЭС.
Учитывая это, было принято решение об установке на
щитах управления таких электростанций цифровых
приборов, подключенных к передающему полукомплекту
устройства телемеханики (УТМ) ТМ-800А. При этом был
использован штатный блок цифрового масштабирования БП-03,
который входит в состав пункта управления и состоит
из собственно блока БП-03 и знаковых индикаторов ИЗП,
выполненных на интегральных микросхемах с
применением индикаторных ламп типа ИН-12. Блок БП-03 был
установлен на передающем полукомплекте УТМ, а
подключенный к нему" цифровой прибор — на главном щите
управления (ГЩУ) ГРЭС.
В передающем полукомплекте УТМ были
сформированы соответствующие инициирующие сигналы,
обеспечивающие совместную работу блока БП-03 и цифрового
прибора. К таким сигналам относятся: АИ, ВИ, КИ, ОИ
(адрес источника, вызов источника, команда источника, ответ
источника). При этом сигналы ВИ, КИ были заменены
на сигнал ОИ, характеризующий нормальное
функционирование блока аналого-цифрового преобразования типа
БК-03
Данная разработка внедрена на трех ГРЭС:
Запорожской, Приднепровской и Криворожской. После внедрения
была проведена метрологическая оценка показаний
приборов по всему тракту телеизмерения, которая показала, что
данные цифровых приборов на ГЩУ и центральном ДП
идентичны, и уточнение нагрузки электростанций
составляет значительную величину 40—50 МВт.
ПРИБОР ДЛЯ ПРОВЕРКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
СТАБИЛИЗИРОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ
АЛЕКСАНДРОВ В. В., инж.
Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод
Для питания измерительных схем автоматических
потенциометров предназначены источники питания
стабилизированные (ИПС) типов* ИПС-06, ИПС-020, СН-1, СН-1М,
ИПСЗ, ИПС4 и др. Согласно инструкциям
заводов-изготовителей необходимо производить периодическую (один раз
в 6 мес) проверку правильности работы источников. Из-за
отсутствия специального оборудования такая проверка
производится малоэффективными методами, не
гарантирующими качественную и надежную работу источников в
схеме электронного потенциометра. Кроме того, эта проверка
не охватывает всего объема проверок технического
состояния ИПС, рекомендуемых заводами-изготовителями. Все
эти причины приводили к некачественному ремонту и
большим затратам рабочего времени на ремонт и проверку
ИПС.
С целью улучшения условий труда, сокращения
времени на проверку пригодности ИПС для дальнейшей
эксплуатации и обеспечения более высокого ее качества согласно
Требованиям инструкций заводов-изготовителей был
разработан и внедрен в производство лабораторный прибор,
позволяющий производить комплексные проверки
правильности работы стабилизированных источников. Элементы
схемы прибора размещены в деревянном корпусе, сверху
корпус закрыт платой из органического стекла, на ней
размещены тумблеры управления и контрольная аппаратура.
Прибор позволяет производить следующие виды
проверок:
проверку выходного напряжения и сравнение его
значения с паспортными данными;
проверку изменения стабилизированного выходного
напряжения в зависимости от изменения напряжения
питания;
проверку напряжения помехи;
проверку пульсаций выходного напряжения.
Принципиальная электрическая схема прибора
представлена на рисунке. Питание прибора осуществляется от
сети переменного тока напряжением 220 В и частотой
50 Гц через силовой трансформатор Т2 220/6,3 В. Контроль
за напряжением питания ИПС производится по
вольтметру переменного тока РА1, имеющему два предела
измерения 0—12 и 0—140 В Второй предел измерения
вольтметра используется для контроля напряжения питания стаби-
31

\такт
ч-
3
2
1
Цепь
-6,3 В
~6,ЗВ
Экран
Корпус
Тон-
такт
1
I 2
3
I Ч
Цепь I
+ 50 |
-5В
Принципиальная электрическая схема прибора
лизаторов СН-l, применяемых в схемах приборов ЭПИ-120
и имеющих сУвх=127 В.
Изменение питающего напряжения ИПС производится
с помощью регулировочного автотрансформатора 77. В
качестве автотрансформатора в схеме использован РНО-
250-05 М, который подсоединяется к схеме прибора с
помощью штепсельной вилки ХР1. На задней стенке
прибора расположено штепсельное гнездо X1S1 (на схеме не
показано).
Для защиты прибора от перегрузок и к. з.
предусмотрен предохранитель FU1 на 0,5 А. Для подсоединения
проверяемых источников питания к прибору используются
клеммы и штепсельные разъемы: клеммы «-^6,3 В», « + »,
«—», «« 127 В» и «1» применяются для подключения
ИПС-0,6, ИПС-020, ИПС-020М, СН-1, СН-1М; штепсельные
гнезда МРН4-1 (XS2, XS3) — для подключения
стабилизатора ИПС-3; штепсельное гнездо XS4 типа А — для
подключения стабилизатора ИПС-4. В случае необходимости
схема прибора может быть дополнена штепсельными
гнездами для подключения стабилизированных источников
питания ИПС-6, ИПС-7 и ИПС-8 (дополнительные
штепсельные гнезда для этих источников на рисунке не
показаны).
Для контроля за выходным стабилизированным
напряжением проверяемых источников питания установлен
вольтметр РА2 постоянного тока со шкалой 0—6 В.
Магазин сопротивления Ru используется для имитации
сопротивлений нагрузок источников питания в диапазоне
173—1000 Ом. В качестве имитатора нагрузки
предусмотрены пять декад от магазина РЗЗ' «ХЮ00», «XI00», «ХЮ»,
«XI», «Х0,1», с помощью которых выставляются
следующие сопротивления нагрузок в зависимости от типа про-
-о*>
IXPZ
t
а-
cs
+
о
чпв
—о
-О* гГ
-J

контакт
Цепь
%ЗВ
+5В
%5В

Корпус
-5В
XS4-
веряемого источника: 173±4 Ом (ИПС-06М), 400±5 Ом
(ИПС-020, ИПС-02), 833,3 Ом (СН-1), 1000 Ом (ИПСЗ,
ИПС4).
Переключатель SA1 (тумблер ТП1-2) служит для
включения и выключения питания прибора. Контрольная
сигнальная лампочка HL1 (МН 6,3X0,22) предназначена
для индикации включения прибора в сеть.
Для переключения пределов измерения вольтметра
РЛ1 используется спаренный за счет механической связи
переключатель SA2.
Клеммы ХР1 и ХР2 служат для подсоединения
прибора к электронному осциллографу С1-68 при проверках
напряжения помехи и пульсации ИПС.
При проверках пульсации ИПС иногда появляются
высокочастотные наводки, размывающие линию изображения
на экране осциллографа. В этих случаях осциллограф
необходимо подключать через высокочастотный фильтр R2, С
(на рисунке изображен пунктиром).
В схеме установлены также конденсатор С1 типа КЮ-
713-Н90-510±}|8 пФ резистор R2 типа МЛТ-0,5-200±
+20 Ом. Элементы схемы Rl, R2, R3, R4, С/,
используемые при проверках напряжения помехи и пульсации,
подключаются к клеммам ХР1, ХР2 с помощью
переключателя SA3. Резисторы Rl, R4 (МЛТ-0,5-1+0,005 кОм), R3
(МЛТ-0,05-1±0,05 МОм).
На внутренней стороне откидной крышки прибора
укреплен шильдик с правилами внешних соединений при
различных видах работы и паспортными данными.
Прибор отличается универсальностью, так как
позволяет производить проверку стабилизированных источников
питания всех типов, применяемых в автоматических
потенциометрах.
