Турбина пт 135 165 130 15 описание. Приложение

При параметрах системы теплоснабжения t 1 /t 2 = 150/70 °С принимаем коэффициент теплофикации α ТЭЦ = 0,5 . Температура сетевой воды после сетевых подогревателей

t ПСВ -2 = t 2 + α ТЭЦ ·(t 1 - t 2) = 70 + 0,5·(150 - 70) = 110 °С .

Принимаем температурную разность теплоносителей
δt C П = 3 °C , тогда а p СП - 2 = 0,158 МПа .

С учетом потери давления в трубопроводе от турбины до сетевого подогревателя Δp = 8 %, давление в камере отбора составит

p ТВ = p СП-2 / 0,92 = 0,158/0,92 = 0,172 МПа .

При давлении в верхнем теплофикационном отборе
p ТВ = 0,172 МПа тепловая нагрузка на первый сетевой подогреватель достигает 60 % от всей нагрузки на бойлерную. Устанавливаем давление в камере отбора на ПСВ-1:

t ПСВ -1 =t 2 + 0,6·(t ПСВ -2 –t 2) = 70 + 0,6·(110 - 70) = 94 °С,

p СП-1 =0,091 МПа, p ТН =0,0988/0,92 МПа .

Примем следующие потери давления в органах регулирования:

в ЧВД – 5 % , в ЧСД – 10 % , в ЧНД – 15 % (в камере I отбора), 20 % (перед регулирующей диафрагмой).

Примечание 1. В рассматриваемом случае принимается, что в турбине ПТ-135-12,8/1,5 регулируются все три отбора (промышленный и оба теплофикационных). Такое регулирование может осуществляться и в турбине ПТ-80-12,8/1,3.

Примечание 2 . При двухступенчатом подогреве сетевой воды и одном регулируемом отборе (все турбины типа Т) процесс расширения пара в турбине аналогичен процессу, изображенному на рис. 2,в.

Определение давления в верхнем теплофикационном отборе производится так же, как и в примере расчета турбины ПТ-135-130/15. Студентам специальностей 100600, 100100 давление в нижнем теплофикационном отборе рекомендуется находить упрощенно, из условия равенства подогревов сетевой воды в верхнем и нижнем сетевых подогревателях. Студентам специальности 100500 это давление необходимо находить путем совместного решения уравнения расхода пара через теплофикационный отсек (между отопительными отборами) и уравнения тепловой характеристики подогревателя с учетом дросселирования в паропроводах отбора.

Система уравнений выглядит следующим образом:

где p ТН, p ТВ, p ТН,0 , p ТЕ,0 – давление пара в нижнем и в верхнем теплофикационных отборах в рассматриваемом и расчетном режимах соответственно;

D т0 , D т0 0 –расходы пара через теплофикационный отсек в рассматриваемом и расчетном режимах;

t ТН н – температура насыщения при давлении в нижнем теплофикационном отборе;

q СП-1 –теплота конденсации пара в СП-1;

D СП-1 –расход пара на СП-1;

t ОС –температура обратной сетевой воды;

W –расход сетевой вода;

c в –теплоемкость воды;

δt, δt др –недогрев в подогревателе и потеря от дросселирования.

Расход пара через теплофикационный отсек в общем случае складывается из расходов на сетевой подогреватель нижней ступени D СП-1 , на ПНД-1 (D ПНД-1 ) и конденсатор D к:

D т0 = D СП-1 + D ПНД-1 + D к.

При минимальных вентиляционных пропусках пара в конденсатор величиной D ПНД-1 можно пренебречь. Пропуск пара при закрытой регулирующей диафрагме ЧНД зависит от давления пара в камере отбора перед ней p ТН и оценивается по ее характеристике: D min к = k p ТН,

где k – коэффициент пропорциональности, кг/(с·МПа)

k = 0,39544 для T–100–12,8,

k = 1,77812 для Т–250–23,5.

Решение указанной выше системы уравнений осуществляется путем подбора величины D т0 (D СП-1 + D min к ), которая должна быть такой, чтобы значение p ТН, найденное из уравнений системы в виде функции p ТН = f (t тн н), было одинаковым. После этого определяется температура сетевой воды после СП-1:

Тогда давления пара за регулирующими клапанами и поворотной диафрагмой составят:

p 0 " = 0,95 ·p 0 =0,95·12,753 = 12,115 МПа ,

p 3  = 0,9 ·p 3 = 0,9·1,4715 = 1,324 МПа ,

p 6  = 0,85 ·p 6 = 0,85·1,176 = 0,15 МПа ,

p 7  = 0,75 ·p 7 = 0,75·0,104 = 0,0779 МПа .

Конечное давление p К = 0,002943 МПа = 0,0029 МПа .

Принимаем следующие значения внутренних относительных КПД по отсекам для рассматриваемого режима:

0,8144 – ЧВД,

0,8557 – ЧСД,

0,1504 – ЧНД, причем для промежуточного отсека 0,75 , а для последних ступеней 0,106 .

Процесс расширения пара в турбине показан на рис.6.

Данные расчета сведены в табл. 6.

Схема построения процесса:

По h, s –диаграмме h 3а. = 2892 кДж/кг

h 3 = h 0 - (h 0 -h 3а) 3488,2-(3488,2-2892)·0,8144=3002,7 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h 6а. = 2596 кДж/кг

h 6 =h 3 - (h 3 -h 6а ) 3002,7-(3002,7-2596)·0,8554=2654,8 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h ка. = 2156 кДж/кг

h к =h 6 - (h 6 -h ка ) 2604,7-(2604,7-2156)·0,1504=2537,2 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h 7а. = 2588 кДж/кг

h 7 =h 6 - (h 6 -h 7а ) 2654,8-(2654,8-2588)·0,75 = 2604,7 кДж/кг.

Поиск параметров воды и пара для турбины ПТ-135/165-12,8/1,5 производится при тех же условиях, какие были приняты выше.

1. Температура конденсата после конденсатора та же, что и для пара: t к = 23,8°C; ct к = 101,0 кДж/кг (при t = 23,8 °C,
p к.н.= 1,275 МПа ).

2. Параметры основного конденсата (ОК) после эжекторного подогревателя:

t ЭП = t к + Δt ЭП = 23,8 + 5 = 28,8 °С ,

сt ЭП = 122,0 кДж/кг (при 1,1772 МПа, t = 28,8 °С ).

