Турбина пт 80 100 130 13 описание. По эксплуатации паровой турбины

Российская ФедерацияРД

Нормативные характеристики конденсаторов турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

При составлении "Нормативных характеристик" приняты следующие основные обозначения:

Расход пара в конденсатор (паровая нагрузка конденсатора), т/ч;

Нормативное давление пара в конденсаторе, кгс/см*;

Фактическое давление пара в конденсаторе, кгс/см;

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С;

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С;

Температура насыщения, соответствующая давлению пара в конденсаторе, °С;

Гидравлическое сопротивление конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе), мм вод.ст.;

Нормативный температурный напор конденсатора, °С;

Фактический температурный напор конденсатора, °С;

Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;

Номинальный расчетный расход oxлаждающей воды в конденсатор, м/ч;

Расход охлаждающей воды в конденсатор, м/ч;

Полная поверхность охлаждения конденсатора, м;

Поверхность охлаждения конденсатора при отключенном по воде встроенном пучке конденсатора, м.

Нормативные характеристики включают следующие основные зависимости:

1) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор (паровой нагрузки конденсатора) и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:

2) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:

3) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 номинального:

4) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 - номинального:

5) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального;

6) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального:

7) гидравлического сопротивления конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе) от расхода охлаждающей воды при эксплуатационно чистой поверхности охлаждения конденсатора;

8) поправки к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара.

Турбины T-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ оборудованы конденсаторами, у которых около 15% охлаждающей поверхности может использоваться для подогрева подпиточной или обратной сетевой воды (встроенные пучки). Предусмотрена возможность охлаждения встроенных пучков циркуляционной водой. Поэтому в "Нормативных характеристиках" для турбин типа Т-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также зависимости по пп.1-6 для конденсаторов с отключенными встроенными пучками (с сокращенной примерно на 15% поверхностью охлаждения конденсаторов) при расходах охлаждающей воды 0,6-0,7 и 0,44-0,5.

Для турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также характеристики конденсатора с отключенным встроенным пучком при расходе охлаждающей воды 0,78 номинального.

3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ И СОСТОЯНИЕМ КОНДЕНСАТОРА

Основными критериями оценки работы конденсационной установки, характеризующими состояние оборудования, при заданной паровой нагрузке конденсатора, являются давление пара в конденсаторе и отвечающий этим условиям температурный напор конденсатора.

Эксплуатационный контроль за работой конденсационной установки и состоянием конденсатора осуществляется сопоставлением измеренного в условиях эксплуатации фактического давления пара в конденсаторе с определенным для тех же условий (той же паровой нагрузки конденсатора, расхода и температуры охлаждающей воды) нормативным давлением пара в конденсаторе, а также сравнением фактического температурного напора конденсатора с нормативным.

Сравнительный анализ данных измерений и нормативных показателей работы установки позволяет обнаружить изменения в работе конденсационной установки и установить вероятные причины их.

Особенностью турбин с регулируемым отбором пара является длительная их работа, с малыми расходами пара в конденсатор. При режиме с теплофикационными отборами контроль зa температурным напором в конденсаторе не дает надежного ответа о степени загрязнения конденсатора. Поэтому контроль за работой конденсационной установки целесообразно проводить при расходах пара в конденсатор не менее 50% и при отключенной рециркуляции конденсата; это повысит точность определения давления пара и температурного напора конденсатора.

Кроме этих основных величин, для эксплуатационного контроля и для анализа работы конденсационной установки необходимо достаточно надежно определять также и ряд других параметров, от которых зависит давление отработавшего пара и температурный напор, а именно: температуру входящей и выходящей воды, паровую нагрузку конденсатора, расход охлаждающей воды и др.

Влияние присосов воздуха в воздухоудаляющих устройствах, работающих в пределах рабочей характеристики, на и незначительно, тогда как ухудшение воздушной плотности и увеличение присосов воздуха, превышающих рабочую производительность эжекторов, оказывают существенное влияние на работу конденсационной установки.

Поэтому контроль за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановок и поддержанием присосов воздуха на уровне норм ПТЭ является одной из основных задач при эксплуатации конденсационных установок.