32

в
помощь производственнику
О возможности применения пневматического рассеивателя
РП-5 для дисперсного анализа пыли на ТЭС
ПОНАСЕЧКИН С. А., ШУРА НИН А К., БУЛКИ НА Т. И., инженеры
Ссюзтехэнерго
Контроль фракционного состава пыли сжигаемого на
ТЭС топлива проводится с целью оптимизации процесса
сжигания и обеспечения минимальных потерь тепла с
механическим недожогом, затрат электроэнергии на размол и
пневматическое транспортирование пыли топлива, а для
шлакующих топлив дополнительно, чтобы сократить
затраты, связанные с работой средств очистки. Определение
фракционного состава пыли необходимо еще и при
экспериментальных и наладочных работах на новом или
модернизированном пылеприготовительном оборудовании.
В настоящее время широко применяются методы
разделения пыли по фракциям на ситах вручную или на
механических рассевочных машинах разного типа
(вибрационных, ударных). Продолжительность ручной рассевки
на двух ситах с размерами ячеек 70 и 90 мкм вместе с
операциями по очистке сит, пересыпанию и взвешиванию
пыли составляет 50—60 мин, при машинном рассеве
пробы на шести ситах затрачивается 30—40 мин.
Необходимость перемещения пыли с сит на весы увеличивает
потерю пыли и погрешность метода.
Уменьшению отмеченных недостатков способствует
использование метода воздушной рассевки при размещении
пробы под ситом. Рассеиватель пневматический РП-5,
работающий по такому принципу, разработан Всесоюзным
научно-исследовательским проектно-конструкторским
институтом по автоматизации предприятий промышленности
строительных материалов (ВИАСМ) и серийно
выпускается Грозненским опытно-экспериментальным заводом.
Схема организации воздушных потоков в рассеивате-
ле представлена на рис. 1. Между конусами / и 2 зажато
сито Зу к отверстию нижнего конуса прижата чашка 4 с
регулируемым кольцевым зазором в дне. Источник
разрежения подсоединен к верхнему конусу.
Под действием разрежения возникают два воздушных
потока: через кольцевой зазор в чашке и через щель
сопла 6. Поток, идущий через кольцевой зазор, поднимает
пыль в нижний конус и создает «кипящий» слой. Поток
из сопла, имеющий, как правило, значительно больший
расход, проходит через сетку сверху вниз и прочищает ее, а
затем, захватывая мелкие фракции пыли, выносит их через
сетку в верхний конус и далее в тракт отсоса,
снабженный пылеуловителем для очистки воздуха. Сопло
вращается электродвигателем 7. Для предотвращения налипания
материала на стенки конусов установлен встряхиватель .5.
Время просева задается с помощью реле времени с
диапазоном 20—200 с.
Проба пыли помещается в чашку и взвешивается в ней
до и после просева.
Крепление нижнего конуса и чашки выполнено
пружинным. Это позволяет легко и быстро менять сито и
присоединять чашку.
Заводом-изготовителем выпускается две модификации
рассеивателя: РП-5-1 и РП-5-2. Первая модификация
предназначена для работы на сжатом воздухе и имеет
встроенный эжектор, вторая работает с посторонним источником
разрежения, например, пылесосом.
Рассеиватель РП-5 предназначен для рассева
материалов сухого измельчения с плотностью от 2 до 3,5 г/см3 —
цемента, кварцевого песка и т. п. В комплект РП-5
входят 16 сит с размером ячейки от 40 до 200 мкм.
Рис. 1. Схема
воздушных потоков:
1 — верхний конус; 2 —
нижний конус; 3 — сито;
4 — чашки; 5 —
встряхиватель; 6 — сопло; 7 —
электродвигатель; 8 —
рассеиваемая топливная
пыль; 9 — к источнику
разрежения; 10 —
воздушный поток
Рис. 2. Зависимость #160 от зазора Д в чашке и разрежения
в корпусе машины для золы подмосковного бурого угля;
X, О, Л—разрежение в корпусе соответственно 100, 200
и 300 кг/м2; результаты ручной рассевки
33

Рис. 3. Влияние изменения режима работы РП-5 на
результат рассева на сите с размером ячейки 100 мкм для
различных материалов:
1 — пыль антрацита; 2 — зола бурого подмосковного угля;
3 — пыль экибастузского угля; 4 — пыль бурого
подмосковного угля
В ПО Союзтехэнерго совместно со специалистами
ВИАСМ выполнена работа по определению возможности
применения РП-5 для рассева угольной пыли на
электростанциях.
Были выполнены рассевки пыли подмосковного
бурого угля, эстонского сланца, кузнецкого тощего угля,
экибастузского угля, антрацита и золы подмосковного бурого
угля. Контрольные рассевки выполнялись вручную.
В первую очередь определялась продолжительность
рассевки. Для всех исходных материалов и сит она не
превышала 150 с. В дальнейших опытах время рассева на
всех ситах принималось равным 200 с, т. е. заведомо
больше необходимого, что полностью исключало
возможность недосева материала.
В ходе работы было замечено, что при различных
режимах работы РП-5 (режим определяется разрежением
в тракте отсоса и значением кольцевого зазора в чашке)
остаток на сите неодинаков и часто не совпадает с
результатами ручной рассевки (рис. 2). Совпадение результатов
возможно лишь при определенном режиме работы,
характерном для каждого вида топлива.
Разрежение в тракте отсоса было принято равным
200 кгс/м2, при этом кольцевой зазор в чашке для
исследованных материалов колебался в пределах от 0,3 до
0,7 мм.
В конце 1935 г., спустя три года после высадки первой
группы строителей Комсомольска, была введена в
эксплуатацию крупная по тому времени ТЭЦ 26 ноября пустили
первый агрегат, а 30 декабря — второй. Это был первый в
городе производственный объект, вошедший в строй
досрочно.
Рекордные сроки сооружения и пуска ТЭЦ в условиях,
когда единственной транспортной связью был Амур с
коротким сроком навигации, в тайге, простиравшейся на сотни
километров, в 360 км от ближайшего города — Хабаровска
стали возможны благодаря применению стахановских мето-
Значение кольцевого зазора в чашке, при этом рас-
севка считается достоверной, было названо граничным
ДГр. Как видно из графика (рис. 3), при зазоре в чашке
Д>ДГр остаток на сите меньше, чем при соответствующей
ручной рассевке Rp. Это дает основание предполагать, что
при просеве проба дополнительно измельчается. Если
допустить, что это происходит при циркуляции пробы пыли
в «кипящем» слое в нижнем конусе, то остаток в чашке
должен был бы постоянно уменьшаться во времени, однако
этого не происходит. Вероятно, при высоком разрежении
или большом значении Лгр частицы притягиваются к
сетке и затем продавливаются через нее под действием
большого динамического напора воздуха, их края при этом
срезаются. Степень проталкивания частиц прямо зависит
от свойств материала. В первом приближении критерием
оценки степени проталкивания частиц через сито может
служить коэффициент размолоспособности (рис. 3).
Поэтому применение рассеивателя РП-5 можно рекомендовать
только для топлив с невысоким значением коэффициента
размолоспособности (антрацит, экибастузский каменный и
кузнецкий тощий угли и т. д.).
Недосев (левая часть рис. 3) при недостаточном
значении зазора в чашке обусловлен недостаточной
вентиляцией чашки и, следовательно, неполным выносом из нее
пыли в нижний конус.
Для более точной установки кольцевого зазора
следует дополнить существующую шкалу с ценой деления
0,1 мм на чашке делениями с ценой 0,01 мм. Выполнить
это нетрудно, так как, при диаметре чашки 52 мм длина
дуги, равная изменению кольцевого зазора на 0,1 мм,
составляет 1,63 мм.
Выводы
1. Использование рассеивателя РП-5 значительно
сокращает продолжительность и трудоемкость выполнения
анализа фракционного состава угольной пыли.
2 Результаты работы рассеивателя РП-5 зависят от
режима его работы. Влияние режима наиболее сильно
проявляется при рассеве мягких топлив типа
подмосковного бурого угля. Для материалов с невысоким
коэффициентом размолоспособности (антрацит, экибастузский,
кузнецкий тощий уголь и т. п.) влияние режима работы на
результат рассевки невелико.