3. Параметры ОК после ПНД-1:

t 1 = 97 – 5 = 92°С, сt 1 = 385,5 кДж/кг, p п.в1 = 1,078 МПа .

Температура дренажа, сливаемого из ПНД-1, равна температуре насыщения, так как ПНД-1 не имеет охладителя конденсата:

t к1 = 97 °С, сt к1 = 406 ,4 кДж/кг .

4. Температура ОК после СП t СП = 92 + 8 = 100 °С

(при p п.в = 0,981 МПа, сt СП = 419,4 кДж/кг ).

5. Температура ОК после ПНД-2

t 2 = 113 - 5= 108°С (при p п.в2 = 0,8831 МПа , сt 2 = 453,8 кДж/кг ).

Так как ПНД-2 не имеет охладителя конденсата, то

t к2 = 113°С , сt к2 = 474,7 кДж/кг .

6. Аналогично t 3 = 131,1 - 5 = 126,1 °С ,

сt 3 = 529,8 кДж/кг (при p п.в3 = 0,7848 МПа ).

Параметры конденсата греющего пара будут следующими:

t к3 = 108,0 + 7 = 115 °С , сt к3 = 483,1 кДж/кг.

7. Аналогично t 4 = 154,7 - 5= 149,7 °С ,

сt 4 = 631,4 кДж/кг (при p п.в4 = 0,6867 МПа) ,

t к4 = 126,4 + 7 = 133,1 °С , сt к4 = 560,2 кДж/кг .

Параметры пара и воды в тракте подогревателей
высокого давления

1. Параметры греющего пара после ОП (при принятых Δp ОП = 1,5 % и δt оп = 15 °С ):

p ´ 7 = 0,985·3,12939 = 3,08245 МПа, 235,3 °С,

p ´ 6 = 0,985·2,1248 = 2,098 МПа, 214,7 °С,

p ´ 5 = 0,985·1,383 = 1,362 МПа, 193,8 °С.

t ´ пе7 = 235,3 + 15 = 250,3 °С,

t пе6 ´ = 214,7 + 15 = 229,7 °С,

t ´ пе5 = 193,8 + 15 = 208,8 °С.

По известным t пе ´и p ´по таблицам Александрова определяем

h ´ 7 = 2851,3 кДж/кг , h 6 ´ = 2841,7 кДж/кг , h 5 ´ = 2831,6 кДж/кг.

Таблица 6.Параметры пара, питательной воды и конденсата в системе регенерации турбины ПТ–135/165–12,8/1,5.	Примечание	Δt СП =8ºC Δt ЭП =5ºC
Слив конденсата	ct к, кДж/кг	933,3 933,1 703,5 560,2 483,1 474,7 406,4
t к, ºC	217,7 195,8 166,4 133,1 115,0 97,1
Питательная вода после регенеративных подогревателей	Δct′′, кДж/кг	24,4 36,1 101,6 76,0 32,9 284,9 20,95
сt′′, кДж/кг	995,5 904,2 810,8 691,9 667,5 631,4 529,8 453,8 439,8 406,8 121,9 101,0
t′′, ºC	230,3 209, 7 188,8 161,4 158,1 149,7 126,1 104,8 28,8 23,8
У регенеративных подогревателей	сt′′, кДж/кг	1020,3 923,4 828,2 667,5 653,4 551,8 474,7 406,8 99,6
t′′, ºC	236,2 215,4 194,5 158,1 154,7 131,1 97,1 23,8
h, кДж/кг	3002,7 3002,7 2654,8 2604,7 2537,2
p′, МПа	3,129 2,125 1,383 0,59 0,54 0,28 0,16 0,0909 0,0029
Потери давления Δp, %
В месте отбора	h, кДж/кг	3488,2 3002,7 3002,7 2654,8 2604,7 2537,2
t, ºC	23,77
p, МПа	12,753 12,115 3,257 2,237 1,4715 1,4715 0,58 0,304 0,117 0,1039 0,0029
Наименование	Перед турбиной и соплами I отбор (на ПВД-7) II отбор (на ПВД-6) III отбор (на ПВД-5) После ПН Повышение энтальпии в питательном насосе Деаэратор Д-6 IV отбор (ПНД-4) V отбор (ПНД-3) VI отбор (ПНД-2) После СП VII отбор (ПНД-1) После ЭП Конденсатор и последняя ступень турбины
№ п/п

2. Температуры питательной воды перед ОП:

t´ 6 = 214,7 – 5 = 209,7°C ,

t´ 5 = 193,8 – 5 = 188,8°C.

Находим по таблицам:

ct´ 7 = 995,5 кДж/кг (при p п.в7 = 16,677 МПа ),

ct´ 6 = 904,2 кДж/кг (при p п.в6 = 17,1675 МПа ),

ct´ 5 = 810,8 кДж/кг (при p п.в5 = 17,658 МПа ).

3. Температуры и энтальпии конденсата, сливаемого из каждого ПВД.

При принятом недоохлаждении конденсата Δt ок = 5 °С имеем:

t к7 = t 6 + 5; t к6 = t 5 + 5; t к5 = t пн + 5;

t 5 = t´ 5 + Δt ОП-5 ; t 6 = t´ 6 + Δt ОП-6 .

Принимаем Δt ОП-5 = 2 °С, Δt ОП-6 = 3 °С, тогда

t 5 = 188,8 + 2 = 190,8 °С, t 6 = 209,7 + 3 = 212,7 °С,

t к6 =190,8+5=195,8 °С, сt к6 =833,1 кДж/кг (p´ 6 = 2,093 МПа),

t к7 =212,7+5=217,7 °С, сt к7 = 933,3 кДж/кг (p´ 7 = 3,08 МПа).

2.4.1. Расчет ПВД

Аналогично расчету тепловой схемы турбины Р-50-12,8/1,3 расчет ПВД для рассматриваемой турбины проводим по уравнениям теплового баланса, составленным для трех участков (см.рис.7).

I участок

D 7 (h´ 7 - ct к7) + D 6 (h 6 – h´ 6) = К 7 (ct´ 7 - ct´ 6) D пв.

II участок

D 6 (h´ 6 - ct к6) + D 5 (h 5 – h 5 ´) + D 7 (ct к7 –ct к6) = К 6 (ct´ 6 - ct´ 5) D пв.

III участок

D 5 (h´ 5 - ct к5) + (D 7 + D 6) (ct к6 –ct к5) = К 5 (ct´ 5 - ct ПН) D п.в.

