Оборудование ТЭЦ МК «УралМЕТПРОМ»

Министерство науки и высшего образования 
Российской Федерации
Уральский федеральный университет
имени первого Президента России Б. Н. Ельцина

А. П. Лумми, Ю. А. Сможевских, В. В. Тюльпа

ОБОРУДОВАНИЕ ТЭЦ 
МК «УралМЕТПРОМ»

Учебное пособие

Рекомендовано методическим советом
Уральского федерального университета
для студентов вуза, обучающихся
по направлению подготовки
13.04.01 — Теплоэнергетика и теплотехника

Екатеринбург
Издательство Уральского университета
2019

УДК 621.311.22:621.181(075.8)
ББК 31.37-5я73
          Л82
Рецензенты:
завлабораторией защитных сред ОАО ВНИИМТ, канд. техн. наук  
Б. Г. Кукуй;
завкафедрой энергетики Уральского государственного лесотехнического университета, 
проф., д-р техн. наук С. М. Шанчуров

Научный редактор — проф., д-р техн. наук А. М. Дубинин

На обложке изображение с сайта https://photos.wikimapia.org/p/00/02/54/80/76_
full.jpg

 
Лумми, А. П.
Л82    Оборудование ТЭЦ МК «УралМЕТПРОМ» : учебное пособие / А. П. Лумми, 
Ю. А. Сможевских, В. В. Тюльпа ; Мин-во науки и высшего образования РФ ; 
Урал. федерал. ун-т им. первого Президента России Б. Н. Ельцина. — Екатеринбург : 
Изд-во Урал. ун-та, 2019. — 132 с.

ISBN 978-5-7996-2777-5

Учебное пособие составлено в соответствии с учебными планами направления 
13.04.01 — Теплоэнергетика и теплотехника. Дается описание топливо снабжения; тепловой 
схемы, основного оборудования котельного и турбинного отделений, пиковой котельной, 
отделений подготовки химически очищенной и сетевой воды, турбогенераторов, 
электродвигателей, схемы и основного оборудования электроподстанций; представлены 
чертежи и схемы оборудования.

Библиогр.: 4 назв. Рис. 32. Табл. 13. Прил. 2.

УДК 621.311.22:621.181(075.8)
ББК 31.37-5я73

Учебное издание

Лумми Адольф Павлович, Сможевских Юрий Анатольевич, Тюльпа Валентина Владимировна

Оборудование ТЭЦ МК «УралМЕТПРОМ»

Редактор Н. П. Кубыщенко
Верстка О. П. Игнатьевой

Подписано в печать 20.09.2019. Формат 70×100/16.
Бумага офсетная. Цифровая печать. Усл. печ. л. 10,6.
Уч.-изд. л. 7,0. Тираж 40 экз. Заказ 270.

Издательство Уральского университета
Редакционно-издательский отдел ИПЦ УрФУ
620049, Екатеринбург, ул. С. Ковалевской, 5. Тел.: +7 (343) 375-48-25, 375-46-85, 374-19-41
E-mail: rio@urfu.ru

Отпечатано в Издательско-полиграфическом центре УрФУ
620083, Екатеринбург, ул. Тургенева, 4. Тел.: +7 (343) 358-93-06, 350-58-20, 350-90-13
Факс: +7 (343) 358-93-06. http://print.urfu.ru

ISBN 978-5-7996-2777-5 
© Уральский федеральный
 
     университет, 2019

Оглавление

Список сокращений ............................................................................... 5

Введение ................................................................................................ 7

1. Тепловая схема ТЭЦ ........................................................................ 8

1.1. Основное оборудование: паровые котлы, турбины, 
        пиковые водогрейные котлы .................................................... 8
1.2. Установки сетевого и горячего водоснабжения ....................... 9
1.3. Конструкции и работа деаэраторов, насосов, 
        теплообменников .................................................................... 15

2. Топливо ........................................................................................... 19

2.1. Состав и свойства природного газа ........................................ 19
2.2. Схема газорегуляторного пункта. Разводка 
        трубопровода газа по горелкам котла ..................................... 20
2.3. Состав и свойства мазута. Мазутное хозяйство ..................... 20