От редакции На точность рассева влияют
плотность угля, прочность его частиц, значение зазора в
чашке, расход воздуха, разрежение в корпусе прибора. Часть
из этих показателей не поддается оперативному
контролю. По-видимому, для каждой марки угля требуется
отдельная градуировка рассеивателя с использованием сит
с калиброванными отверстиями. В связи с этим
необходимо накопление эксплуатационного опыта использования
рассеивателя РП-5 для определения параметров его
работы на разных углях и получения надежных
сравнительных данных, которые позволят установить области
применения рассеивателя.
дов труда. Выдающийся трудовой почин Алексея
Стаханова в августе — сентябре того же года с огромной энергией
и энтузиазмом был подхвачен строителями и монтажниками
станции.
Разделение труда на основных и вспомогательных
операциях — на всех участках, умелая организация работ по
своевременному изготовлению и сборке недостающих
устройств и изделий — вот что обеспечивало успех. Важную
роль в проверке и наладке электрооборудования,
измерительной и защитной аппаратуры сыграла с трудом
собранная, но хорошо оснащенная электролаборатория. Проверки
Даты, события, люди
Комсомольской-на-Амуре ТЭЦ—50 лет
34

и испытания велись не только на месте установки
оборудования, но и сразу после его прибытия на склад. Это
значительно сокращало сроки работ и способствовало более
уверенному монтажу.
На монтаже оборудования особенно отличились
передовые рабочие, стахановцы Кокорев, Сергеев, Вакулов,
Шевцов, Гискис, Аршинов и многие другие. Из их числа вышли
специалисты высокой квалификации: бригадиры Кокорев и
Свешников, мастер Беренс (сын старшего штурмана
легендарного крейсера «Варяг»). О них на слете стахановцев
Дальнего Востока, в котором автору этих строк довелось
участвовать, говорилось как о людях, беспредельно
преданных своему делу.
Повседневную помощь коллективу ТЭЦ оказывали
городские партийная и комсомольская организации, руково-
X
ронина
дители строительства. Широкую партийно-воспитательную
работу на производстве и в быту вела небольшая группа
активистов во главе с парторгом Костей (Хазбулатом) Зан-
гиевым — любимцем коллектива. Энтузиазм и преданность
делу первостроителей электростанции — хороший пример
для подражания нынешнему поколению энергетиков.
Сегодня электроснабжение Комсомольска-на-Амуре, ■—•
крупного индустриального центра Дальнего Востока и
прилегающих промышленных районов осуществляется от
современных электростанций Хабаровской энергосистемы.
Вносит в это свою лепту и первая в Комсомольске-на-Амуре
ТЭЦ.
С. И. Лезнов, первостроитель, бывш. начальник
электромонтажных работ ТЭЦ
Всесоюзное научно-техническое совещание
по эксплуатации газотурбинных установок
Совещание, организованное Главтехуправлением Мин-
техуправлением Минэнерго СССР и комиссией по газовым
турбинам Академии наук СССР, состоялось в конце
сентября 1985 г.-на ВДНХ СССР в павильоне
«Электрификация СССР». В нем приняли участие представители
электростанций, энергетических объединений, турбостроительных
заводов и конструкторских бюро, научно-исследовательских,
проектных и учебных институтов.
Совещание открыл председатель оргкомитета, директор
ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского, доктор техн. наук Г. Г.
Ольховский. В сделанном им докладе охарактеризовано
состояние эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ) на
электростанциях Минэнерго СССР. В настоящее время
эксплуатируются стационарные ГТУ мощностью 25—30 и 100 МВт, а
также ГТУ с применением судовых и авиационных
двигателей мощностью 2,5—4 и 12 МВт. Их суммарная
установленная мощность приближается к 2 млн. кВт. Газотурбинные
установки в целом выполняют поставленные перед ними
задачи энергоснабжения. Вместе с тем до сих пор на многих
ГТУ не устранены все конструктивные недостатки, не везде
достигнута проектная надежность и экономичность
установок.
Наибольшая доля установленной мощности ГТУ
приходится на агрегаты типа ГТ-100. Об опыте их наладки и
эксплуатации в пиковом режиме с одним-двумя пусками в
день доложили главный инженер ГРЭС-3 им Р. Э. Классона
Л. И. Дубровский и директор Симферопольской ТЭЦ
С. А. Пальмин. Особенностям эксплуатации ГТУ мощностью
25—30 МВт в условиях Крайнего Севера был посвящен
доклад начальника турбинного цеха Якутской ГРЭС О. С.
Тимофеева. Работу ГТУ мощностью 30 МВт в составе
парогазовой установки охарактеризовал в сообщении начальник
цеха наладки Невинномысской ГРЭС П. Е. Каргин.
Представители турбостроительных заводов Л. И. Чер-
номордик (ХТГЗ) и А. В. Хандобин (ЛМЗ) рассказали о
работах по совершенствованию действующих и по созданию
перспективных ГТУ мощностью 50 и 150 МВт. Повышению
эксплуатационной надежности установки ГТ-100 посвятил
свой доклад М. М. Иващенко (ЦКТИ). Интересным опытом
создания ГТУ мощностью 16 МВт на базе авиационного
двигателя, результатами ее наладки и доводки поделился
В. В. Харламов.
Большое число ГТУ мощностью по 2,5—12 МВт
эксплуатируется в передвижной энергетике. О решаемых при этом-
задачах, трудностях и перспективах доложил заместитель
начальника цеха Треста передвижных электростанций
Л. И. Мовшович.
Старейшая в СССР полностью газотурбинная
электростанция в г. Небит-Даге (Туркменская ССР) в 1980—1984 гг.
была реконструирована с установкой более современных
агрегатов ГТГ-12, что позволило существенно снизить
удельный расход топлива и повысить располагаемую мощность
станции. Об этом сообщил ее директор С. В. Бражников.
Опытом эксплуатации на судах торгового флота ГТУ
аналогичной с ГТГ-12 конструкции поделился Г. Ш. Розен-
берг (ЦНИИ Морфлота). Значительный интерес в его
докладе вызвали особенности эксплуатации ГТУ на тяжелых
жидких топливах. О конструктивном обеспечении работы
ГТУ на тяжелых жидких топливах и об опыте применения
присадок к ним сообщили представители
предприятия-разработчика А. С. Бондаренко, Е. С. Шишко и Л. С. Дудукин.
Было заслушано также сообщение Э. М. Кособоковой (ВТИ)
об опыте применения жидких газотурбинных топлив для
энергетических ГТУ.
Сотрудники ВТИ сообщили о результатах работ,
способствующих повышению эксплуатационных качеств ГТУ:
система пуска с помощью тиристорного разгонного устройства
(А. И. Механиков), снижение вредных выбросов при
работе ГТУ (А. Г. Тумановский), вибрационные исследования
установки ГТ-100 (А. В. Салимон), контроль состояния ГТУ
с применением ЭВМ (С. А. Островский).
В заключительном выступлении Г. Г. Ольховский
остановился на перспективах применения ГТУ в отечественной
энергетике. Они связаны с созданием ГТУ мощностью 50 и
150 МВт с начальной температурой газов 900—1250° С.
Использование этих ГТУ позволит сооружать
высокоэффективные парогазовые установки мощностью от 200 до 800—
1000 МВт в блоке. Перспективны и пиковые газотурбинные
установки с аккумулированием сжатого воздуха.
Для участников конференции были организованы
экскурсии на ГРЭС-3 им. Р. Э. Классона для ознакомления с
опытом эксплуатации ГТ-100 и в ВТИ для ознакомления с
экспериментальной высокотемпературной газовой турбиной
с водяным охлаждением и натурными стендами.
И. Н. Сквирский, инж.,
ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского
35

В Главтехуправлепии Минэнерго СССР
Главтехуправлением утверждена «Типовая инструкция
по эксплуатации, ремонту и контролю станционных
трубопроводов сетевой воды». Инструкцию следует использовать
в качестве руководства при составлении производственных
И. должностных инструкций для персонала, обслуживающего
трубопроводы сетевой воды.
