НАЧАЛО ОСВОЕНИЯ ИМПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Глава из книги "Мосэнерго за 40 лет" под редакцией М.Я. Уфаева, А.П. Немова, Я. М. Островского и Г. С. Сафразбекяна 1958 года выпуска.
Первыми паровыми двигателями, которыми была оснащена старейшая электростанция системы — ГЭС № 1, пущенная в 1897 г., были вертикальные паровые машины мощностью от 500 до 1 200 л. с. с числом оборотов 100—150 в минуту, работавшие насыщенным паром с давлением 10 ат. В период с 1905 по 1911 г. паровые машины ГЭС № 1 были заменены более совершенными и экономичными агрегатами — турбогенераторами.
К 1917 г. электростанции Московской энергосистемы (ГЭС № 1, ГЭС № 2 и ГРЭС № 3 имени Классона) были оборудованы импортными конденсационными турбинами мощностью 3—10 тыс. квт на начальное давление 12—13 ата и температуру 300—320° С.
Из-за низких начальных параметров пара, отсутствия регенеративного подогрева питательной воды и небольшой мощности турбины имели большой удельный расход пара 6,5— 7,2 кг/квт . ч и тепла 4 300—5 000 ккал/квт.ч. Установленные котлы имели небольшую поверхность нагрева (300—730 м2) и низкую паропроизводительность 6—15 т/ч.
Котельное и турбинное оборудование из-за несвоевременных ремонтов и замены изношенных и поврежденных деталей к началу восстановительного периода (1922— 1923 гг.) оказалось настолько сильно изношенным, что в некоторых случаях работало с ограниченными нагрузками. Восстановление, расширение и строительство новых электростанций Московской энергосистемы базировались из-за слабости отечественной котлотурбинной промышленности в основном на импортном оборудовании и опыте заграничных фирм.
Основным типом турбин, установленных на электростанциях Московской энергетической системы в период 1921 —1927 гг., были конденсационные турбины мощностью по 16— 17,5 тыс. квт на начальные параметры пара 17—21 ата и 350—375° С. Турбины имели один-два регенеративных отбора пара для подогрева воды до 80—90° С и отличались более высокими технико-экономическими показателями, чем ранее установленные. Удельный расход пара при полной нагрузке турбин составлял 4,8—5,2 кг/квт . ч и тепла 3 330 —1 3 780 ккал/квт . ч.
Установленные в тот период котлы отличались помимо повышенного давления пара ростом поверхности нагрева и увеличением паропроизводительности до 40—65 т/ч. Введенный в эксплуатацию в 1923 г. на ГЭС № 1 котел № 41 имел рекордную по тому времени поверхность нагрева 1 400 м2.
В период выполнения первого пятилетнего плана (1928—1932 гг.) мощность и параметры устанавливаемых котлов и турбин были значительно повышены. В 1928—1929 гг. на Шатурской ГРЭС пущены турбогенераторы № 4 и 5 мощностью по 44 тыс. квт на начальные параметры пара 17 ата и 375° С. Эти турбины были в то время самыми мощными в Советском Союзе. На Каширской ГРЭС в 1930—1932 гг. пущены три турбогенератора мощностью по 50 тыс. квт на начальные параметры пара 26 ата и 375—385° С. Общая мощность этих турбин составила около 70% от введенной за пятилетие мощности. Турбины имели хорошо развитую систему регенерации и обладали высокой по тому времени экономичностью. Удельный расход тепла при полной нагрузке составлял 2 800—3 000 ккал/квт . ч. Монтаж и эксплуатация разнообразного импортного оборудования явились хорошей школой для изучения достоинств и недостатков отдельных конструкций и подготовки кадров для отечественной энергетики и энергомашиностроения. На основании опыта монтажа и эксплуатации котельного и турбинного оборудования в системе Мосэнерго были разработаны пособия для персонала, исследованы вопросы оптимального режима регенеративного подогрева питательной воды, разработаны новые приемы эксплуатации оборудования.
Для повышения надежности работы установленного оборудования оказалось необходимым провести ряд реконструктивных мероприятий. Были улучшены сепарация влаги в барабанах котлов, распределение пара по змеевикам пароперегревателей, ликвидированы газовые коридоры и температурные перекосы в пароперегревателях, вызывавшие частые повреждения труб пароперегревателей.
Низкое качество чугуна, примененное для диафрагм и цилиндров турбин, приводило к росту чугуна, короблению диафрагм и появлению трещин в цилиндрах. Эти дефекты были ликвидированы заменой чугунных диафрагм на стальные и в некоторых случаях (турбина № 3 мощностью -16 тыс. квт на Шатурской ГРЭС) заменой цилиндра.
На турбогенераторах Каширской и Шатурской ГРЭС были выявлены и устранены причины хронической вибрации подшипников, обусловленной недостатками конструкции фундаментов. Облопачивание ряда турбин имело частые повреждения вследствие резонансных колебаний рабочих лопаток при работе турбины. Повышение надежности обло-пачивания турбин было достигнуто путем ежегодных проверок и при необходимости настройкой вибрационных характеристик лопаток во время капитальных ремонтов. В отдельных случаях была произведена замена старой конструкции аварийных рабочих лопаток на новую. На Каширской ГРЭС были впервые разработаны и внедрены промывки проточной части турбин от солей и хлорирование циркуляционной воды жидким хлором.
В процессе освоения и усовершенствования импортного оборудования проводилось усовершенствование схем трубопроводов и тепловых схем станции — сокращение количества дренажей, продувок и фланцевых соединений, удаление водоотделителей на паропроводах перед турбинами, демонтаж испарительных установок, установка деаэраторов для деаэрации питательной воды, упрощение схем трубопроводов с ликвидацией лишней арматуры и параллельных связей.