Читинская ГРЭС

Ситуация энергетического хозяйства края в 50-х годах оставалась сложной. Основное и вспомогательное оборудование на электростанциях было несовершенно и сильно изношено, себестоимость электроэнергии и тепла превышала среднюю по стране в четыре раза. Это тормозило развитие промышленности и сельского хозяйства, не обеспечивало культурно бытовые нужды забайкальцев.
В мае 1955 года Постановлением Совета Министров СССР было разрешено строительство Читинской ГРЭС мощностью 300 Мгвт.
Первоначальная сметная стоимость станции была определена 39,7 млн. рублей.
С 1958 года началось строительство Читинской ГРЭС. Проектную документацию ГРЭС и проект архитектурного комплекса жилого поселка разрабатывало Львовское отделение «Теплоэлектропроект». Рождение большой энергетики Забайкалья было явлением новым и сложным для нашего региона. При проектировании станции был заложен ряд необычных технических решений. В связи с наличием в Забайкалье грунтов, находящихся в вечно- мерзлотном состоянии, отсутствием опыта строительства крупных объектов на вечной мерзлоте было принят, так называемый «озерный» вариант размещения станции, предложенный Новосибирским отделением «Теплоэлектропроект»: основные объекты станции расположить на искусственно созданном основании, для чего часть акватории озера м. Кенон была замыта песком (1 млн.м3).
К 1 декабря 1958 года на строительстве работало четыреста человек, включая заключенных исправительно-трудовой колонии. Из-за отсутствия строительных механизмов большинство работ выполнялось вручную. Основным подрядчиком строительства был трест «Сибэнергострой». Субподрядными организациями – тресты «Востокэнергомонтаж»и «Электросибмонтаж».
Основным топливным источником, под который проектировалась Читинская ГРЭС, было Кукульбейское месторождение угольных россыпей, пригодное для обработки открытым способом. В состав «Кукульбейской мульды» входят и нынешние поставщики топлива на Читинскую ТЭЦ-1 (ГРЭС) – Харанорский, Татауровский и Уртуйский угольные разрезы.
В марте 1960 года бригада Н.К.Мельника приступила к укладке первого бетона на площадке будущей электростанции. Электростанция была построена за 7 лет. Строительством ее, как и многих других важных объектов города, руководил Василий Федорович Балихин. Имея определенный опыт работы, В.Ф.Балихину удалось на первых порах привлечь опытных
гидростроителей из других регионов страны.
30 сентября 1965 года электростанция вступила в строй, пущены в эксплуатацию котлоагрегат ст. № 1 БКЗ-220-100Ф и турбоагрегат ст. № 1 ПТ-60-90/13.
В 1966 году были введены 3 котла и 2 турбины, в 1968 году – 2 котла и турбина, в 1969 году – котел ст. № 7, в 1972 году – турбина № 5, в 1973 году – котел ст.№ 8 и турбина № 6. Электрическая мощность ГРЭС достигла проектной величины – 520 Мгвт.
С 1974 года и по 1978 год велось строительство второй очереди станции. В 1974 году были введены два котла № 9 и № 10, в 1975 году – котел № 11, в 1977 году – котел № 12 и в 1978 году – котел № 13.
По мере строительства и монтажа оборудования рождался и коллектив энергетиков. Многие пришли с небольших электростанций области: Читинской, Шерловогорской, Холбонской, Приаргунской, а также специалисты, приглашенные на работу из других областей.
Первым директором ГРЭС был В.Г. Мищенко, главным инженером – Д.Г. Старков. В разные годы предприятие возглавляли: А.С.Титов, А.М. Остроумов, Ю.А. Рожков, В.Н. Будников, А.В. Лизунов, В.В. Соснин, В.И.
Худяков, Алферов В.Г., Чипизубов Н.В., Свиридов А.А., Ю.В. Дорфман.
Ныне коллективом ТЭЦ-1, которая входит в состав «Читинской генерации» филиала ОАО «ТГК – 14» руководит А.В. Власов.
Первыми начальниками цехов были: котельного – Н.П. Гилев; турбинного В.С. Митюгин; цеха тепловой автоматики и измерений – В.М. Никитин; химического – Т.П. Гилева. Производственно-технический отдел станции возглавил В.М. Козлов, с самого начала курировавший строительство ГРЭС.
Для работы на станции нужны были высокопрофессиональные кадры как управленческого, так и ремонтно-эксплуатационного звена. Инженерно-технический персонал готовился в вузах Сибири и Дальнего Востока, а специалисты рабочих профессий - через областную систему профтехобразования. Вскоре на базе Читинского политехнического института открывается энергетический факультет, который за это время подготовил не одну сотню специалистов энергетиков. Лучшие из них идут
работать на Читинскую ТЭЦ-1. Многие за несколько лет работы на ТЭЦ-1, приобретая практический опыт, становятся руководителями разных уровней.
Пуск Читинской ГРЭС дал мощный толчок развитию в нашей области промышленности, транспорта. Электропотребление стало расти высокими темпами. Открылась зеленая дорога электрификации сельского хозяйства.
Чтобы удовлетворить потребности областного центра в тепле, была значительно увеличена тепловая мощность Читинской ГРЭС. Для этой цели реконструировали три турбоагрегата 4,5,6. Реконструкция заключалась в устройстве регулируемого теплофикационного отбора на пароперепускных трубах из цилиндра высокого давления в цилиндры низкого давления. После
реконструкции турбины ст. №№ 4 и 5 перемаркированы в Т 87-90, ст. №6- в Т 97-90. Станция практически была превращена в ТЭЦ. По этой причине в 1982 году приказом Минэнерго СССР Читинская ГРЭС была переименована в Читинскую ТЭЦ-1. С развитием города возрастает необходимость в теплообеспечении новостроек. С этим позволяют справиться имеющиеся
ресурсы реконструированных турбин.