Инструкция состоит из шести разделов: в разделе
Введение» перечислены основные нормативные и дерек-
тивные материалы, на основании которых составлена данная
инструкция; раздел «Основные требования» содержит
указания по оформлению документации при регистрации
трубопроводов и разрешении на их эксплуатацию, а также по
проведению технического освидетельствования; в разделе
«Эксплуатация станционных трубопроводов сетевой воды»
приведены основные указания по техническому
обслуживанию трубопроводов сетевой воды и эксплуатационному
надзору за их работой, содержатся рекомендации по необходимым,
испытаниям, подготовке и включению трубопроводов в
работу, контроля состояния поверхностей труб и сварных
швов; раздел «Ремонт станционных трубопроводов сетевой
воды» регламентирует проведение ремонтов, определяет
порядок контроля сварных соединений, а также содержит
основные требования к ремонту труб и его элементов; в
разделе «Порядок продления срока службы трубопроводов
Охрана труда в нашей стране гарантируется
Конституцией СССР, Кодексом законов о труде, специальными
правилами и нормами, выполнение которых обеспечивает
безопасные условия труда для персонала любой отрасли
народного хозяйства.
Создать безопасные и благоприятные условия труда,
исключающие случаи травматизма и заболевания и
способствующие повышению производительности труда —
одна из главнейших функций системы управления
предприятием электрических сетей
Статистика травматизма в Нейском предприятии
электрических сетей Костромаэнерго свидетельствует, что
до 80 % травм приходится на долю электротравматизма и
20—30 % — на случаи, не связанные с поражением
электрическим током
Все случаи травматизма (электротравматизма в
особенности) можно подразделить на сознательные
(недисциплинированность персонала в применении защитных
средств и соблюдении правил и производственных
инструкций) и несознательные (ошибки, состояние
аффектации, неисправность оборудования). Большинство случаев
происходит из-за нарушения правил техники безопасности
самими работниками сетей
Мнение работника в безошибочности своих действий —
основная причина сознательных нарушений ПТБ, ведущих
к несчастным случаям С другой стороны: выполнить
задание любой ценой и уложиться в установленный срок —
те сопутствующие причины сознательных нарушений ПТБ,
которые чаще всего возникают при плохой организации
работ, возложенных на руководителей низшей ступени
управления, т. е. на мастеров и бригадиров.
Тенденции к сокращению численности персонала,
расширению зон обслуживания, внедрение бригадных форм
организации труда, совмещение профессий, расширение
номенклатуры применяемых механизмов и материалов,
подчас не отвечающих требованиям технологии выполняемых
работ, в значительной степени усложнили условия рабо-
сверх нормативного» даны указания по организации и
объему технической экспертизы при продлении срока службы
или для вывода из эксплуатации и демонтажа станционных
трубопроводов сетевой воды; в разделе, посвященном мерам
безопасности, акцентируется внимание на тех работах по
обслуживанию и ремонту сетевых трубопроводов, при
которых обычно недостаточно четко и полно соблюдаются
требования соответствующих разделов Правил техники
безопасности.
Главтехуправлением утверждена «Типовая инструкция
по эксплуатации тепловых сетей». С выпуском ее
утрачивает силу инструкция 1972 г., а также изменения к ней.
Новая инструкция включает семь разделов:
организация эксплуатации тепловых сетей; прием сетей в
эксплуатацию после монтажа; пуск в работу сетей, тепловых пунктов
и систем теплопотребления; эксплуатация наружных
теплопроводов и меры по предупреждению повреждений в
тепловых сетях; эксплуатация тепловых пунктов; эксплуатация
автоматических регуляторов; ликвидация повреждений в
тепловых сетях.
Главтехуправлением утверждены типовые
энергетические характеристики: турбоагрегата К-500-240-2,
турбоагрегата К-500-65/3000 ХТГЗ, конденсатора К-14000 турбины
Т-250/300-240 УТМЗ.
ты в электроустановках и заставили администрацию и
общественные организации Нейского ПЭС искать новые пути
в работе с персоналом по охране труда и технике
безопасности
Живое общение с людьми путем проведения бесед,
разбор и анализ случаев травматизма, внезапные
проверки соблюдения мер безопасности на рабочих местах
руководителями всех рангов с детальным разбором
выявленных нарушений, нетерпимое отношение к нарушителям
техники безопасности в значительной степени
способствуют улучшению «психологического климата» на
предприятии, поиску новых форм организации работы с персоналом.
К сожалению, такие формы работы с персоналом в
нашем ПЭС в значительной степени осложняются
разбросанностью участков и районов сетей по большим
территориям со слабо развитыми дорожными связями, нехваткой
транспортных средств и не достигают планируемых
результатов.
Чтобы поднять активность персонала, узнать его
обобщенное мнение о технике безопасности, вызвать людей, что
называется, на откровенный разговор и результаты
использовать в планировании работы по охране труда, мы
подготовили и распространили среди рабочих
электротехнического персонала анонимную анкету. Анонимность
анкеты позволила, как нам кажется, получить более
достоверные ответы Ответы предлагалось писать словами «да»
или «нет».
Результаты проведенного опроса приведены в таблице.
Анкеты без замечаний были разделены на три равные
по числу анкет группы в соответствии с возрастом
опрошенных: до 30 лет, от 30 до 45 лет и от 45 до 60 лет.
Число анкет каждой группы было принято за 100 %,
подсчитан процент положительных и отрицательных ответов.
Общее число ответов на вопрос, нужно ли наказывать
за нарушения техники безопасности, принято за 100 % и
определены факторы воздействия на нарушителей, доля
которых в процентах составила:
Работа с персоналом
Ваше мнение о технике безопасности
ВАСЬКОВ В. В., инж.
Нейское ПЭС Костромаэнерго
36

только морально — 52; только материально—12;
только увольнять с работы—1,2; морально и материально — 22;
материально и увольнять с работы—1,2; все
факторы— 1,2; не наказывать — 2,5. Анализ положительных и
отрицательных ответов и определение средневзвешенных
процентов по возрастным группам (74, 71, 77 % и 26, 29,
23 % соответственно) свидетельствуют о том, что
понимание сущности предложенных толкований о технике без-
Продолжение
Вопросы
Возраст опрошенных, лет
до 30
от 30
до 45
от 45
до 60
ответы, %
да нет да нет да нет
Нравится ли Вам работать
электромонтером?
Дорожите ли Вы своим
рабочим местом?
Достаточно ли отчетливо Вы
представляете себе опасность
воздействия электрического
тока на организм человека?
Приходилось ли Вам испыты-
ч вать действие электрического
тока на свой организм? . . .
Всегда ли Вы строго
выполняете сами и требуете
выполнения от товарищей трех
основных правил:
отключи, сними
напряжение; проверь отсутствие
напряжения; наложи
защитное заземление?
Испытываете ли Вы страх за
свою жизнь и жизнь
товарищей при работах на
отключенных токоведущих частях
без проверки отсутствия
напряжения и без наложения
заземления?
Делают ли Вам замечания
товарищи, если Вы нарушаете
технику безопасности? . . .
Делаете ли Вы замечания
товарищам, если они нарушают
технику безопасности? . . .
Будете ли Вы выполнять
работу с нарушениями техники
безопасности, если Вас
заставляет это делать мастер,
начальник?
Доложите ли Вы мастеру,
начальнику о том, что Вы или
Ваш товарищ сознательно
нарушили технику
безопасности, хотя это не привело к
несчастному случаю?
Обсуждаются ли в Вашем
коллективе, бригаде случаи
нарушения техники
безопасности?
Человеку свойственно
ошибаться:
Есть ли в Вашей бригаде,
коллективе люди, которые
никогда не ошибаются и не
ошибутся?