Значения коэффициентов, учитывающих потери теплоты в подогревателях К 7, К 6 , К 5 , принимаем такими:

К 7 = 1,008; К 6 = 1,007; К 5 = 1,006.

Подставив вместо идентификаторов известные числовые значения, получим:

D 7 (2851,3-933,3) + D 6 (3090 - 2841,7) =1,039329·D·(995,5 - 904.2);

D 6 (2841,7 - 833,1) + D 5 (3002,7 - 2831,6) + D 7 (933,3 - 833,1) = =1,038298·D·(904,2 - 810,8);

D 5 (2831,6-703,5)+(D 7 +D 6) (833,1-703,5)=1,037266·D·(810,8-691,9).

После подсчетов:

1) 1918,015·D 7 +248,2582·D 6 = 94,934389·D,

2) 2008,644·D 6 + 171,078·D 5 + 100,1823·D 7 = 97,01545·D,

3) 2128,101·D 5 + 129,597·(D 7 + D 6) = 123,7195·D.

Упрощаем:

1") 7,726·D 7 + D 6 = 0,382·D,

2") 20,05·D 6 +1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

3") 16,422·D 5 + D 7 + D 6 = 0,952·D.

Из (1") выразим D 6 = 0,382·D - 7,726·D 7 (A)

и подставим D 6 в (2"):

20,05 (0,382·D - 7,726·D 7) + 1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

7,659·D - 154,91·D 7 +1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

153,91·D 7 = 6,691·D + 1,707·D 5 ,

D 7 = 0,0435·D + 0,011·D 5 . (Б)

Подставим D 6 и D 7 в(3"):

16,42·D 5 +0,0435·D+0,011·D 5 +0,382·D-7,726·(0,0435·D+0,011·D 5)=

=0,952·D. 16,346·D 5 + 0,089·D = 0,952·D,

16,346·D 5 = 0,863·D,

D 5 = 0,0528·D.

Из уравнения (Б)

D 7 = 0,0435·D + 0,011·0,0528·D; D 7 = 0,0441·D.

Из уравнения (А)

D 6 = 0,382·D - 7,726·0,0441·D; D 6 = 0,0413·D.

Подогрев питательной воды в ОП устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

D 7 (h 7 – h 7 ") = K 7 D п. в (ct 7 – ct 7 ") = K 7 D п. в Δct 7 ;

ct 7 = ct 7 " + Δct 7 = 995,5 + 13,4 = 1008,9 кДж/кг.

Находим t 7 = 233,1°С (по p п.в7 = 16,677 МПа ).

ОП – 6

D 6 (h 6 – h 6 ") = K 6 D п. в (ct 6 – ct 6 ") = K 6 D п. в Δct 6 ;

ct 6 = ct 6 " + Δct 6 = 904,2 + 9,9 = 914,1 кДж/кг.

Находим t 6 = 212,67°С (по p п.в6 = 17,1675 МПа ).

D 5 (h 5 – h 5 ") = K 5 D п.в (ct 5 – ct 5 ") = K 5 D пв Δct 5 ;

ct 5 = ct 5 " + Δct 5 = 810,8 + 8,7 = 819,5 кДж/кг.

Находим t 5 = 190,79°С (по p п.в5 = 17,658 МПа ).

Проверяем правильность выполненных расчетов по тепловым балансам ПВД в целом.

D 7 * (h 7 –ct к7) =к 7 D п.в (ct 7 - ct 6).

Невязка δD 7 = 0 %.

D 6 * (h 6 –ct к6)+D 7 (ct к7 –ct к6)=к 6 D п.в (ct 6 - ct 5).

Невязка δD 6 = 0,19 %.

D 5 * (h 5 –ct к 5)+(D 7 +D 6)(ct к 6 – ct к 5)=

=к 5 D п.в (ct 5 - ct пн).

Невязка δD 5 = 0,18 %.

Невязки незначительны. Поэтому

D 7 = 0,0441, t 7 = 233,1 °С,

D 6 = 0,0413, t 6 = 212,67 °С,

D 5 = 0,0528. t 5 = 190,79 °С.

В этом случае

Δt о.к-7 = t к7 - t 6 = 217,67 - 212,67 = 5°С,

Δt о.к-6 = t к6 - t 5 = 195,79 - 190,79 = 5°C.

Не отличаются от принятого Δt ок = 5°C.

2.4.2. Расчет деаэратора Д-6

Расчетная схема деаэратора имеет следующий вид:

В схеме две турбины ПТ и одна турбина Р, поэтому конденсат ПВД турбины Р подогревается паром от двух турбин.

Из приведенных выше расчетов имеем:

0,0528∙D +0,0413∙D + 0,0441∙D = 0,1382∙D;

18,03 кг/c; D ПВД = 0,1392∙D + 0,5∙18,03 = 0,1382∙D + 9,015;

D пр = 0,00138∙D + 0,5∙0,00138∙108,353 = 0,00138∙D + 0,074763.

Принимаем тогда

0,002∙(1,03108∙D + 0,5∙111,72) = 0,002062∙D + 0,11172.

Расход питательной воды, поступающей в Д-6 из ПНД-4, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

D п.в " + D пр + D Д + D ПВД =

D п.в " = - (D пр + D Д + D ПВД) =

=1,03108∙D+55,86+0,002062∙D+0,11172-0,00138∙D-0,074763-D Д –

- 0,1382∙D - 9,015 = 0,89356∙D +46,88196 - D Д.

Расход пара на деаэратор D Д определяем из уравнения теплового баланса:

D Д h 5 +D п.в " ct 4 +D пр h пр +D ПВД ct 5 = К Д ( ct д + h вып).

Принимаем коэффициент, учитывающий потери теплоты в Д-6 , К Д =1,006 , а влажность пара, выходящего из деаэратора, – 3 % ,
тогда

h вып = h" + x r = 667,5 + 0,97∙2089,972 = 2694,7 кДж/кг;

D Д ∙3002,65 + (0,89356∙D + 46,88196 - D Д)∙631,4 +

+ (0,00138∙D + 0,074763)∙2700,2 + (0,1382∙D + 9,015)∙703,5 =

=1,006∙[(1,03108∙D+55,9)∙667,5+(0,002062∙D + 0,11172)∙2694,7].