3. Котельное отделение. Устройство и работа котла ТГМ–151Б ...... 28

3.1. Комбинированные горелочные устройства ........................... 29
3.2. Схема циркуляции котла ........................................................ 31
3.3. Барабан и паросепарационные устройства, 
        внутрибарабанные и выносные циклоны .............................. 33
3.4. Пароперегреватель. Пароохладители для регулирования 
        температуры перегретого пара. Конденсатный  
        теплообменник ....................................................................... 37
3.5. Водяной экономайзер ............................................................. 42
3.6. Регенеративный воздухоподогреватель .................................. 43
3.7. Конструкции и работа тягодутьевых устройств ..................... 46
3.8. Каркас и обмуровка котла ...................................................... 50
3.9. Аварийные ситуации. Контроль за работой котла ................. 51

4. Турбинное отделение ...................................................................... 55

5. Оборудование и работа цеха химической обработки воды .............. 71

6. Контрольно-измерительные приборы и автоматика ....................... 74

Оглавление

7. Электроцех ..................................................................................... 81

7.1. Производство и снабжение электроэнергией ........................ 81

7.1.1. Электробезопасность ..................................................... 81
7.1.2. Описание производства электроэнергии 
            и электроснабжения ...................................................... 84
7.1.3. Электрогенераторы ........................................................ 85
7.1.4. Электрические двигатели .............................................. 96
7.1.5. Оборудование подстанций ...........................................104
7.2. Передача электроэнергии от генератора в ЛЭП ...................115

8. Защита экологии ............................................................................118

9. Техника безопасности ....................................................................120

9.1. Требование безопасности при обслуживании 
        турбогенераторов ...................................................................120

Библиографический список ................................................................122

Приложение 1 ....................................................................................123
Приложение 2 ....................................................................................125

Список сокращений

АЭС — атомная электрическая станция
ВДК — вакуумная дугогасительная камера
ГВС — горячее водоснабжение
Д — деаэратор высокого давления
ДГ — дугогасительное устройство
ДГР — дугогасящий реактор
ЗАК — задатчик автоматической коррекции
К — конденсатор турбины
КА — котельный агрегат
КИП и А — контрольно-измерительные приборы и автоматика
КН — конденсатный насос
КНБ — конденсатный насос-бойлер
КПД — коэффициент полезного действия
ЛЭП — линия электропередач
Н — насос перекачки конденсата
НСВ — насос сырой воды
НХП — насос химический полупогружной
ОП — основной подогреватель сетевой воды
ОПВ — охладитель подпиточной воды
ПВД — подогреватель высокого давления
ПВК — пиковый водогрейный котел
ПВС — паровоздушная смесь
ПП — промежуточный пароперегреватель
ПКН — подпиточный конденсатный насос
ПН — питательный насос
ПНД — подогреватель низкого давления
ПСВ — подогреватель сетевой воды вертикальный
ПСГ — подогреватель сетевой воды горизонтальный
ПТУ — паротурбинная установка

Список сокращений

ПТЭ — правила технической эксплуатации
ПХВ — подогреватель химочищенной воды
РВВ — регенеративный воздухоподогреватель
РОУ — редукционно-охладительная установка
СН — сетевой насос
ТКЗ — Таганрогский котельный завод «Красный котельщик»
ТМЗ — Турбомоторный завод (г. Екатеринбург)
ТП — трансформаторная подстанция
ТЭС — тепловая электрическая станция
ТЭЦ — теплоэлектроцентраль
ЧВД — часть высокого давления
ЧНД — часть низкого давления
ЧСД — часть среднего давления
ЭОУ — эжектор отсоса пара из последних камер концевых 
                уплотнений
c0 — абсолютная скорость пара, м/с;
p — давление в конденсаторе, МПа;
N — мощность, Вт;
n — частота вращения вала, об/мин;
H — напор, мм вод. ст.
Q — количество теплоты, Вт; объемный расход, м 3/ч.