93
85
100
59
96
93
93
96
18
59
96
18
41
82
41
82
82
85
100
59
67
85
89
85
48
59
89
22
41
33
15
11
15
52
41
11
78
100
100
96
67
93
85
96
100
11
81
96
33
15
89
19
Вопросы
Есть ли в Вашей бригаде
товарищ, который служит
примером для остальных в
знаниях и соблюдении правил тех-
Помогает ли общественный
инспектор по охране труда
изживать Вашему коллективу
случаи нарушения техники
безопасности?
Нужно ли наказывать за
нарушения техники безопасности:
морально, материально,
уволить с работы? (подчеркните,
что считаете действеннее)
Если Вас уволят с работы за
нарушение техники
безопасности, то пойдете ли Вы
снова работать электриком? . .
Справедливо ли наказывают
мастера, начальника за ваши
нарушения техники
безопасности?
Можно ли работать в
электроустановках не нарушая тех-
Можно ли поставить в пример
остальным Вашего мастера,
начальника в вопросах
соблюдения техники
безопасности?
Утверждаю, что техника
безопасности — закон? А Ваше
мнение?
Возраст опрошенных, лет
до 3 0
от 3 0
до 45
от 4 5
до 60
ответы, %
да
85
48
44
67
81
78
96
нет да
15
52
56
33
18
22
4
52
41
63
70
74
78
100
нет
48
59
37
30
26
22
да
85
63
63
56
85
78
100
нет
15
37
37
44
15
22
89
опасности во всех возрастных группах практически
одинаково (74%), причем 80% опрошенных утверждают, что
в электроустановках можно работать без нарушений
техники безопасности.
По итогам опроса администрация и профсоюзный
комитет пришли к выводам, что необходимо:
создать нетерпимую обстановку вокруг нарушителей
техники безопасности, используя для этого все меры
административного и общественного воздействия;
качественно улучшить воспитательную работу в
коллективах, бригадах по изжитию случаев круговой поруки;
создать благоприятные условия работы для
общественных инспекторов по охране труда и техники
безопасности и потребовать от них коренного улучшения этой
работы;
улучшить качественный подбор и расстановку кадров,
в особенности инженерно-технических работников низшей
ступени управления, наметить пути сокращения и притока
случайных людей.

ехническая консультация
ЗАКРЕПЛЕНИЕ КОНТАКТОВ-НАКОНЕЧНИКОВ
НА УКАЗАТЕЛЯХ НАПРЯЖЕНИЯ ДО 1000 В
На вопросы Т. С. Гильманова (г. Брежнев),
чем вызвано требование о закреплении
контакта-наконечника на указателях напряжения до 1000В и как устранить
перемещение контакта-наконечника в указателях старой
конструкции, отвечает зав. сектором СКТБ ВКТ
Мосэнерго U. М. Ч е с н о к о в .
Контакты-наконечники должны надежно закрепляться
13 корпусах указателей напряжения любого типа. Это
требование зафиксировано в «Правилах применения и
испытания средств защиты, используемых в
электроустановках».
Продольное перемещение контактов-наконечников в
указателях напряжения до 1000 В (МИН-1, ПН-1 и др.)
является конструктивным (или технологическим) дефектом
изделия, приводящим к ошибкам при индикации
напряжения с возможным несчастным случаем. Для исправления
этого дефекта нужно направить рекламацию на
завод-изготовитель, однако можно устранить дефект и на месте.
Для этого следует сделать кольцевой надрез шириной
€,5 мм на контакте-наконечнике у основания корпуса
указателя и залить место надреза, предварительно
обезжиренное ацетоном, каплей эпоксидного клея.
ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ
УСТРОЙСТВ
На вопросы А. С. Толстиковой (Иркутская обл)
о порядке и периодичности испытаний
электрооборудования, в том числе заземляющих устройств электроустановок
до 1000 В, цепи «фаза — нуль» с заземляющими
устройствами, сварочных аппаратов, отвечает инж. А. Ф. Аким-
к и н .
Испытания электрооборудования электроустановок
потребителей производятся согласно «Нормам испытания
электрооборудования и аппаратов электроустановок
потребителей» (М, Энергоиздат, 1982).
Периодичность замеров заземляющих устройств
электроустановок напряжением до 1000 В указана в разделе
24 указанных норм.
Сопротивление петли «фаза — нуль» на ВЛ 0,38 кВ
измеряется с периодичностью, указанной в разделах 6, 7
и 26, а наличие и состояние цепей между заземлителями
и заземленными элементами должны проверяться с
периодичностью, указанной в разделах 24 и 26 этих норм
Периодичность испытаний изоляции сварочных
аппаратов, электроинструмента, силовых и осветительных
электропроводок указана в разделе 26 норм.
Сопротивления заземляющих устройств
электроустановок в процессе эксплуатации должны замеряться в
соответствии с указаниями проекта и требованиями «Правил
устройства электроустановок» или с учетом естественных
заземлителей, или при их отсоединении. Так, согласно
§ II-5-76 ПУЭ, для ВЛ, защищенных тросами,
сопротивление заземляющих устройств, выполняемых по условиям
грозозащиты, должны обеспечиваться при отсоединенном
тросе, а по остальным условиям — при неотсоединенном
тросе В этом случае заземлители всех других опор,
кроме замеряемого заземлителя рассматриваемой опоры,
объединенные тросом, являются естественными
заземлителями по отношению к данному заземлителю.
ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ОТОПЛЕНИЯ
И ПИЩЕПРИГОТОВЛЕНИЯ
На вопросы В. Н. Диденко (Краснодарский
край), можно ли пользоваться электроэнергией для
обогрева жилища, приготовления пищи в местах, где
отсутствуют другие виды топлива, кто выдает разрешение на
пользование электроэнергией и каков для этого тариф на
нее, отвечает инж. Н. А. Крылова.
Разрешение на применение электроэнергии для
отопления индивидуальных жилых домов в соответствии с
действующей «Инструкцией о порядке согласования
применения электрокотлов и других электронагревательных
приборов», утвержденной Госпланом СССР и Минэнерго
СССР 25 01.84, выдают соответствующие предприятия
Энергонадзора в отдельных исключительных случаях,
когда подтверждена невозможность использования на эти
цели других источников тепла.
Энергонадзоры вправе выдавать разрешения на
электропотребление с установкой электронагревателей
заводского изготовления суммарной мощностью до 10 кВт, выдача
разрешения на нагреватели мощностью свыше 10 кВт
находится в компетенции Госплана СССР.
В соответствии с прейскурантом № 09-01 «Тарифы на
электрическую энергию» отпуск электрической энергии на
отопление и горячее водоснабжение жилых домов для
бытовых нужд населения производится по тарифу 4 коп. за
1 кВт-ч.
В соответствии с принятыми мерами по
экономическому расходованию материальных ресурсов в
жилищно-коммунальном хозяйстве вопросы использования
электроэнергии для пищеприготовления, применения кухонных
электроплит для бытовых нужд населения в жилых домах,
имеющих центральное отопление и горячее
водоснабжение, решаются Советами Министров союзных республик по
согласованию с энергоснабжающими организациями
Минэнерго СССР в пределах установленных плановых заданий
по оборудованию жилых домов электроплитами.
При наличии соответствующего разрешения тариф на
электроэнергию для пищеприготовления устанавливается
2 коп за 1 кВт-ч.
ПОРЯДОК ПРОИЗВОДСТВА СТРОИТЕЛЬНЫХ И
МОНТАЖНЫХ РАБОТ В ДЕЙСТВУЮЩИХ
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
На вопросы В. Г. Л у каш и на (г. Казань), каков
порядок производства работ персоналом
строительно-монтажных организаций в действующих электроустановках,
отвечает инж. А. А. Шарандин.
Персонал строительно-монтажных организаций при
производстве строительных и монтажных работ
руководствуется требованиями СНиП III-4-80 «Техника
безопасности в строительстве».
В соответствии с требованиями пп. 15 и 13 22 этого
СНиП до начала работ на территории действующего
предприятия строительно-монтажная организация (СМО)
совместно с представителем предприятия должна составить
акт-допуск, в котором определяются границы участка и
сроки выполнения работ, мероприятия по технике безопасности и
ответственные за их выполнение. Форма акта-допуска
приведена в приложении 3 СНиП Ш-4-80.