После преобразования получим:

2371,259∙D Д = 32,79518∙D + 1666,5,

D Д = 0,01383∙D +0,70278.

D" п.в = 0,89356∙D + 46,88196 - 0,01383∙D - 0,70278 =

= 0,87973∙D + 46,17918 .

Прежде чем рассчитывать ПНД, необходимо выполнить тепловые расчеты установки подогрева сетевой воды, установки подпитки тепловой сети и установки нагрева добавочной воды, подаваемой в цикл.

2.4.3. Расчет бойлерной установки (рис. 8)

Расход сетевой воды через сетевые подогреватели двух турбин ПТ при Q м = 418,68 МВт и принятой системе теплоснабжения можно определить как

а через подогреватели одной турбины как W 1 = 616,66 кг/с .

Принятые утечки в системе теплоснабжения составляют 2 % от расхода циркулирующей воды.

Добавок на восполнение утечек

W y т = 0,02∙W = 0,02∙1233,32 = 24,666 кг/с.

При нагрузке «горячего» водоснабжения, равной 15 % от общей, абсолютное значение

Q г.в = 0,15∙Q м = 0,15∙418,68 = 62,802 МВт.

Общий расход воды, идущейна горячее водоснабжение,

Общий расход подпиточной воды, направляемой из деаэратора на подпитку системы,

D доб = W г.в.+ W ут = 184,998 + 24,666 = 209,664 кг/с.

Тепловая нагрузка на СПВ-1, СПВ-2 и ПТВМ двух турбин ПТ составит:

Расход пара на сетевые подогреватели одной турбины ПТ:

ct к2 = 474,3 кДж/кг определяется по давлению p ПСВ-2 = 0,158 МПа,

ct к1 = 406,9 кДж/кг определяется по давлен p ПСВ-1 = 0,091 МПа.

Расход подпиточной воды D ХО ˝ = D доб = 209,993 кг/с.

Величина выпара из деаэратора составляет 0,2÷0,3 % от расхода на подпитку. Следовательно,

209,993∙0,002 = 0,42 кг/с.

2.4.4. Расчет подогревателей исходной и химочищенной воды

Температура воды, поступающей в ПХО-1 из обратной линии конденсационной установки турбин, определяется

Расчетной температурой охлаждающей воды t 1 = 10 °С ,

Температурой конденсата при p к = 0,0029 МПа t к = 23,8 °С ,

Температурой обратной циркуляционной воды при температурном напоре в конденсаторе δt = 4 °С .

t обр = t 2 = t к - δt = 23,8 - 4 = 19,8 °С.

При этом кратность охлаждения в конденсационной установке

Подогреватель ПХО-1

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается t х.о  = 40 °С.

Расход исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды, равном 12 %, составит

D ХО  = 1,12∙D хо = 1,12∙209,993 = 235,192 кг/с.

При η п = 0,99

Подогреватель ПХО-2

Суммарный расход пара на подогрев сетевой воды и подогреватели подпиточной воды из верхнего теплофикационного отбора одной турбины ПТ запишется как

D под =D ПСВ-2 +0,5∙(D ХО-1 +D ХО-1)=19,395+0,5∙(9,2369+4,068)=26,047 кДж/кг.

Подогрев воды в охладителе выпара деаэратора Д - 0,3

t ОВ = 70ºС (ct ОВ = 293,2 кДж/кг) ,

h вып = ct д + r = 287,7 + 2338,4 = 2626,1 кДж/кг ,

2.4.5. Расчет по деаэратору подпитки теплосети (Д - 0,3)

Расчетная схема приведена на нижеследующем рисунке.

Расход сетевой воды, идущей в деаэратор на подогрев подпиточной воды (это рециркулирующая в системе вода), обозначим W рец .

В этом случае из уравнений материального баланса деаэратора имеем

Расход рециркулирующей сетевой воды определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем = 0,99 , получаем

(W pe ц ∙462,2+209,99∙214,1)∙0,99=(W pe ц +209,57)∙287,7+0,42∙2626,1;

457,535∙W pe ц +44511,777=287,685∙W pe ц +60291,008+1102,9721;

457,535∙W pe ц + 44511,777 = 287,605∙W pe ц + 61393,98;

169,85∙W pe ц = 16882,203; W pe ц = 99,395 кг/с .

Таким образом, расход воды, подаваемой насосами из Д-0,3 в систему (насосы подпитки теплосети),

D п.в = W pe ц + 209,573 = 99,395 + 209,573 = 308,968 кг/с.

Расход воды, проходящей через сетевые насосы,

W СН = W + W pe ц = 1233,32 + 99,395 = 1332,715 кг/с.

По расходу D п.в = 1111,386 т/ч должны выбираться подпиточные насосы теплосети, а по расходу W СН = 4800,863 т/ч – сетевые насосы I и II ступеней.

Расход воды, идущий в цикл станционного деаэратора
Д-1,2, определяем из уравнения материального баланса:

Расход конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д-1,2 в дренажный бак, выразится как

Расход конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д-1,2, составит

а также количество воды, идущей в цикл станции из Д-1,2,

2.4.6. Расчеты по подготовке добавочной воды, направляемой в цикл станции (рис.9)

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции, выразим как

Определим расход воды, направляемой в установку ХВО, с учетом собственных нужд в размере 13 % :

Подогреватель ПХ-1

При t обр = 19,8 °С и t хо  = 40 °С имеем расход пара из верхних теплофикационных отборов турбин ПТ

Охладитель непрерывной продувки

Учитывая, что ct др = 293,3 кДж/кг; η п = 0,99, находим

Принимаем предварительное значение расхода пара на турбину ПТ при заданных тепловых нагрузках D = 186,26 кг/с , тогда

Деаэратор Д-1,2

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара:

Согласно приведенным ранее расчетам имеем и"выпар" из станционного деаэратора:

=0,0000866∙D+0,50331+0,001996∙ +0,001996∙(0,01023∙D+

+1,149048+0,002∙ )=

= 0,0000866∙D + 0,50331 + 0,001996∙ + 0,0000204∙D +

+0,0022934 + 0,000004∙ = 0,000107∙D + 0,5056 + 0,002∙ .

И, наконец, из уравнения теплового баланса определяем расход пара на деаэратор (при К д = 1,005 ):

∙2654,8 + (0,0434∙D + 69,514)∙170,78 + 182,646∙377,1 +

+ (0,01023∙D + 1,149048 + 0,002∙ )∙293,3 =

=1,005∙[(0,053522∙D+252,80243+ )∙437,31+(0,000107∙D+0,5056+

+0,002∙ )∙293,2162].