Введение

Т

ЭЦ ОАО Межотраслевого концерна «Уралметпром» име-
ет установленную мощность 72 МВт и предназначена для 
снабжения паром, теплом и электроэнергией цехов завода 
ВИЗ и прилегающих жилых микрорайонов. На ТЭЦ установлено три 
паровых котла типа ТГМ‑151 (А и Б) с паропроизводительностью 
220 т/ч (tп = 535 °C, рп = 10 МПа), две турбины ПР-25–90, одна турби-
на ПТ–25–90 и одна турбина К-25–2,5/1,5 (не работает), разработан-
ная ПО ЛМЗ (г. Санкт-Петербург). Покрытие пиковой теплофикаци-
онной нагрузки осуществляется за счет водогрейных котлов ПТВМ‑50 
и ПТВМ‑100, установленных в отдельно стоящем здании котельной. 
Товарной продукцией ТЭЦ является электрическая энергия, тепло-
вая энергия, химобессоленная и химочищенная вода.
Станция расположена на бывшей территории Верх-Исетского ме-
таллургического завода. Промзона ТЭЦ находится в северо-восточ-
ной части промплощадки ВИЗ. Главный корпус ТЭЦ и мазутохрани-
лище построены в 70-е годы XX в.
Установленная тепловая мощность ТЭЦ — 592 МВт (509 Гкал/ч).
Виды отпускаемых теплоносителей:
· пар производственный 8÷12 атм, t = 300 °C;
· отопительная нагрузка t1 = 120 °C и t2 = 70 °C;
· тепло на горячее водоснабжение с расходом 300 т/ч при t = 70 °C;
· химически очищенная вода.
В качестве основного топлива используется природный газ, а в каче-
стве резервного топлива — мазут марок 40 или 100. Имеется мазутное хо-
зяйство. Фактический годовой расход газа — примерно 150000 тыс. нм 3.

1. Тепловая схема ТЭЦ

Т

епловая схема (см. рис. 1.1) устанавливает взаимосвязь все-
го оборудования, участвующего в выработке электроэнергии 
и тепла, отпускаемого внешним потребителям в виде сетевой 
и горячей воды. Компоновка основного оборудования ТЭЦ такая, 
что любая турбина или котел подсоединяются к общему паропрово-
ду в зависимости от паровых нагрузок. Котлы вырабатывают пере-
гретый (острый) пар для работы турбин. На ТЭЦ осуществляется ре-
генеративный подогрев питательной воды, который повышает КПД. 
Для этого у турбин имеются нерегулируемые и регулируемые отборы.
Конденсат турбины, подаваемый насосом через ПНД в деаэратор, 
направляется в охладитель эжектора, отсасывающего воздух из кон-
денсатора, а затем в охладитель выпаров из сальниковых уплотне-
ний турбины. Суммарный подогрев конденсата в этих подогревателях 
у конденсационных турбин составляет несколько градусов, у тепло-
фикационных он выше.

1.1. Основное оборудование:  
паровые котлы, турбины, пиковые водогрейные котлы

Марка котла ТГМ‑151 (А или Б) расшифровывается так: Таганрог-
ский газомазутный, модель 151, А — однорядное расположение горе-
лок, Б — боковое расположение горелок. Котлы ТГМ–151 — это па-
ровые котлы с выносными циклонами и естественной циркуляцией.
Конденсационная турбина ПТ–25–90 — это турбина с производ-
ственным и теплофикационным отборами с электрической мощностью 
25 МВт и давлением перегретого (острого) пара 90 атм (с конденса-
тором и градирнями для охлаждения воды). Для работы конденсато-
ра турбины применяется циркулирующая вода, которая охлаждается 
в градирнях. Таких турбин две.