Работы в действующих электроустановках персонал
СМО должен, как правило, выполнять после снятия
напряжения со всех токоведущих частей, находящихся в зоне
производства работ, и отсоединения их от действующего
оборудования. Зона производства работ должна быть
отделена от действующей части электроустановок сплошным
или сетчатым ограждением, препятствующим случайному
проникновению в эту часть персонала СМО.
В случаях, когда монтажные работы предстоит вести
в действующих открытых или закрытых
распределительных устройствах и отсутствует возможность выгородить
выделенную для монтажного персонала зону, работы
согласно п. 13.24 СНиП Ш-4-80 следует выполнять по наряду-
допуску в присутствии наблюдающего представителя
эксплуатирующего предприятия. Наряд-допуск выдается в
соответствии с требованием п. 1.7 СНиП персоналом
строительно-монтажной организации по форме, установленной
СНиП.
Квалификационная группа по электр о безопасности
электромонтажного персонала при работах в действующих
электроустановках определяется в соответствии с
«Правилами техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей» в зависимости от вида и условий
выполнения работ.
Вызов представителя эксплуатирующего предприятия
на место работы может производиться, при необходимости,
руководителем (исполнителем) работ по наряду-допуску.
38

>афия
Нужное пособие по охране
Проблемы охраны труда в условиях ускорения
научно-технического прогресса и интенсификации
производства серьезно обостряются. К сожалению,
научно-техническая революция, определяющая рост производительности
труда и облегчающая труд человека, сопряжена также и
с повышением уровня производственного травматизма,
профессиональных заболеваний и пожарной опасности.
Нивелировать эти негативные тенденции современного
производства можно не только улучшением условий
труда, совершенствованием техники безопасности, но и
распространением знаний безопасных приемов труда,
постоянным применением этих знаний на практике
Сказанное во многом определяет значимость
рецензируемого учебника *, цель которого — вооружить инженеров-
электриков необходимой суммой знаний о гигиенических,
организационных, технических мероприятиях, направленных
на создание в электрохозяйстве здоровых и безопасных
условий труда. Авторы рассмотрели эти проблемы через
призму многочисленных вновь изданных нормативных
документов по охране труда.
Учебник состоит из пяти частей, посвященных общим
вопросам охраны труда, производственной санитарии,
электробезопасности, технике безопасности при монтаже и
эксплуатации электроустановок, их пожарной
безопасности.
В первой части хорошо показано, что достижение
безопасных условий труда — важнейшая и самостоятельная
задача социальной политики развитого социализма. Из
года в год на мероприятия по охране труда Советским
государством выделяются миллиарды рублей, что позволяет
вести систематическую, на плановой основе работу по
созданию здоровых и безопасных условий труда. Иная
картина наблюдается на большинстве капиталистических
предприятий в странах Западной Европы, США, Японии, где
ежегодно затраты на охрану труда снижаются.
Излагая основные положения законодательства СССР
по охране труда, авторы прокомментировали статьи
Конституции СССР, КЗоТ РСФСР, иные правовые нормы,
регулирующие вопросы обеспечения безопасных условий
труда на производстве. Основное внимание они уделили
комплексу правил и норм в сфере охраны труда в
электрохозяйстве, а также системе стандартов безопасности труда,
принятых в последнее время Госстандартом СССР. Здесь
же раскрыты организационные вопросы создания
безопасных условий труда в электрохозяйстве предприятий:
организация службы охраны труда, комплексное планирование
мероприятий, научные основы организации труда
Основные задачи производственной санитарии и
гигиены труда в электрохозяйстве, исходя из особенностей
работы с электрическим током, раскрыты во второй части
учебника. При этом указаны основные требования к
освещению, чистоте воздуха рабочей зоны (микроклимату),
способы защиты от теплового излучения, чрезмерного
охлаждения при работе на открытом воздухе и от
перегревов.
В обеспечении здоровья работников электрослужб
большое значение имеет борьба с вредными веществами,
пылью в воздухе рабочей зоны. В книге обобщены
новейшие методы оценки вредности пыли, паров, газа, даны их
классификационные номограммы, приемы контроля за
составом воздуха, а также описаны современные средства
очистки состава воздуха, включая индивидуальные
средства защиты. Будут полезны электрикам и сведения о
методах защиты от шума, вибрации, электромагнитных,
ионизирующих и лазерных излучений.
Электробезопасности посвящена самая большая часть
учебника. Она состоит из трех глав, освещающих основы
электробезопасности, защитные меры в электроустанов-
1 Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Под
ред. Б. А. Князевского. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энер-
гоатомиздат, 1983. — 336 с, ил.
труда в электроустановках
ках, электрозащитные средства и предохранительные
приспособления. Авторы справедливо указывают, что анализ
смертельных несчастных случаев на производстве
свидетельствует о высокой доле поражений электрическим
током, которая составляет 40 %, а в энергетике достигает
60 %. При этом большая часть смертельных случаев (до
80 %) наблюдается в электроустановках напряжением до
1000 В.
Данные обстоятельства заставили авторов детально
рассмотреть опасность поражения электрическим током,
его виды, факторы, определяющие воздействие
постоянного и переменного тока на человека. Одновременно
проанализирована опасность различных электрических сетей с
точки зрения вредного влияния на организм. Такая
информация позволила лучше осветить, по сравнению с
прежними изданиями учебника, защитные меры в
электроустановках в соответствии с их классификацией и условиями
среды. Особое внимание уделено устройству защитного
заземления, зануления, способам защиты от опасности при
переходе напряжения с высшей стороны на низшую.
Элементы новизны имеет четвертая часть, где
излагаются вопросы техники безопасности при монтаже и
эксплуатации электроустановок, включая электромонтажные
работы, эксплуатацию электроустановок, а также
электрические испытания в действующих электроустановках.
Говоря об общих требованиях к безопасности
электромонтажных работ, авторы раскрыли их организационную
сторону, охарактеризовали механизмы и приспособления,
применяемые при проведении этих работ, а затем описали
нормы безопасности при монтаже воздушных линий
электропередачи, кабельных линий, электрооборудования
подстанций и цеховых электроустановок. Вопросы безопасной
эксплуатации электроустановок и порядок электрических
испытаний в действующих электроустановках изложены в
учебнике в полном соответствии с Правилами технической
эксплуатации электроустановок потребителей и Правил
техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей
Последняя часть посвящена проблемам пожарной
безопасности электроустановок. В ней раскрыты
государственные меры пожарной безопасности с изложением
структуры пожарной охраны в СССР Ряд полезных
рекомендаций дан при освещении пожарной опасности
электроустановок, требований к электрооборудованию пожароопасных
помещений (зон), видов взрывозащищенного
электрооборудования, а также защиты от воздействия статического
электричества и молний.
На данной стадии учебник, к сожалению, еще не
приобрел завершенной формы. В нем слабо освещены
правовые проблемы охраны труда и прежде всего виды
ответственности за нарушение норм техники безопасности.
Не освещены также проблемы расследования, учета и
экономической оценки травматизма и профессиональных
заболеваний в электрохозяйстве. Авторы вообще не
упомянули о ГОСТ 12.4 02676 «Цвета сигнальные и знаки
безопасности», который сейчас активно внедряется
службами охраны труда различных предприятий.
На старом материале в основном построена пятая
часть учебника, посвященная пожарной профилактике
электроустановок. В ней не получили отражения новые
стратегические направления борьбы с огнем на объектах
народного хозяйства. Характеризуя пожарную технику,
авторы упоминают углекислотные огнетушители ОУ-2,
которые в настоящее время промышленность уже не
изготовляет В целом же рецензируемый учебник, обобщающий
новейшие достижения и передовой опыт охраны труда в
электроустановках, будет полезен не только студентам, но
и практическим работникам электрослужб, ибо
литературы такого рода издается все еще недостаточно.