После преобразований получим:

2215,3007∙ = 13,141955∙D + 30170,358.

= 0,0059323∙D + 13,61908.

=0,053522∙D+252,80243+0,005932∙D+13,61908=

=0,05945∙D + 266,42151.

=0,000107∙D+0,5056+0,002∙(0,0059329∙D+13,61908) =

=0,000107∙D+0,506+0,000011864∙D+0,02724=0,000119∙D+0,5328.

D др.б =0,01023∙D+1,149048+0,002∙(0,0059323∙D+13,61908) =

=0,01023∙D+1,149048+0,000011864∙D+0,027238=

= 0,010241∙D+1,176286.

2.4.7. Расчет ПНД

Расчетная схема ПНД приведена на рисунке 10.

D 4 = 0,039319∙D+2,0639586.

Рассчитаем отдельные составляющие на выходе в П-3.

D * = 19,395 + 0,5∙(9,2369 + 4,068 + 0,0019068∙D + 3,0541446) =

= 0,0009534∙D + 8,1795223 + 19,395;

D 4 + D 3 + D 2 = 0,039319∙D + D 3 + D 2 + 2,0639586,

D п.в ˝ = 0,87973∙D + 46,17918 - 0,0009534∙D - 8,1795223 - 19,395 –

- 0,039319∙D - 2,0639586 - D 3 - D 2 - 0,029727∙D - 133,21076;

D п.в ˝ = 0,80973∙D - D 3 - D 2 – 116,67006.

Потоки воды (D 4 + D 3 + D 2 ) и D * имеют одинаковую энтальпию, поэтому можно записать:

- 28,86)∙(385,48 - 121,929),

D 1 = 0,092485∙D - 17,521739.

2.4.8. Подсчет расходов пара в отборах турбины и расхода пара в конденсатор

Исходя из, сделанных ранее, расчетов запишем следующие уравнения:

1.Расход пара в отборы

D VII = D 7 = 0.044∙D;

D VI = D 6 = 0.0413∙D;

D V = D 5 + D Д-6 + =0,05279∙D+0,01383∙D+0,70278+79,872319=

=0,06662∙D+80,575099;

D IV = D 4 = 0,039319∙D;

D III = D 3 = 0,027938∙D;

D II = D 2 +D ПСВ-2 +0,5∙(D ХО-1 + D ХО-2 + D ХО-1 + =

=0,011911∙D-1,8657599+19,395+0,5∙(9,2369+4,068+0,0019068∙D+

+3,0541446+0,0059323∙D+13,61908)= 0,01583∙D+32,518302;

D I = D 1 + D ПСВ-1 =0,092485∙D-17,521739+28,86=0,092485∙D+11,338261;

∑D отб = 0,32759∙D + 128,68785.

2. Расход пара в конденсаторы турбины

Расход пара в конденсатор турбины можно определить путем вычитания расходов пара в отборы из расхода в голову турбины.

D к =D-∑D отб = D - 0,32759∙D - 128,68785 = 0,67241∙D - 128,68785.

По балансу потоков конденсата в системе регенерации находим

D к * = D п. в   - (D 1 + D ПСВ -1 + D ЭП) =

= 0,7698S∙D-116,99653-0,092485∙D+17,521739-28,86 - 0,005∙D;

D к * = 0,67239∙D - 128,33479 .

Значения D к и D к * близки друг к другу, что подтверждает правильность выполненных расчетов.

Определим расход пара на турбину из уравнения

D=d э ∙N э +∑y m ∙D m .

Удельный расход пара на турбину

Умножив удельный расход на мощность, получим расход пара на турбину: d э ∙N э = 3,982∙135∙10 3 =537570 кг/ч = 149,325 кг/с.

Значение ∑y m ∙D m можно найти после определения коэффициента недовыработки:

y 7 D VII = 0,0441∙D∙0,6612 = 0,029158∙D;

y 6 D VI = 0,0413∙D∙0,52126 = 0,024006∙D;

y 5 D V = 0,48943∙(0,662∙D + 80,575099) = 0,032605∙D + 39,435871;

y 4 D IV = 0,3226∙(0,039319∙D + 2,0639586) = 0,012684∙D + 0,66583;

y 3 D III =0,20903∙(0,027938∙D + 2,1922318) = 0,058398∙D + 0,45824;

y 2 D II =0,12364∙(0,01583∙D+32,518302)= 0,0019572∙D + 4,0205628;

y 1 D I = 0,07096∙(0,092485∙D + 11,338261) = 0,006527∙D + 0,80456;

∑y m ∙D m = 0,11281∙D + 45,385064.

Таким образом,

D = 149,325 + 45,385064 + 0,11281∙D;

D = 194,71 / 0,88719 = 219,46827 кг/с.

Найдем абсолютные расходы пара в отборы:

D VII = 0,0441∙219,46827 = 9,678 кг/с;

D VI = 0,0413∙219,46827 = 9,064 кг/с;

D V = 0,06662∙219,46827 + 80,575099 = 95,196075 кг/с;

D IV = 0,039319∙219,46827 + 2,0639586 = 10,693232 кг/с;

D III = 0,027938∙219,46827 + 2,1922318 = 8,323763 кг/с;

D II = 0,01583∙219,46827 + 32,518302 = 35,992485 кг/с;

D I = 0,092485∙219,46827 + 11,338261 = 31,635784 кг/с.

∑D отб = 200,58331 кг/с.

D к = 0,67241∙219,46827 - 128,68785 = 18,88481 кг/с;

D =∑D отб + D к = 200,58331 + 18,88461 = 219,46812 кг/с.

Проверим результаты по балансу мощностей:

N VII = k∙D VII ∙H i 7 = 0,0009506∙9,678∙322,175 = 2,96398 МВт;

N VI = k∙D VI ∙H i 6 = 0,0009506∙9,064∙398,175 = 3,4307007 МВт;

N V = k∙D V ∙H i 5 = 0,0009506∙95,196075∙485,525 = 43,936803 МВт;

N IV = k∙D IV ∙H i 4 = 0,0009506∙10,693232∙644,175 = 6,5480298 МВт;

N III = k∙D III ∙H i 3 = 0,0009506∙8,3237363∙752,175 = 5,9516176 МВт;

N II = k∙D II ∙H i 2 = 0,0009506∙35,992485∙833,375 = 28,513472 МВт;

N I = k∙D I ∙H i 1 = 0,0009506∙31,635784∙883,475 = 26,568722 МВт.