Рис. 1.1. Тепловая схема ТЭЦ:

1 — котел паровой; 2 — турбогенератор № 1; 3 — турбогенератор № 2, № 3; 4 — турбогенератор № 4; 5 — деаэратор 1,2 ата ГВС; 6 — деаэратор 1,2 ата; 7 — деаэратор 6 ата; 8–11 — РОУ; 12, 14 — бойлер основной; 13 — бойлер пиковый; 15–17 — ПВД; 18 — питательный насос; 
19 — перекачивающий насос; 20 — сетевой насос; 21, 22 — подпиточный насос; 23 — насос химочищенной воды; 24 — конденсатный насос; 25 — подогреватель химочищенной воды; 26 — охладитель подпиточной воды; 27 — подогреватель хим. обессоленной воды;  
28, 29 — конденсаторы ТГ № 1, № 4; 30 — ПНД; 31 — насос сетевой; 32 — пиковый водогрейный котел № 1; 33 — пиковый водогрейный котел № 2, № 3

 1
 1
 1

1,2 ата
6 ата

на РММ

на город

пар 10 ата на
производство

Бак ГВС

хим. очищенная
вода с ХВО

 2
 3
 3

 5
 5
 6
 6
 7
 7
 7
 7

 8

 9
 10

 11

 12
 12

 13

 13

 14

 13

 12

 14

 15

 15

 17

 18
 18
 18
 18

 19

 20
 20
 20
 20
 21  21
 21
 22
 22
 23  23

 24

 24

 24

 25

 25

 25

 26

 28

 31

 26

 26

 32
 33

Бак ГВС

 29

в Д 6 ата

В линию основного
конденсата перед
ПНД-3 ТГ-1

 16
 В Д 6 ата
 В Д 6 ата

 В Д 6 ата

 27

 30

 В Д 6 ата

 В Д 6 ата

 В Д 6 ата

1,2 ата
1,2 ата
1,2 ата
6 ата
6 ата
6 ата

 4

1.2. Установки сетевого и горячего водоснабжения

Установленная турбина К–25–2,5/1,5 с конденсатором практиче-
ски не используется.
Пиковые водогрейные котлы типа ПТВМ‑50 и ПТВМ‑100 [2] и цех 
химводоподготовки находятся в отдельных зданиях.
Названия водогрейных котлов ПТВМ‑50 и ПТВМ‑100 расшифро-
вываются как пиковые теплофикационные водогрейные газомазутные 
с тепловой мощностью 50 и 100 Гкал/ч.

1.2. Установки сетевого и горячего водоснабжения

Предназначены для обеспечения потребителей теплом, передава-
емым сетевой водой.

Организация подпитки теплосети
Подпитка теплосети производится химочищенной деаэрирован-
ной водой. Сырая вода насосами сырой воды (НСВ) (либо № 1, 3 — 
Д1250–70 производительностью 1250 м 3/ч, H = 70 м вод. ст., либо 
№ 2–1 Д-315–70 Q  = 315 т/ч,  H = 70 м вод. ст., либо № 4–5 НДВ–60 
Q = 250 т/ч,  H = 70 м вод. ст.) перед тем как попасть на химводоочист-
ку проходит систему подогревателей.
После НСВ вода разделяется на два потока: линию обессоливаю-
щей установки и линию подпитки теплосети — по этим двум трубо-
проводам она поступает в цех химводоочистки.
На выходе из ТЭЦ и на входе в цех ХВО имеются перемычки меж-
ду трубопроводами, предназначенные для выравнивания температур 
и возможности работать по одному трубопроводу при выводе в ре-
монт другого.
В связи с уменьшением проходного сечения работа на одном тру-
бопроводе возможна при пониженных расходах сырой воды.
Вода проходит к обессоливающей установке и теплосети СП, ЭОУ, 
ЭОСП ТГ–2,3, поступает в подогреватель сырой воды ПСВ–250 
(ПСВ–125–7–15) и по линии теплосети подается на ПСВТ (ПСВ–200).
Кроме этих подогревателей, сырая вода проходит через воздухоох-
ладители двигателей ПЭНов, маслоохладители ПЭНов, газоохладите-
ли генератора, воздухоохладители возбудителей, откуда возвращает-
ся обратно на всас НСВ, маслоохладители ТГ‑1,2,3; насосами НМО 

1. Тепловая схема ТЭЦ

(3 шт. 8 К‑18 с  Q = 288 м 3/ч, H  = 17,5 м вод. ст.) подается на всас НСВ. 
Также сырая вода подается для охлаждения вращающихся механизмов 
турбинного и котельного отделения, ЭО бойлеров, стопорных клапа-
нов и передних лап ТГ‑2, 3.