Предлагаемые Нормативные характеристики построены для значений присосов воздуха, не превышающих норм ПТЭ.

Ниже приводятся основные параметры, которые необходимо измерять при эксплуатационном контроле за состоянием конденсатора, и некоторые рекомендации для организации измерений и методы определения основных контролируемых величин.

3.1. Давление отработавшего пара

Для получения представительных данных о давлении отработавшего пара в конденсаторе в условиях эксплуатации измерение должно производиться в точках, указанных в Нормативных характеристиках для каждого типа конденсатора.

Давление отработавшего пара должно измеряться жидкостными ртутными приборами с точностью не менее 1 мм рт.ст. (одностекольными чашечными вакуумметрами, баровакуумметрическими трубками).

При определении давления в конденсаторе к показаниям приборов необходимо вводить соответствующие поправки: на температуру столба ртути, на шкалу, на капиллярность (для одностекольных приборов).

Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении вакуума определяется по формуле

Где - барометрическое давление (с поправками), мм рт.ст.;

Разрежение, определенное по вакуумметру (с поправками), мм рт.ст.

Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении баровакуумметрической трубкой определяется как

Где - давление в конденсаторе, определенное по прибору, мм рт.ст.

Барометрическое давление необходимо измерять ртутным инспекторским барометром с введением всех необходимых по паспорту прибора поправок. Допускается также использовать данные ближайшей метеостанции с учетом разности высот расположения объектов.

При измерении давления отработавшего пара прокладку импульсных линий и установку приборов необходимо производить с соблюдением следующих правил монтажа приборов под вакуумом:

• внутренний диаметр импульсных трубок должен быть не менее 10-12 мм;
• импульсные линии должны иметь общий уклон в сторону конденсатора не менее 1:10;
• герметичность импульсных линий должна быть проверена опрессовкой водой;
• запрещается применять запорные устройства, имеющие сальники и резьбовые соединения;
• измерительные устройства к импульсным линиям должны присоединяться с помощью толстостенной вакуумной резины.

3.2. Температурный напор

Температурный напор (°С) определяется как разность между температурой насыщения отработавшего пара и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора

При этом температура насыщения определяется по измеренному давлению отработавшего пара в конденсаторе.

Контроль за работой конденсационных установок теплофикационных турбин должен производиться при конденсационном режиме турбины с выключенным регулятором давления в производственном и теплофикационном отборах.

Паровая нагрузка (расход пара в конденсатор) определяется по давлению в камере одного из отборов, значение которого является контрольным.

Расход пара (т/ч) в конденсатор при конденсационном режиме равен:

Где - расходный коэффициент, числовое значение которого приведено в технических данных конденсатора для каждого типа турбин;

Давление пара в контрольной ступени (камере отбора), кгс/см.

При необходимости эксплуатационного контроля за работой конденсатора при теплофикационном режиме турбины расход пара определяется приближенно расчетным путем по расходам пара в одну из промежуточных ступеней турбины и расходам пара в теплофикационный отбор и на регенеративные подогреватели низкого давления.

Для турбины T-50-130 ТМЗ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:

• при одноступенчатом подогреве сетевой воды

• при двухступенчатом подогреве сетевой воды

Где и - расходы пара соответственно через 23-ю (при одноступенчатом) и 21-ю (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) ступени, т/ч;

Расход сетевой воды, м/ч;

; - нагрев сетевой воды соответственно в горизонтальном и вертикальном сетевых подогревателях, °С; определяется как разность температур сетевой воды после и до соответствующего подогревателя.

Расход пара через 23-ю ступень определяется по рис.I-15, б, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давления пара в нижнем теплофикационном отборе .

Расход пара через 21-ю ступень определяется по рис.I-15, а, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давлению пара в верхнем теплофикационном отборе .

Для турбин типа ПТ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:

• для турбин ПТ-60-130/13 ЛМЗ

• для турбин ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Где - расход пара на выходе из ЧСД, т/ч. Определяется по рис.II-9 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в V отборе (для турбин ПТ-60-130/13) и по рис.III-17 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в IV отборе (для турбин ПТ-80/100-130/13);

Нагрев воды в сетевых подогревателях, °С. Определяется по разности температур сетевой воды после и до подогревателей.