Осевой сдвиг роторов турбины и нагнетателя контролируется гидравлическим реле осевого сдвига. Давление масла измеряется электроконтактным манометром. При смещении роторов турбин или нагнетателя на 0 8 - 1 мм контактный манометр дает импульс на остановку агрегата. [1]

Реле осевого сдвига ротора турбин и реле тепловых расширений имеют механические указатели величины сдвига или расширения и, кроме того, подключаются к электрическим приборам, показывающим эти же величины и включающим сигнальные или защитные устройства при выходе их за установленные пределы. При монтаже этих устройств необходимо согласовать показания механического указателя и электрического прибора на всем диапазоне измерения. [2]

Реле осевого сдвига роторов турбин ЛМЗ, УТМЗ и БПЗ включает датчик 2 ( фиг. При срабатывании реле электромагнит, установленный на переднем подшипнике, расцепляет рычаги автомата безопасности и, таким образом, закрывает стопорный клапан и прекращает доступ пара в турбину. [3]

Защита по осевому сдвигу ротора турбины и ротора нагнетателя обеспечивается работой реле осевого сдвига. В качестве контактной системы для гидравлического реле осевого сдвига применены четыре электроконтактных манометра: два для ротора турбины и два для ротора нагнетателя. Контакты реле осевого сдвига замыкаются при сдвиге роторов на 1 1 мм вправо или влево от среднего положения. При замыкании контактов реле происходит аварийная остановка агрегата.

Для предотвращения аварии при недопустимом осевом сдвиге ротора турбины, вызванном ненормальной работой опорно-упорного подшипника, применяется специальный прибор - указатель положения ротора, являющийся одновременно датчиком реле осевого сдвига, воздействующего на клапан автоматического затвора турбины. [6]

Гидравлическое реле осевого сдвига 3, контролирующее осевой сдвиг ротора турбины 11 и осевого компрессора 10, предназначено для автоматической остановки агрегата при износе упорных колодок в опорно-упорном подшипнике на величину, выше допустимой.

Гидравлическое реле осевого сдвига 3, контролирующее осевой сдвиг ротора турбины 11 относительно ротора осевого компрессора 10; при недопустимой несоосности ( что может явиться следствием износа опорно-упорного подшипника) агрегат автоматически останавливается. На роторе турбокомпрессора ( нагнетателя) 9 установлено такое же реле. [9]

При недопустимом снижении вакуума в конденсаторе, осевом сдвиге роторов турбины и недопустимом относительном их удлинении следует производить автоматическое отключение подачи топлива в топку. [10]