N k = k∙D k ∙H ik = 17,07145 МВт; ∑N m = 117,9134 МВт;

N э =∑N m + N k = 134,9845 МВт.

Невязка незначительна, N э =135 МВт.

Проверка значения расхода пара в конденсатор

Расход пара, определенный по балансу потоков конденсата в системе регенерации,

D к * = 0,67239∙219,46812 - 128,68785 = 18,88032 кг/с;

ΔD к = 18,88481 - 18,88032 = 0,00449 кг/с.

Невязка, отнесенная к расходу пара на турбину,

δD к = 0,00449/219,48827 = 0,00002∙100 = 0,002 %.

Расходы пара на регенеративные подогреватели

Подогреватель

ПВД №7 D 7 = 0,0441∙219,46812 = 9,678544 кг/с;

ПВД №6 D 6 = 0,0413∙219,46812 = 9,064033 кг/с;

ПВД №5 D 5 = 0,0528∙219,46812 = 11,587917 кг/с.

Деаэратор D д = 0,01383∙219,46812 + 0,70278 = 3,738024 кг/с;

ПНД №4 D 4 =0,039319∙219,46812 +2,0639686=10,693226 кг/с;

ПНД №3 D 3 =0,027938∙219,46812+2,1922318=8,3237321 кг/с;

ПНД №2 D 2 =0,011911∙219,46812- 1,8657599 = 0,74832 кг/с;

ПНД №1 D 1 =0,092485∙219,46812- 17,521739 = 0,74832 кг/с.

Подсчитываем расходы теплоносителей по другим элементам тепловой схемы.

Расход пара на деаэраторы

D 1,2 = 0,0059323∙219,46812 + 13,61908 = 14,921 кг/с.

Расход пара на подогреватели:

Перед химочисткой станционной

D ПХ-1 = 0,0019068∙219,46812 + 3,0541446 - 3,472626 кг/с;

Перед химочисткой подпитки теплосети

D ХО-1 = 9,2369 кг/с;

Перед деаэратором Д-1,2

D ХО-1 = 4,068 кг/с .

Расход химводы, подаваемой в цикл станции,

= 0,049042∙219,46812 + 70,55082 = 89,313976 кг/с.

Расход исходной воды для станционной химочистки

D д.в = 0,0434∙219,46812 + 69,514 = 79,038916 кг /с.

Расход питательной воды, подаваемой в котлы ТЭЦ

D п.в = 2∙1,03108∙219,46812 + 111,72 = 564,29836 кг/с.

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-135/165-130/15

МОЩНОСТЬЮ 135 МВт

Конденсационная паровая турбина с производ­ственным и двумя теплофикационными регулируе­мыми отборами пара ПТ-135/165-130-15 (рис. 1) предназначена для привода электрического генера­тора ТВВ-165-2 с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска пара для нужд производства и отопления.

Турбина имеет номинальную электрическую мощность 135 МВт, номинальный производствен­ный отбор 320 т/ч и номинальный отопительный отбор (суммарно по двум отборам) 110 Гкал/ч при следующих номинальных параметрах:

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 110 Гкал/ч, обеспе­чивается при номинальных параметрах свежего па­ра, номинальном расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на вхо­де, полностью включенной регенерации, количест­ве питательной воды, подогреваемой в ПВД, рав­ном 100%-ному расходу пара на турбину.

Максимальная электрическая мощность турби­ны равна 165 МВт и обеспечивается при номиналь­ных параметрах свежего пара, полностью включен­ной регенерации, выключенных отопительных от­борах пара, при наличии производственного отбо­ра в количестве 220-250 т/ч, расходе охлаждаю­щей воды, равном 12 400 м 3 /ч, при ее расчетной тем­пературе на входе в конденсатор 20° С.

Максимальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов с учетом подогрева подпиточной воды в конденсаторе равна 140 Гкал/ч.

Максимальная нагрузка производственного от­бора составляет 390 т/ч.

Турбина имеет три регулируемых отбора пара: один производственный и два отопительных- верхний и нижний.

Отборы	Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
		Давление, МПа (кгс/см 2) абс	Температура, °С
	ПВД № 7
	ПВД № 6
	ПВД № 5
	Деаэратор
	ПНД № 4
	ПНД № 3
	ПНД № 2
	ПНД № 1

Отопительные отборы имеют следующие преде­лы регулирования давления: верхний 0,088- 0,245 МПа (0,9-2,5 кгс/см 2) абс.; нижний 0,0392- 0,118 МПа (0,4-1,2 кгс/см 2) абс.

Регулируемое давление в производственном от­боре может задаваться в пределах 1,18-2,07 МПа (12-21 кгс/см 2) абс.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды до 232° С. Данные по регенеративным отборам при­ведены в таблице.

Эти данные соответствуют режиму работы тур­бины при номинальных параметрах свежего пара, температуре

* Пар из уплотнений . охлаждающей воды 20° С, количестве пара, отбираемого из производственного отбора при давлении 1,47 МПа (15 кгс/см 2) абс., 320 т/ч, давлении в регулируемом верхнем отопительном отборе 0,078 МПа (0,8 кгс/см 2) абс., температуре обратной сетевой воды 30° С, номинальном количе­стве тепла, отданном потребителю, равном110 Гкал/ч, и номинальном расходе пара на тур­бину.

Предусмотрена возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной воды через встро­енный пучок конденсатора.

Допускается длительная работа турбины с но­минальной мощностью при следующих значениях основных параметров: давление свежего пара от 12,2 до 13,2 МПа (125-135 кгс/см 2) абс.; температура свежего пара от 545 до 560° С; температура охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С.