Давление, принятое за контрольное, необходимо измерять пружинными приборами класса точности 0,6, периодически и тщательно проверенными. Для определения истинного значения давления в контрольных ступенях к показаниям прибора необходимо ввести соответствующие поправки (на высоту установки приборов, поправку по паспорту и т.д.).

Расходы свежего пара на турбину и сетевой воды, необходимые для определения расхода пара в конденсатор, измеряются штатными расходомерами с введением поправок на отклонение рабочих параметров среды от расчетных.

Температура сетевой воды измеряется ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С.

3.4. Температура охлаждающей воды

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор измеряется на каждом напорном водоводе в одной точке. Температура воды на выходе из конденсатора должна измеряться не менее чем в трех точках в одном поперечном сечении каждого сливного водовода на расстоянии 5-6 м от выходного фланца конденсатора и определяться как средняя по показаниям термометров во всех точках.

Температура охлаждающей воды должна измеряться ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С, установленными в термометрических гильзах длиной не менее 300 мм.

3.5. Гидравлическое сопротивление

Контроль за загрязнением трубных досок и трубок конденсатора осуществляется по гидравлическому сопротивлению конденсатора по охлаждающей воде, для чего измеряется перепад давлений между напорными и сливными патрубками конденсаторов ртутным двухстекольным U-образным дифманометром, устанавливаемым на отметке ниже точек измерения давления. Импульсные линии от напорного и сливного патрубков конденсаторов должны быть заполнены водой.

Гидравлическое сопротивление (мм вод.ст.) конденсатора определяется по формуле

Где - перепад, измеренный по прибору (с поправкой на температуру столба ртути), мм рт.ст.

При измерении гидравлического сопротивления одновременно определяется и расход охлаждающей воды в конденсатор для возможности сравнения с гидравлическим сопротивлением по Нормативным характеристикам.

3.6. Расход охлаждающей воды

Расход охлаждающей воды на конденсатор определяется по тепловому балансу конденсатора или непосредственным измерением сегментными диафрагмами, устанавливаемыми на напорных подводящих водоводах. Расход охлаждающей воды (м/ч) по тепловому балансу конденсатора определяется по формуле

Где - разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата, ккал/кг;

Теплоемкость охлаждающей воды, ккал/кг·°С, равная 1;

Плотность воды, кг/м, равная 1.

При составлении Нормативных характеристик принималась равной 535 или 550 ккал/кг в зависимости от режима работы турбины.

3.7. Воздушная плотность вакуумной системы

Воздушная плотность вакуумной системы контролируется по количеству воздуха на выхлопе пароструйного эжектора.

4. ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ МОЩНОСТИ ТУРБОУСТАНОВКИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ С ПОНИЖЕННЫМ ПО СРАВНЕНИЮ С НОРМАТИВНЫМ ВАКУУМОМ

Отклонение давления в конденсаторе паровой турбины от нормативного приводит при заданном расходе тепла на турбоустановку к снижению развиваемой турбиной мощности.

Изменение мощности при отличии абсолютного давления в конденсаторе турбины от нормативного его значения определяется по полученным экспериментальным путем поправочным кривым. На графиках поправок, включенных в данные Нормативные характеристики конденсаторов, показано изменение мощности для различных значений расхода пара в ЧНД турбины. Для данного режима турбоагрегата определяется и по соответствующей кривой снимается значение изменения мощности при изменении давления в конденсаторе от до .

Это значение изменения мощности и служит основой для определения превышения удельного расхода тепла или удельного расхода топлива, установленных при данной нагрузке для турбины.

Для турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ расход пара в ЧНД для определения недовыработки мощности турбины из-за повышения давления в конденсаторе может быть принят равным расходу пара в конденсатор.

I. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К2-3000-2 ТУРБИНЫ Т-50-130 ТМЗ

1. Технические данные конденсатора

Площадь поверхности охлаждения:

без встроенного пучка
Диаметр трубок:
наружный
внутренний
Количество трубок
Число ходов вода
Число потоков
Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-2

• при конденсационном режиме - по давлению пара в IV отборе:

2.3. Разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата () принимать:

Рис.I-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =3000 м

Рис.I-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =3000 м

Рис.I-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =3000 м

Рис.I-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =3000 м

Рис.I-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =3000 м

Рис.I-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =3000 м

Рис.I-7. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =2555 м

Рис.I-8. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =2555 м

Рис.I-9. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =2555 м

Рис.I-10. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =2555 м

Рис.I-11. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =2555 м

Рис.I-12. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =2555 м

Рис.I-13. Зависимость гидравлического сопротивления от расхода охлаждающей воды в конденсатор:

1 - полная поверхность конденсатора; 2 - с отключенным встроенным пучком

Рис.I-14. Поправка к мощности турбины Т-50-130 ТМЗ на отклонение давление пара в конденсаторе (по данным "Типовой энергетической характеристики турбоагрегата Т-50-130 ТМЗ" . М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)

Рис.l-15. Зависимость расхода пара через турбину Т-50-130 ТМЗ от расхода свежего пара и давления в верхнем теплофикационном отборе (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) и давления в нижнем теплофикационном отборе (при одноступенчатом подогреве сетевой воды):

а - расход пара через 21-ю ступень; б - расход пара через 23-ю ступень

II. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА 60КЦС ТУРБИНЫ ПТ-60-130/13 ЛМЗ

1. Технические данные

Полная площадь поверхности охлаждения
Номинальный расход пара в конденсатор
Расчетное количество охлаждающей воды
Активная длина конденсаторных трубок Диаметр трубок:
наружный
внутренний
Количество трубок
Число ходов воды
Число потоков

Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-700

2. Указания по определению некоторых параметров конденсационной установки

2.1. Давление отработавшего пара в конденсаторе определять как среднее значение по двум измерениям.

Расположение точек измерения давления пара в горловине конденсатора показано на схеме. Точки измерения давления расположены в горизонтальной плоскости, проходящей на 1 м выше плоскости соединения конденсатора с переходным патрубком.

2.2. Расход пара в конденсатор определять:

• при конденсационном режиме - по давлению пара в V отборе;

• при теплофикационном режиме - в соответствии с указаниями разд.3.

2.3. Разность теплосодержания отработавшего пара и конденсата () принимать:

• для конденсационного режима 535 ккал/кг;
• для теплофикационного режима 550 ккал/кг.

Рис.II-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды.

Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска – насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ–120–2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины – сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей сопловой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод агрегат с частотой 0,0067.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует вращению ротора 50.Допускаеться длительная работа турбины при частоте сети от 49 до 50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13

Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД №1. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели – поверхностного типа.

ПВД № 5,6 и 7 – вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД (кроме ПНД №1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей – каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

3 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:

а) Конденсатор типа 80–КЦСТ–1 в количестве трёх штук, по одному на каждую турбину;

б) Основной эжектор типа ЭП–3–700–1 в количестве шести штук, по два на каждую турбину;

в) Подогреватели низкого давления типа ПН–130–16–10–II (ПНД №2) и ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);

г) Подогреватели высокого давления типа ПВ–450–230–25 (ПВД №1), ПВ–450–230–35 (ПВД №2) и ПВ–450–230–50 (ПВД № 3).

Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 – характеристики конденсатора

Таблица 3 – характеристики основного эжектора конденсатора

Комплексная модернизация паровой турбины ПТ-80/100-130/13

Целью модернизации является увеличение электрической и теплофикационной мощности турбины с повышением экономичности турбоустановки. Модернизация в объеме основной опции заключается в установке сотовых надбандажных уплотнений ЦВД и замене проточной части среднего давления с изготовлением нового ротора НД с целью увеличения пропускной способности ЧСД до 383 т/ч. При этом сохраняется диапазон регулирования давления в производственном отборе, максимальный расход пара в конденсатор не изменяется.
Заменяемые узлы при модернизации турбоагрегата в объёме основной опции:

• Установка сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД;
• Направляющий аппарат ЦСНД;
• Седла РК ЧСД большего пропускного сечения с доработкой паровых коробок верхней половины корпуса ЧСД под установку новых крышек;
• Регулирующие клапаны СД и кулачково-распределительное устройство;
• Диафрагмы 19-27 ступеней ЦСНД, укомплектованные надбандажными сотовыми уплотнениями и уплотнительными кольцами с витыми пружинами;
• Ротор СНД с установленными новыми рабочими лопатками 18-27 ступеней ЦСНД с цельнофрезерованными бандажами;
• Обоймы диафрагм №1, 2, 3;
• Обойма передних концевых уплотнений и уплотнительные кольца с витыми пружинами;
• Насадные диски 28, 29, 30 ступеней сохраняются в соответствии с существующей конструкцией, что позволяет сократить затраты на проведение модернизации (при условии использования старых насадных дисков).