Рис. 1.2. Продольный разрез конденсационной турбины:

1 — вал турбины; 2 — цилиндр высокого давления; 3 — валоповоротное устройство;  
4 — ступень низкого давления и выход пара из турбины (в конденсатор); 5 — ступень сред-
него давления; 6 — распределительный диск пара; 7 — рабочие лопатки

В химцехе в двух параллельно включенных осветлителях отстаива-
ются взвешенные частицы, снимаются окисляемость и щелочность. 
Вода может подаваться помимо осветлителей в бак коагулированной 
воды. Далее насосами прокачивается через механические фильтры, 
где освобождается от механических примесей, проходит декарбони-
затор, где происходит уменьшение содержания углекислоты, и сли-
вается в баки декарбонизованной воды. Далее химически очищенная 
вода поступает в турбинный цех по двум параллельным трубопро-
водам ø159 и ø325 мм. Вода, пришедшая по трубопроводу ø325 мм, 
для увеличения скорости потока попадает на всас двух насосов НХП 
(1 Д–315–50–71) и через три секции охладителей подпиточной воды 
(ОПВ) или, помимо них, подается на подогреватели химочищенной 
воды — ПХВ (3 шт. ПСВ–150–7–15), за которыми имеется линия ре-
циркуляции со сбросом обратно на всас НХП. Далее вода поступает 

1.2. Установки сетевого и горячего водоснабжения

в деаэраторы 1,2 атм горячего водоснабжения (ГВС). Вода по трубо-
проводу ø159 мм с ХВО проходит через подогреватель ПСВ‑100 или, 
помимо него, поступает в охладитель выпара ДГВС и далее в деаэратор.
ПХВ питаются тем же паром, что и основные бойлеры. Конденсат 
греющего пара ПХВ двумя насосами (ЦНС‑50/140 и ЦНСг‑38/110) 
подается через регулятор в линию конденсата бойлеров или на всас 
трех конденсатных насосов бойлеров (КНБ) (двух КСД 140/140 и од-
ного КСД 125/140).
Из деаэраторов ГВС химочищенная деаэрированная вода, прой-
дя охладители подпиточной воды, поступает в два бака-аккумулятора 
объемом по 700 м 3 каждый и на всас подпиточных насосов, которыми 
подается в коллектор обратной магистрали теплосети на всас сетевых 
насосов. При этом баки-аккумуляторы выполняют роль демпфера, 
сглаживающего скачки потребления подпиточной воды. При сниже-
нии ее расхода вода в баках копится, при увеличении — скачивается. 
Также возможна подача подпиточной воды потребителям по прямо-
му сетевому трубопроводу в летнее время при ремонте обратного се-
тевого трубопровода.
Кроме этого, предусмотрена подача подпиточной воды по линии 
горячего водоснабжения (ГВ) самотеком к потребителям во время ре-
монта подпиточного узла.
Сетевыми насосами через напорный коллектор сетевая вода пода-
ется на основные бойлеры, затем на пиковые бойлеры (или помимо 
них) и через общую магистраль на водогрейные котлы (либо помимо 
них) потребителям.
Подогрев воды двухступенчатый — в основных подогревателях 
и в пиковых водогрейных котлах ПТВМ‑50 и ПТВМ‑100.

Бойлерная установка (см. рис. 1.3) состоит их трех параллельно 
включенных групп теплообменников (бойлеров): ТГ‑1, ТГ‑2 и ТГ‑3:
· в ТГ‑1: 1–2 сетевых насоса, один основной и один пиковый бой-
лер, включенные последовательно;
· в ТГ‑2: 2 сетевых насоса, 2 основных параллельно включенных 
бойлера и один пиковый бойлер, включенный последовательно 
основным;
· в ТГ‑3: 2 сетевых насоса, 2 основных бойлера, включенные па-
раллельно друг другу.