Не допускается работа турбины: при давлениях в камере производственного от­бора более 2,08 МПа (21 кгс/см 2) абс., в камере верхнего отопительного отбора более 0,245 МПа (2,5 кгс/см 2) абс. и в камере нижнего отопитель­ного отбора более 0,196 МПа (2 кгс/см 2) абс.; при включенных регуляторах давления и давле­нии в камере производственного отбора менее 1,18 МПа (12 кгс/см 2) абс., в камере верхнего ото­пительного отбора менее 0,058 МПа (0,6 кгс/см 2) абс., в камере нижнего отопительного отбора ме­нее 0,039 МПа (0,4 кгс/см 2) абс.; на выхлоп в атмосферу; по временной незаконченнойсхеме установки.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и на­строен на работу при частоте в сети 50 Гц, что со­ответствует частоте вращения ротора турбоагрега­та 3000 об/мин. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети в преде­лах 49-50,5 Гц. В аварийных ситуациях допус­кается кратковременная работа турбины с часто­той сети менее 49 Гц, но не менее 48,5 Гц в тече­ние времени, указанного в технических условиях.

Конструкция турбины. Турбина ПТ-135/165-130/ /15 представляет собой одновальный двухцилиндро­вый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД.

Свежий пар подается к двум стопорным клапа­нам, откуда по четырем перепускным трубам (по две от каждого клапана) поступает к регулирую­щим клапанам ЦВД. Клапаны расположены в па­ровых коробках, приваренных к корпусу цилинд­ра. Из ЦВД пар направляется в производственный отбор и к регулирующим клапанам ЦНД, располо­женным в паровых коробках, которые приварены к паровпускной части ЦНД. По выходе из последней ступени ЦНД отработанный пар поступает т кон­денсатор.

ЦВД выполнен двухстенным, противоточным. В левом потоке, направленном в сторону перед­него подшипника, расположены одновенечная ре­гулирующая ступень и шесть ступеней давления, в правом потоке расположено шесть ступеней дав­ления.

ЦНД включает в себя три части: ЧСД, имею­щую одновенечную регулирующую ступень и шесть ступеней давления; промежуточный отсек, имею­щий одновенечную регулирующую ступень и сту­пень давления, и ЧНД, имеющую одновенечную ре­гулирующую ступень и две ступени давления. Все ступени ЦНД-правого вращения. Все диски ро­тора высокого давления откованы заодно с валом.

Шесть дисков ротора низкого давления цельноко­ваные, а шесть дисков насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД, ЦНД и генератора соеди­няются между собой посредством жестких муфт. Критические частоты вращения валопровода тур­бины, соединенного жесткой муфтой с генерато­ром ТВВ-165-2, приведены ниже.

Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Расширение агрегата происходит в сторону переднего подшип­ника.

Для уменьшения протечек пара в турбине при­менены бесконтактные лабиринтовые уплотнения.

Турбина снабжена валоповоротным устройст­вом, вращающим валопровод

турбоагрегата с ча­стотой 4 об/мин.

Система автоматического регулирования и за­щиты. Система автоматического регулирования вы­полнена заодно и статически автономно с гидрав­лическими передаточными связями. При мгновен­ном сбросе электрической нагрузки с генератора система регулирования турбины ограничивает воз­растание частоты вращения ротора ниже уровня на­стройки автомата безопасности.

Регулятор гидродинамического типа предназна­чен для поддержания частоты вращения ротора турбины с неравномерностью 4,5±0,5%. Регулятор частоты вращения состоит из отдельного центро­бежного насоса (импеллера), насаженного на вал турбины, и собственно регулятора частоты враще­ния мембранно-ленточного типа, воспринимающего давление насоса.

Турбина снабжена тремя регуляторами давле­ния: одним для производственного отбора и двумя для отопительных отборов. Регуляторы давления автоматически поддерживают давление пара в камерах отборов на установленном уровне.

Регулирование допускает возможность работы турбины по тепловому графику (с минимальным количеством пара, поступающим в конденсатор).

Для предотвращения поступления пара в тур­бину при несвоевременном закрытии или неплотно­сти регулирующих клапанов предусмотрены два стопорных клапана ЧВД, снабженных автомати­ческими затворами.

Для защиты турбины от недопустимого возра­стания частоты вращения в случае неисправности системы регулирования служит автомат безопас­ности.

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

Конденсаторная группа состоит из одного кон­денсатора со встроенным пучком общей поверхно­стью 6000 м 2 и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разрежения 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.

Каждый трубный пучок конденсатора имеет свою входную и поворотную водяные камеры с от­дельным подводом и отводом охлаждающей воды, что позволяет производить отключение и чистку ос­новных или встроенных пучков без останова турби­ны. Для компенсации тепловых расширений кон­денсатор устанавливается на четырех пружинных опорах.

Три конденсатных насоса, один из которых яв­ляется резервным, откачивают конденсат из конденсатосборника конденсатора и подают его в деаэратор через охладители эжекторов, сальнико­вый подогреватель и ПНД.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из че­тырех ПНД, деаэратора и трех ПВД.

Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рис. 2.

ПНД № 1, 2, 3 и 4 предназначены для последо­вательного.подогрева основного конденсата перед подачей его в деаэратор. Каждый ПНД представля­ет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикального типа.

Каждый ПВД представляет собой поверхност­ный пароводяной теплообменный аппарат верти­кального типа со встроенным пароохладителем и охладителем дренажа. Все ПВД рассчитаны по во­де на работу при полном давлении питательных насосов.

отчет по практике

3. Турбина ПТ -135/165-130/15

Турбина паровая теплофикационная стационарная типа Турбина ПТ -135/165-130/15 с конденсационным устройством и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара номинальной мощностью 135 МВт, предназначена для непосредственного привода турбогенератора с частотой вращения ротора 3000 обр./мин. И отпуска пара и тепла для нужд производства и отопления.

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах:

1. Давление свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном 130 ата;

2. Температура свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном 555С;

3. Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор 20С;

4. Расход охлаждающей воды - 12400 м3/час.

Максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 760т/ч.

Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды и должна работать совместно с конденсационной установкой.

Турбина имеет регулируемый производственный отбор пара с номинальным давлением 15 ата и два регулируемых отопительных отбора пара - верхний и нижний, предназначенных для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях турбоустановки и добавочной воды в станционных теплообменниках.

Газотурбинная установка типа ТА фирмы "Рустом и Хорнсби" мощностью 1000 кВт

Газовая турбина (turbine от лат. turbo вихрь, вращение) -- это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу. Состоит из ротора (рабочие лопатки...

Изучение системы теплоснабжения на Уфимской теплоэлектроцентрали

Паровая турбина типа ПТ-30-90/10 номинальной мощностью 30000 кВт, при частоте вращения 3000 об/мин, конденсационная, с тремя нерегулируемыми и двумя регулируемыми отборами пара - предназначена для непосредственного привода генератора...