Кроме того, в объёме основной опции предусматривается установка в козырьки диафрагм сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД с приваркой уплотняющих усов на бандажи рабочих лопаток.

В результате модернизации по основной опции достигается следующее:

1. Увеличение максимальной электрической мощности турбины до 110 МВт и мощности теплофикационного отбора до 168,1 Гкал/ч, за счет сокращения промышленного отбора.
2. Обеспечение надёжной и маневренной работы турбоустановки на всех эксплуатационных режимах работы, в том числе при минимально возможных давлениях в промышленном и теплофикационном отборах.
3. Повышение показателей экономичности турбоустановки;
4. Обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических показателей в течение межремонтного периода.

Эффект от модернизации в объеме основного предложения:

Режимы турбоагрегата	Электрическая мощность, МВт	Расход пара на теплофикацию, т/ч	Расход пара на производство, т/ч
Конденсационный
Номинальный
Максимальной мощности
С максимальным теплофикационным отбором
Увеличение КПД ЧСД
Увеличение КПД ЦВД

Дополнительные предложения (опции) по модернизации

• Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений
• Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом
• Высокогерметичные уплотнения штоков регулирующих клапанов ЦВД

Эффект от модернизации по дополнительным опциям

№ п/п	Наименование	Эффект
	Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений	Увеличение мощности на 0,21-0,24 МВт - повышение КПД ЦВД на 0,3-0,4% - повышение надежности работы остановах турбин
	Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом	Конденсационный режим: - увеличение мощности на 0,76 МВт - повышение КПД ЦСНД 2,1%
	Уплотнение поворотной диафрагмы	Повышение экономичности турбоустановки при работе в режиме с полностью закрытой поворотной диафрагмой 7 Гкал/час
	Замена надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на сотовые	Повышение КПД цилиндров (ЦВД на 1,2-1,4%, ЦСНД на 1%); - увеличение мощности (ЦВД на 0,6-0,9 МВт, ЦСНД на 0,2 МВт); - улучшение надёжности работы турбоагрегатов; - обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических показателей в течение межремонтного периода; - обеспечение надёжной, без снижения экономичности работы надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на переходных режимах, в т.ч. при аварийных остановах турбин.
	Замена регулирующих клапанов ЦВД	Увеличение мощности на 0,02-0,11 МВт - повышение КПД ЦВД на 0,12% - повышение надежности работы
	Установка сотовых концевых уплотнений ЦНД	Устранение присосов воздуха через концевые уплотнения - повышение надежности работы турбины - повышение экономичности турбины - стабильность достигнутых технико-экономических показателей в течение всего межремонтного периода - надёжная, без снижения экономичности работа концевых уплотнений ЦНД в переходных режимах, в т.ч. при аварийных остановах турбин

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13

МОЩНОСТЬЮ 80 МВт

Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофи­кационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора пере­менного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.

Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогревате­ли для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.

Турбина имеет регулируемые отборы пара: про­изводственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижний-0,3-1 кгс/см 2 абс.

Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, уста­новленной в камере нижнего теплофикационного отбора.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем - при включенном одном нижнем теплофи­кационном отборе.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, кото­рые питаются паром из отборов турбины (регули­руемых и нерегулируемых).

Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем по­казателям.

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см 2 абс.	Температура, С
ПВД № 6
Деаэратор
ПНД № 2
ПНД № 1

Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.

При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температу­ре охлаждающей воды 20° С, полностью включен­ной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при ра­боте турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величи­ны регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного от­бора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производст­венного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутст­вии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофика­ционных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номиналь­ной мощности 80 МВт и отсутствии производствен­ного отбора максимальные теплофикационные от­боры составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при мак­симальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125- 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545- 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и тепло­фикационных отборов пара до нуля.