Н. М. Азаркин, преподаватель МГУ

Содержание
Навстречу XXVII съезду партии. Первый год
двенадцатой пятилетки 1
Совершенствование хозяйственного механизма,
эффективность производства и качество работы.
Шайганов Н. X. Бригадная форма организации
труда на электростанциях Башкирской энергосистемы 3
Топливо, электроэнергия, тепло: резервы
экономии. Рыбачков С. В., Беркович Я. Д., Рубцов В. П.
Оценка изменения экономичности турбины К-210-130
ЛМЗ в межремонтный период 5
Шарапов В. И. Усовершенствованная схема
подогрева подпиточной воды для теплосети . . 6
Опыт эксплуатации энергетических блоков ТЭС.
Юсупов Р. У., Купченко В. А., Пославский А. М.
Опыт освоения газомазутных котлов ТГМП-314п с
подовой компоновкой горелок 8
Здановский В. Г., Павлюк В. Ф., Мельцер О. И.,
Поляков Г. А. Мероприятия по совершенствованию
работы воздухоподогревателей при сжигании
сернистых углей 10
Носов Б. Н., Лысаковский В. Э., Иванов Н. В.
Исследование пусковых впрысков в паропроводы
промежуточного перегрева моноблока мощностью
300 МВт Киришской ГРЭС 12
Опыт эксплуатации оборудования АЭС. Пав- .
лыш О. Н., Гарбузов И. П., Реуков Ю. Н., Михаль-
чук И. Д. Опыт наладки и внедрения
автоматических систем регулирования паросбросных устройств
моноблока 1000 МВт 14
Дмитриев А. И., Козлов Ю. В., Баскин В. И.,
Рябов Г. А., Ситник Ю. К., Таранков Г. А.
Повышение точности измерения массового уровня воды
в парогенераторах АЭС 16
Ремонт и модернизация оборудования. Ботка-
чик И. А., Зыкин А. Л., Матвеев А. С,
Вабиков А. И., Александров К. В. Реконструкция
дымососов котлов ТП-230 18
Щелоков Ю. В. Модернизация надбандажных
уплотнений турбин Р-100-130/15 19
Козловская Н. П., Слободинский Е. М.
Реконструкция обмотки статора турбогенератора
ТВВ-320-2 . . . 19
Резервы повышения производительности труда
и снижения себестоимости.
Тыжненко В. Ф. Привод для проточки роторов
турбин на балансировочном станке .... 21
Пысин В. В. Приспособление для подрезки
торцов сегментов уплотнений 21
Пыченков В. Г. Схема технологической блокировки
на котлах с двухскоростными электродвигателями 22
Социалистическое соревнование: организация и
эффективность. Передовики энергетики —- лауреаты
Государственной премии СССР 1985 г. 25
С коллегии Минэнерго СССР 25
Совершенствование эксплуатации электросетей.
Энгелис А. Я. Опыт эксплуатации линий
электропередачи 330 кВ Прибалтийская ГРЭС —- Рига . . 27
Арсентьев В. М., Мочалов В. А. Комплект
устройств для определения мест устойчивых
повреждений на ВЛ 35—500 кВ импульсными методами 27
Обмен опытом
Дрязгов М. А. Схема пуска турбогенератора
ТВФ-120-2 в режиме синхронного компенсатора 29
Таубес И. Р. Из опыта эксплуатации защиты
от потери возбуждения генераторов .... 29
Рухляда В. Ф., Нарыжный А. Н. Схема
управления режимом работы установки А-701. ... 30
Михайленко В. В. Идентификация
телеизмерений энергообъекта и диспетчерского пункта при
использовании устройств телемеханики типа ТМ-800А 31
Александров В. В. Прибор для проверки
работоспособности стабилизированных источников
питания 31
В помощь производственнику
Понасечкин С. А., Шуравин А. К., Булкина Т. И.
О возможности применения пневматического рассе-
ивателя РП-5 для дисперсного анализа пыли на
ТЭС 33
Хроника
Сквирский И. Н. Всесоюзное научно-техническое
совещание по эксплуатации газотурбинных
установок 35
В Главтехуправлении Минэнерго СССР . . 36
Работа с персоналом. Васьков В. В. Ваше
мнение о технике безопасности 36
Техническая консультация 38
Библиография
Азаркин Н. М. Нужное пособие по охране
труда в электроустановках 39
Даты, события, люди. Лезнов С. И. Комсомоль-
ской-на-Амуре ТЭЦ — 50 лет 34
Из потока технической информации . . 7, 24
Почетные звания, награждения . . . .11,20,26
Редакционная коллегия:
Ю. М. Некрашас (главный редактор), А. А. Абагян, В. Н. Андриевский, И. И. Батюк,
Ю. В. Вихрев, Р. А. Гаджиев, В. Е. Денисов, В. В. Жабо, В. Ф. Козырев, Д. Т. Комаров,
Е. К. Кузнецов, А. П. Кузнецова (ответственный секретарь), В. М. Липовских, Б. О. Лошак,
В. Н. Никитин, Л. ф. Плетнев, В. А. Родионов (зам. гл. редактора), В. А. Семенов,
В. Н. Тельнов, Ю. И. Тимофеев, В. И. Трембовля (зам. гл. редактора), Д. Я. Шамараков,
И. Г. Шутов
Адрес редакции: 109068, Москва, ул. Автозаводская, 14/23
тел. 275-19-06; 275-00-23 доб. 22-47
На первой странице обложки:
Экибастузская ГРЭС в Казахстане
Фото А. С. Бобакова (Москва)
Научн. редактор Е. В. Ромашко
Лит сотрудник Э. М. Шифрина
Редактор Л. А. Кочетова
Техн. редактор О. Д. Кузнецова
Сдано в набор 15 11.85 Подписано в печать 12.12.85 Т-21698 Формат 84X1087i6- Печать высокая
Усл. печ л 4,2 Усл. кр -отт. 5,25 Уч -изд л 6,18 Тираж 40375 экз. Заказ 3144
Энергоатомиздат, Москва, М-114, Шлюзовая наб , 10
Ордена Трудового Красного Знамени Чеховский полиграфический комбинат
ВО «Союзполиграфпром» Государственного комитета СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
142300, г. Чехов Московской области

Памятные даты в энергетике в 1986 году
65 лет назад (1921 г.)
13 июля. СТО принял постановление об учреждении в
Москве Теплотехнического института (ныне ВТИ им. Ф. Э.
Дзержинского).
5 сентября. Декретом СНК в Петрограде
основан Государственный научно-мелиорационный институт
(ныне ВНИИ Гидротехники им. Б. Е. Веденеева).
1—9 октября. В Москве состоялся VIII
Всероссийский электротехнический съезд, созданный по
инициативе В. И. Ленина. Владимир Ильич был избран почетным
председателем этого съезда.
В течение года. Семь электростанций,
расположенных в Москве и Московской обл., объединены в
Московскую энергетическую систему.
60 лет назад (1926 г.)
1 мая. Пущена в эксплуатацию, построенная по пг.ану
ГОЭЛРО, Боз-Суйская ГЭС в Ташкентской обл. Узбекской
ССР,
8 октября. Пущена Штеровская ГРЭС им. Ф. Э.
Дзержинского в Ворошиловградской обл., построенная по
плану ГОЭЛРО — первая в мире электростанция,
работающая на антрацитовом штыбе.
2 1 ноября. Торжественный пуск Ярославской ГРЭС,
построенной по плану ГОЭЛРО.
19 декабря. Торжественное открытие Волховской
ГЭС имени В. И. Ленина — первенца советской
гидроэнергетики.
В течение года. Образована энергетическая
система Донбасса.
50 лет назад (1936 г.)
6 января. Пущена Средне-Уральская ГРЭС в
Свердловской обл.
29 апреля. Пущена ТЭЦ-11 Мосэнерго.
6 ноября. Пущена Артемовская ГРЭС в Приморском
крае.