Изобретение греческого механика и учёного Герона Александрийского (II век до нашей эры). Ёе работа основана на принципе реактивного движения: пар из котла поступал по трубке в шар...

Источники энергии - история и современность

История промышленной паровой турбины началась с изобретения шведским инженером Карлом - Густавом - Патриком де Лавалем …сепаратора для молока. Сконструированный аппарат требовал для себя привода с большим числом оборотов. Изобретатель знал...

Источники энергии - история и современность

Газовая турбина была двигателем, совмещавшим в себе полезные свойства паровых турбин (передача энергии к вращающемуся валу непосредственно...

Конструкция оборудования энергоблока Ростовской АЭС

Назначение Турбина типа К-1000-60/1500-2 производственного объединения ХТГЗ - паровая, конденсационная, четырехцилиндровая (структурная схема "ЦВД + три ЦНД"), без регулируемых отборов пара...

Повышение изностойкости паротурбинных установок

Паровая турбина - тепловой двигатель, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу. В лопаточном аппарате паровой турбины потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую...

Предназначение котельно-турбинного цеха

Проект АЭС мощностью 2000 МВт

Турбина предназначена для непосредственного привода генератора пременого тока ТВВ-1000-2 для работы на АЭС в блоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реактора и одной турбины) при...

Проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255

Приводная турбина ОК-18ПУ-800 (К-17-15П), одноцилиндровая, унифицированная, конденсационная, с восемью ступенями давления, рассчитана на работу с переменным числом оборотов при переменных начальных параметрах пара...

27. Давление на выходе из КС: 28. Расход газа через турбину ВД: 29. Работа, совершаемая газом в турбине ВД: 30. Температура газа за турбиной ВД: , где 31. КПД турбины ВД задан: 32. Степень понижения давления в турбине ВД: 33...

Расчет компрессора высокого давления

34. Расход газа через турбину низкого давления: У нас температура более 1200К, поэтому выбираем GВохлНД по зависимости 35. Работа газа совершаемая в турбине НД: 36. КПД турбины низкого давления задано: 37. Степень понижения давления в турбине НД: 38...

Турбина паровая теплофикационная стационарная типа Турбина ПТ -135/165-130/15 с конденсационным устройством и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара номинальной мощностью 135 МВт...

Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ

Одновальная паровая турбина Т 100/120-130 номинальной мощностью 100МВт при 3000 обр./мин. С конденсацией и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока...

Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ

Турбина конденсационная с регулируемыми отборами пара на производство и теплофикацию без промперегрева, двухцилиндровая, однопоточная, мощностью 65 МВт...

1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Термины, определения, обозначения и сокращения
4 Общие положения
5 Общие технические сведения
6 Общие технические требования
7 Требования к составным частям
7.1 Составные части цилиндра ВД (карты 1, 3 - 5, 7 - 9, 11, 12, 14)
7.2 Составные части цилиндра НД (карты 2, 4 - 8, 10, 14)
7.3 Роторы ВД, НД (карта 15)
7.4 Передний подшипник (карты 16, 17, 22, 24)
7.5 Средний подшипник (карты 16 - 24)
7.6 Подшипники 4 - 5 (карты 16, 17, 22, 24)
7.7 Валоповоротное устройство (карта 25)
7.8 Цилиндр ВД (карта 26)
7.9 Цилиндр НД (карта 26)
7.10 Насосная группа (карта 27)
7.11 Привод тахометра (карта28)
7.12 Блок золотников автомата безопасности (карты 29, 30 - 34)
7.13 Блок золотников автомата безопасности (карты 29, 30 - 34)
7.14 Регулятор скорости (карты 30 - 32, 34 - 36)
7.15 Регулятор давления ПО и нижнего ТО (карты 30 - 32, 34 - 36)
7.16 Переключатель (карты 30, 36)
7.17 Выключатель РД (карты 30, 36)
7.18 Блок регулирования (карты 30 - 32, 34 - 36)
7.19 Промежуточный золотник управления (карты 30 - 32, 34 - 36)
7.20 Автомат безопасности (карта 37)
7.21 Автозатвор стопорного клапана (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.22 Автозатвор защитного клапана (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.23 Сервомотор ЧВД (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.24 Сервомотор ЧСД (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.25 Сервомотор ПО с регулятором давления (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.26 Сервомотор ПО (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.27 Сервомотор ЧНД (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.28 Сервомотор ЧНД (карты 30, 32, 33, 38, 39)
7.29 Рычаги сервомоторов ПО, ЧНД и поворотных диафрагм 21, 23 ст (карта 40)
7.30 Кулачково-распределительное устройство ЧВД, ЧСД (карта 41)
7.31 Колонки и рычаги регулирующих клапанов ЧВД, ЧСД (карта 42)
7.32 Клапан стопорный (карты 43 - 47)
7.33 Клапан защитный (карты 43 - 47)
7.34 Клапаны регулирующие ЧВД (карты 43 - 45, 47)
7.35 Клапаны регулирующие ЧСД (карты 43 - 45, 47)
8 Требования к сборке и к отремонтированному изделию
9 Испытания и показатели качества отремонтированной турбины
10 Требования к обеспечению безопасности
11 Оценка соответствия
Приложение А (обязательное). Допустимые замены материалов
Приложение Б (обязательное). Нормы зазоров и натягов
Приложение В (рекомендуемое). Перечень средств измерений, упомянутых в стандарте
Приложение Г (обязательное). Замена бандажей без разлопачивания ступени турбины
Приложение Д (обязательное). Обследование эрозионного износа рабочих лопаток 23 (26), 24 (27), 25 (28) ступеней турбин Т-175/210-130, Т-185/220-130-2, ПТ-135/165-130, ПТ-140/165-130-2
Приложение Е (обязательное). Контроль травлением металла лопаток из хромистых сталей паровых турбин
Приложение Ж (обязательное). Герметизация и заполнение инертным газом центральных полостей роторов высокого и среднего давления турбин
Приложение И (обязательное). Замер уклонов корпусов подшипников (кручение ригелей)
Приложение К (обязательное). О первоочередных мерах по обеспечению надежной работы роторов среднего и низкого давления паровых турбин без промперегрева производства ЗАО "УТЗ"
Приложение Л (обязательное). О мерах повышения надежности роторов НД турбин ПТ-135/165-130, ПТ-140/165-130-2 и ПТ-140/165-130-3
Библиография