При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допуска­ется работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диа­граммой режимов.

Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофика­ционного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего ко­леса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и дав­лениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикацион­ного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном от­боре с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.

Лопаточный агрегат турбины рассчитан на ра­боту при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49-50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.

Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния-5 ч; через 48 ч простоя-3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя-2 ч 30 мин; через 6-8 ч про­стоя - 1 ч 15 мин.

Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при усло­вии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диа­фрагме.

Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приве­дены гарантийные удельные расходы тепла. Удель­ный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.

Таблица 3

Мощность на клеммах генератора, МВт	Производственный отбор		Теплофикационный отбор		Температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, ПСГ 1, °С	КПД генератора, %	Температура подогрева питательной воды, °С	Удельный расход тепла, ккал/кВтч
	Давление, кгс/см 2 абс.		Давление, кгс/см 2 абс.	Количество отбираемого пара, т/ч

* Регуляторы давления в отборах выключены .

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Про­точная часть ЦВД имеет одновенечную регули­рующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней дав­ления, вторая (между теплофикационными отбо­рами) имеет две ступени давления и третья имеет регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления цельнокованый. Пер­вые десять дисков ротора низкого давления откова­ны заодно с валом, остальные три диска - насад­ные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются посредством жесткой муф­ты.

Критические числа оборотов валопровода тур­бины и генератора в минуту: 1 580; 2214; 2470; 4650 соответствуют I, II, III и IV тонам поперечных колебаний.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар посту­пает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регули­руемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Теплофикационные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. По выходе из по­следних ступеней ЦНД турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 кгс/см 2 абс. температуре около 140°С из коллектора, питаемо­го паром из уравнительной линии деаэратора (6 кгс/см 2 абс.) или парового пространства бака.

Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охла­дитель.

Фикспункт турбины расположен на раме турби­ны со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на перед­нее уплотнение ЦВД.

Регулирование и защита. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования (рис. 3);

1- ограничитель мощности; 2-блок золотни­ков регулятора скорости; 3-дистанционное управ­ление; 4-сервомотор автоматического затвора; 5-регулятор частоты вращения; 6-регулятор безопасности; 7-золотники регулятора безопасно­сти; 8-дистанционный указатель положения сер­вомотора; 9-сервомотор ЧВД; 10-сервомотор ЧСД; 11-сервомотор ЧНД; 12-электрогидрав­лический преобразователь (ЭГП); 13-суммирую­щие золотники; 14-аварийный электронасос; 15-резервный электронасос смазки; 16-пуско­вой электронасос системы регулирования (пере­менного тока);

I -напорная линия 20 кгс/см 2 абс.; II -линия к золотнику сервомотора ЦВД; III -линия к зо­лотнику сервомотора Ч"СД; IV-линия к золотник у сервомотора ЧНД; V-линия всасывания цент­робежного главного насоса; VI-линия смазки до маслоохладителей; VII-линия к автоматиче­скому затвору; VIII-линия от суммирующих зо­лотников к регулятору скорости; IX-линия до­полнительной защиты; Х- прочие линии.

Рабочей жидкостью в системе является мине­ральное масло.

Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов перед ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляют­ся регулятором частоты вращения и регуляторами давления отборов.

Регулятор предназначен для поддержания ча­стоты вращения турбогенератора с неравномер­ностью около 4%. Он снабжен механизмом управ­ления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора, причем обеспечивается возможность синхрониза­ции генератора при любой аварийной частоте в системе; поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиноч­ной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.

Механизм управления может приводиться в действие как вручную-непосредственно у турби­ны, так и дистанционно-со щита управления.

Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 2 кгс/см 2 для производст­венного отбора и около 0,4 кгс/см 2 для теплофика­ционного отбора.

В системе регулирования имеется электрогид­равлический преобразователь (ЭГП), на закрытие и открытие регулирующих клапанов которого воз­действуют технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы.

Для защиты от недопустимого возрастания ча­стоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворот­ной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнитель­ная защита на блоке золотников регулятора скоро­сти, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.

Турбина снабжена электромагнитным выклю­чателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЧНД.