Схема регулирования турбин высокого давления ЛМЗ мощностью 50 000 и 100 000 кет: 1 - кулачковый вал; 2 - зубчатая рейка; 3 - - главный сервомотор; 4 - золотник главного сервомотора; 5 - дроссельный золотник; 6 - регулятор скорости; 7 - золотник, управляемый регулятором скорости; и - маховичок ограничителя мощности; 9 - упор ограничителя мощности; 10 - проводка к световому сигналу Убавить на станционном щите управления; 11 - приспособление для изменения скорости вращения; 12 - отверстие для слива масла в корпус подшипника; 13 - золотник для испытания регулятора безопасности повышением скорости вращения: 14 - колонка автоматического затвора; 15 - масляный выключатель; 16 - электрический индикатор осевого сдвига ротора турбины; 17 - предельные скоростные регуляторы; 18-золотникдля испытания предельного скоростного регулятора без повышения скорости вращения; 19-масляный зубчатый насос; 2) - предохранительный клапан; 21-отверстие для слива в корпус подшипника; 22-электромагнитный выключатель, действующий от индикатора осевого сдвига; 23 - золотник предельного скоростного регулятора; 24 - окно для слива масла в корпус подшипника; 23 -редукционный клапан; 26 -трубопровод к масляному баку; 27 - масляный турбонасос; 28 - паропровод; 29 - указатель уровня масла; 30 - проводка к световым сигналам; 31 - сливной клапан; 32 - масляный бак; 33 - масляный электронасос; 34 - выключатель валоповоротного устройства ( при 0 15 кг / см.); 35 - включатель электронасоса ( при 0 20 кг / ел2); 36-проводка к световому сигналу ( при 0 25 кг см -, 37-пусковое реле электронасоса; 38 - маслоохладители; 39 - трубопровод к подшипникам. [11]

ТВД; 16 - манометр контроля воздуха после осевого компрессора; П - термометр контроля температуры воздуха внутри щита; IS - манометр давления масла уплотнения; IS - манометр давления масла смазки; 20 - пирометр контроля температуры продуктов сгорания; 21 - переключатель на восемь точек; 22 - тахометр числа оборотов агрегата; 23 - сельсинные указатели положения стопорного и регулирующего клапанов; 24 - тумблер выбора режима управления ( Ручное, Автоматическое); 25 - кнопки пуска и остановки агрегата; 26 - кнопка аварийной остановки агрегата; 27 - кнопки изменения числа оборотов турбины; 28 - кнопки управления контроллером; 29 - кнопки управления противопомпажным клапаном; 30 - кнопки управления электродвигателем валоповоротного устройства; 31 - логометр с переключателем контроля температуры масла до и после маслохолодильника; 32 - манометр давления газа на всасывании в нагнетатель; 33 - манометр давления газа на выходе из нагнетателя; 34 - 45 - световые табло аварийной сигнализации; 46 - 47 - мосты ЭМДС контроля температуры подшипников агрегата; 48 - кнопка схемы звукового сигнала; 49 - so - манометры контроля осевого сдвига ротора турбины; 51 - переключатель на четыре точки; 52 - сельсинный указатель уровня масла в баке; 63 - рабочий насос уплотнения; 54 - резервный насос уплотнения; 65 - ключ выбора насосов уплотнения; 56 - пусковой насос смазки; 57 - резервный насос смазки; СЯ - стопорный клапан; РК - регулирующий клапан; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; ОК - осевой компрессор; ТД - турбодетандер; Р - редуктор; Я - нагнетатель; ЛО-лампа, сигнализирующая открытие крана; ЛИ - лампа, сигнализирующая закрытие крана; ЛЯ, ЛС, ЛАС - лампы, сигнализирующие соответственно пуск, остановку и аварийную остановку агрегата; JIi - Лх4 - сигнальные лампы; ЛЛВ и ЛСВ - лампы, сигнализирующие пуск и остановку валоповоротного устройства; ПУ и СУ - кнопки пуска и остановки насосов уплотнения; ПС и СС - кнопки пуска и остановки насосов смазки; АД, АДа, А-Дъ - асинхронные электродвигатели; ДПТ - двигатель постоянного тока. [13]

Из большого числа существующих параметрических и генераторных датчиков в паровой турбине находят применение следующие. Осуществляют преобразование механического перемещения в замыкание или размыкание электрических контактов. Безрычажный вариант этого типа датчиков применяется для контроля крайних положений регулирующих и запорных органов турбины. Рычажные датчики применяются для контроля осевого сдвига роторов турбин старых типов. [14]

При испытании в масляную систему турбогенератора после тщательной ее очистки заливают огнестойкое масло ОМТИ. Параметры агрегата соответствуют номинальным. Стыки фланцев уплотнены электротехническим картоном на шеллаке, а в особо ответственных местах - фторопластом. Перед испытаниями рабочие и установочные колодки подшипников оснащают термопарами, а вал - прибором для определения осевого сдвига ротора турбины. За этот период турбоагрегат трижды осматривают: через 1500, 7000 и 14000 ч работы. В частности, обследуют: упорный подшипник, опорные подшипники, шейки вала, золотник сервомотора, сетки фильтров и маслобака, фланцевые соединения маслопроводов и общее внешнее состояние турбогенератора. [15]

г. Чита