27 декабря. Пущена Киевская объединенная ТЭЦ.
40 лет назад (1946 г.)
30 апреля. Пущена Рижская ГРЭС.
6 июля. Пущена ТЭЦ-12 Мосэнерго.
14 октября. Образован Государственный союзный
трест передвижных электростанций.
30 лет назад (1956 г.)
2 8 мая. Торжественный пуск Верхне-Тагильской
ГРЭС в Свердловской обл.
4 июля. Государственная комиссия приняла в
постоянную эксплуатацию Нижне-Туринскую ГРЭС в
Свердловской обл.
30 сентября. Пущена Ворошиловградская ГРЭС
на Украине.
26 декабря. Торжественный пуск ТЭЦ-15 Ленэнерго.
28 декабря. Торжественный пуск Иркутской ГЭС —
первенца Ангарского каскада.
25 лет назад (1961 г.)
3 1 января. Организован Союзэнергоремтрест.
2 8 февраля. Пущена Братская ГЭС на р. Ангаре.
10 июня. Пущена Красноярская ГРЭС-2.
10 сентября. Торжественный пуск Волжской ГЭС
им. XXII съезда КПСС.
16 сентября. Пущена Назаровская ГРЭС в
Красноярском крае.
29 декабря. Пущена Березовская ГРЭС в
Белоруссии.
20 лет назад (1966 г.)
2 3 мая. Указ Президиума Верховного Совета СССР
об установлении 22 декабря ежегодного праздника —
Дня энергетика.
17 декабря. Пущена ТЭЦ-23 Мосэнерго.
Декабрь. Пущена Разданская ГРЭС в Армении.
р
//
._
J_
7
■
16
.
"
1\
Ч
■
1
/2
■
20
И
N
2
1
■
8
■
17
■
23
Ч
/
1
■
5
■
13
■
21
■
25
/
\
/
-
/
/
3
■
9
■
18
■
24
I
-
-
-
6 |
■
/4
■
22
\
'
\
10
■
19
~
15
~\
КРОССВОРД
А. Е. Р у н к и н (Москва)
По часовой стрелке, начиная с клетки,
обозначенной черточкой:
1. Известный советский гидротехник и гидроэнергетик.
2. Устройство для распыливания жидкого топлива. 3.
Раздел механики. 4. Разрушение металла под воздействием
окружающей среды. 5. Выемка в грунте под фундамент
сооружения. 6. Величина характеризующая основные
свойства какого-либо процесса, устройства., 7. Элемент для
крепления проводов к опорам линии электропередачи.
8. Выдающийся русский изобретателе создатель
электродуговой сварки. 9. Устройство для уплотнения бетонных
смесей. 10. Первый русский теплотехник, изобретатель
парового котла. 11. Мостовое сооружение для пропуска
транспорта, выполнения погрузочно-разгрузочных работ.
12. Промежуток времени. 13. Аппарат для улавливания
твердых и газообразных примесей из газовой смеси.
14. Тысячекратная единица электрической мощности.
15. Наименьшая частица вещества. 16. Известный русский
электротехник, изобретатель первой лампы накаливания.
17. Электрическая машина для преобразования
напряжения постоянного тока. 18. Второй, идентичный экземпляр
какого-либо документа. 19. Газ, применяемый при сварке
и резке металлов. 20. Аппарат для поглощения веществ
из смеси газов жидкостью. 21. Показатель степени, в
которую надо возвести число. 22. Известный советский
электро- и радиотехник, академик. 23. Швейцарский ученый,
автор закона сохранения энергии в гидродинамике,
почетный член Петербургской академии наук. 24. Химический
элемент, металл, применяемый для легирования сталей.
Ж Стальной стержневой, проволочный каркас
железобетонных конструкций.

Цена 40 коп.
Индекс 71108
Правила оформления статей для журнала «Энергетик»
При подготовке статей следует учитывать профиль
производственно-массового журнала «Энергетик»,
рассчитанного прежде всего на рабочих, мастеров, а также на
инженерно-технических работников, руководителей
предприятий и организаций, профсоюзных активистов.
Редакция принимает статьи, отпечатанные на машинке
через два интервала, в двух экземплярах (первый
машинописный экземпляр представляется в редакцию
обязательно; не принимаются к рассмотрению статьи,
размноженные электрографическим способом). Объем статьи
не должен превышать 6—8 страниц машинописного текста
и 3—4 рисунков (фотографий).
Число формул в статье должно быть минимальным,
они должны выражать лишь конечный результат
математических выкладок и быть пригодными для практического
использования. Формулы должны быть четко вписаны от
руки в отдельные строки, а не в текст. Все величины,
входящие в формулу, необходимо расшифровать и
указать их размерность. Буквенные обозначения величин
нужно разметить: строчные или прописные; русские или
латинские; прописные (заглавные) буквы размечаются
двумя черточками снизу, строчные — сверху; греческие
буквы обводятся красным карандашом; индексы к
обозначениям пишутся ниже строки, показатели степени —
выше.
Рисунки и фотоснимки представляются отдельно (без
вклейки в текст) в двух экземплярах. В тексте (на полях,
слева) даются лишь ссылки на номера рисунков
(фотографий).
Схемы и чертежи, их элементы и обозначения на них
следует выполнять в соответствии с действующими
стандартами; они должны быть несложными, отражать, как
правило, лишь принцип описываемых в статье устройств,
установок, не иметь мелких и лишних деталей, а также
громоздких надписей. Графики или кривые зависимостей,
если их на рисунке несколько, а также отдельные детали
на чертежах, узлы и линии на схемах и т. п. следует
обозначать цифрами (позициями) или буквами;
допускаются отдельные сокращения.
Фотоснимки должны быть выполнены на белой
глянцевой бумаге, изображение должно быть контрастным с
хорошо проработанными деталями. На одном из двух
фотоснимков не должно быть никаких обозначений и
надписей (ни на лицевой, ни на оборотной стороне);
обозначения и краткие надписи, если они необходимы, должны
быть выполнены на другом соответствующем фотоснимке
тушью.
Подписи к рисункам и фотоснимкам с экспликацией
всех введенных на них позиций (цифр и букв),
обозначений и расшифровкой принятых сокращений приводятся
в конце статьи или на отдельном листе. На обоих
экземплярах рисунков и одном экземпляре фотоснимков (с
обозначениями) на обратной стороне следует написать мягким
карандашом номер рисунка (фотоснимка), фамилии
авторов и название статьи.
Таблицы в статье не должны быть громоздкими, все
наименования граф необходимо писать без сокращения
слов (за исключением единиц измерения, размерностей
содержащихся в таблице величин, параметров).
При подготовке статей следует обходится без ссылок
на литературу, тем более на книги. Необходимые
инструктивные и директивные материалы нужно называть в тексте,
указывая их полное название, разработчика (издателя) и
год выпуска. Допускаются лишь отдельные ссылки на
журнальные статьи (в виде сноски), при этом следует
указывать фамилии и инициалы всех авторов, полное название
статьи, название журнала, год и номер его издания.
Статья должна быть подписана всеми без исключения
авторами и сопровождаться их письмом с просьбой
рассмотреть статью или рекомендацией предприятия,
организации, где работает автор (первый автор, если соавторы —
работники других предприятий, организаций).
Присланная в редакцию статья должна обязательно
иметь в приложении тщательно оформленный акт
экспертизы установленной формы. Следует заполнять все без
исключения его графы, давать полные ответы по всем
пунктам в точном соответствии с подстрочным текстом.
Со статьей необходимо представить следующие
сведения об авторах: фамилию, имя и отчество (полностью),
год рождения, наличие детей, домашний и служебный
адреса с шестизначными (цифровыми) почтовыми
индексами, звание и должность, номера служебного и
домашнего телефонов.
Статьи и материалы к ним следует посылать в
редакцию только простым почтовым отправлением (письмом,
бандеролью).
Энергетик, 1986 г., № 1, 1—40