Воздействие на электромагнитный выключатель осуществляют: реле осевого сдвига при перемеще­нии ротора в осевом направлении на величину,

превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конден­саторе до 470 мм рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подает предупреди­тельный сигнал); потенциометры температуры све­жего пара при недопустимом понижении темпера­туры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с с одновременной подачей аварийного сигнала.

Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.

Обратные клапаны предназначены для предот­вращения разгона турбины обратным потоком пара и установлены на трубопроводах (регулируемых и нерегулируемых) отборов пара. Клапаны закры­ваются противотоком пара и от автоматики.

Турбоагрегат оборудован электронными регу­ляторами с исполнительными механизмами для поддержания: заданного давления пара в коллекторе конце­вых уплотнений путем воздействия на клапан пода­чи пара из уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/см 2 или из парового пространства бака; уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мм, (этим же регулятором включается рециркуляция конденсата при малых расходах пара в конденса­торе) ; уровня конденсата греющего пара во всех подо­гревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами: для совместного отключения всех ПВД с одно­временным включением обводной линии и подачей сигнала (устройство срабатывает в случае аварий­ного повышения уровня конденсата вследствие повреждений или нарушений плотности трубной системы в одном из ПВД до первого предела); атмосферными клапанами-диафрагмами, кото­рые установлены на выхлопных патрубках ЦНД и открываются при повышении давления в патруб­ках до 1,2 кгс/см 2 абс.

Система смазки предназначена для питания маслом Т-22 ГОСТ 32-74 системы регулирования и системы смазки подшипников.

В систему смазки до маслоохладителей масло подается при помощи двух инжекторов, включен­ных последовательно.

Для обслуживания турбогенератора в период его пуска предусматривается пусковой масляный электронасос с частотой вращения 1 500 об/мин.

Турбина снабжена одним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоян­ного тока.

При снижении давления смазки до соответству­ющих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.

При давлении ниже допустимого турбина и валоповоротное устройство отключаются от сигнала РДС на электромагнитный выключатель.

Рабочая емкость бака сварной конструкции со­ставляет 14 м 3 .

Для очистки масла от механических примесей в баке установлены фильтры. Конструкция бака позволяет производить быструю безопасную сме­ну фильтров. Имеется фильтр тонкой очистки мас­ла от механических примесей, обеспечивающий по­стоянную фильтрацию части расхода масла, потребляемого системами регулирования и смазки.

Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные вертикальные), предназначенных для работы на пресной охлажда­ющей воде из циркуляционной системы при темпе­ратуре, не превышающей 33° С.

Конденсационное устройство, предназначенное для обслуживания турбоустановки, состоит из конденсатора, основных и пусковых эжекторов, конденсатных и циркуляционных насосов и водя­ных фильтров.

Поверхностный двухходовой конденсатор с об­щей поверхностью охлаждения 3 000 м 2 предназна­чен для работы на пресной охлаждающей воде. В нем предусмотрен отдельный встроенный пучок по­догрева подпиточной или сетевой воды, поверхность нагрева которого составляет около 20% от всей поверхности конденсатора.

С конденсатором поставляется уравнительный сосуд для присоединения датчика электронного ре­гулятора уровня, воздействующего на регулирую­щий и рециркуляционный клапаны, установленные на трубопроводе основного конденсата. Конденса­тор имеет встроенную в паровую часть специаль­ную камеру, в которой устанавливается секция ПНД № 1.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (один ре­зервный), предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теп­лообмена и одного пускового эжектора для быст­рого поднятия вакуума в конденсаторе до 500- 600 мм рт. ст.

В конденсационном устройстве устанавливают­ся два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охла­дители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.

Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохлади­телям агрегата, устанавливаются фильтры с по­воротными сетками для промывки на ходу.

Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воз­духа при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.

Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конден­сатора, установленная у пускового эжектора.

Регенеративное устройство предназначено для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Установка состоит из поверхностного кон­денсатора рабочего пара, основного эжектора, по­верхностных охладителей пара из лабиринтовых уп­лотнений, поверхностных ПНД, после которых кон­денсат турбины направляется в деаэратор поверх­ностных ПВД для подогрева питательной воды пос­ле деаэратора в количестве около 105% от макси­мального расхода пара турбиной.

ПНД № 1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой. ПВД №№ 5, 6 и 7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.

ПВД снабжаются групповой защитой, состоя­щей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД снабжены каждый, кроме ПНД № 1, регулирующим клапаном отвода конденсата, управляемым электронным "регулятором.

Слив конденсата греющего пара из подогрева­телей - каскадный. Из ПНД № 2 конденсат отка­чивается сливным насосом.

Конденсат из ПВД № 5 непосредственно направ­ляется в деаэратор 6 кгс/см 2 абс. или при недоста­точном давлении в подогревателе при малых нагруз­ках турбины автоматически переключается на слив в ПНД.

Характеристики основного оборудования реге­неративной установки приведены в табл. 4.

Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринто­вых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель СП.

Отсос пара из промежуточных отсеков лабирин­товых уплотнений турбины производится в охлади­тель вертикального типа СО. Охладитель включен в регенеративную схему подогрева основного кон­денсата после ПНД № 1.

Конструкция охладителя аналогична конструк­ции подогревателей низкого давления.

Подогрев сетевой воды осуществляется в уста­новке, состоящей из двух сетевых подогревателей № 1 и 2 (ПСГ № 1 и 2), включенных по пару со­ответственно в нижний и верхний отопительные от­боры. Тип сетевых подогревателей-ПСГ-1300-3-8-1.

Наименование оборудования		Поверхность нагрева, м 2	Параметры рабочей среды		Давление, кгс/см 2 абс., при гидравлическом испытании в пространствах
			Расход воды, м 3 /ч	Сопротив-ление, м вод. ст.
	Встроен в конденсатор
ПНД №2	ПН-130-16-9-II
ПНД №3
ПНД №4
ПНД №5	ПВ-425-230-23-1
ПНД №6	ПВ-425-230-35-1
ПНД №7
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений	ПН-130-1-16-9-11
Охладитель пара из концевых камер уплотнений

Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного объеди­нения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ ЛМЗ) с промышлен­ным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска теп­ла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80».

Турбина ПТ-80/100-130/13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсо­лютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолют­ным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.

Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного от­бора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отбо­ре — при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количест­ве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80/100-130/13

Параметр	ПТ-8О/100-130/13
1. Мощность, МВт
номинальная	80
максимальная	100
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа	12.8
температура. °С	555
284 (78.88)
4. Расход отбираемого пара на производств. нужды, т/ч
номинальный	185
максимальный	300
5. Давление производственного отбора, МПа	1.28
6. Максимальный расход свежего пара, т/ч	470
7. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах пара, МПа
в верхнем	0.049-0.245
в нижнем	0.029-0.098
8. Температура воды, °С
питательной	249
охлаждающей	20
9. Расход охлаждающей воды, т/ч	8000
10. Давление пара в конденсаторе, кПа	2.84

При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20 °С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100% расхода пара через турби­ну, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревом се­тевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минималь­ном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

— номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

— производственный отбор — 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

— суммарный отопительный отбор — 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях: в верхнем отборе — 0,088 МПа и в нижнем отборе — 0,034 МПа;

— максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине производственного от­бора и отсутствии отопительных отборов мощность турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии отопительных отборов максимальный про­изводственный отбор составит -250 т/ч;

— максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420 ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии производственного от­бора мощность турбины составляет около 75 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные отопительные отборы составят око­ло 250 ГДж/ч (-120 т/ч).

— максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопи­тельных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с температурой 20 °С, пол­ностью включенной регенерации составит 80 МВт. Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диафрагмой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок

При охлаждении конденсатора сетевой водой турбина может работать по теплово­му графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следую­щих отклонениях основных параметров от номинальных:

• при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свеже­го пара — давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от 545 до 560 °С; при этом тем­пература охлаждающей воды должна быть не выше 20 °С;
• при повышении температуры охлаждающей воды при входе в конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;
• при одновременном уменьшении величин производственного и отопительных от­боров пара до нуля.
• при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С до­пускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжитель­ность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.

Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используеться подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа, температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды при этом: давление 15,93МПа, температура 233 °С и расход 130 кг/с.