Основные технические характеристики турбин типа пт-140/165-130/15 утз

Характеристика	Модификация
	ПТ-140/165-130/15-2М	ПТ-140/165-130/15-3М	ПТ-140/165-130/9-4
1. Электрическая мощность, МВт
номинальная	142	142	150
максимальная	167	165	165
на конденсационном режиме	120	120	120
2. Расход свежего пара, кг/с (т/ч)
номинальный	218,9 (788)	218,9 (788)	218,9 (788)
максимальный	225 (810)	225 (810)	225 (810)
3. Давление свежего пара, МПа (кгс/см2)	12,8 (130)	12,8 (130)	12,8 (130)
4. Температура свежего пара, °С	555	555	555
5. Тепловая нагрузка
5.1. Производственная, кг/с (т/ч)
номинальная	93,1 (335)	93,1 (335)	106,9 (385)
максимальная	138,9 (500)	138,9 (500)	138,9 (500)
5.2. Отопительная, МВт (Гкал/ч)
номинальная	133,7 (115)	139,5 (120)	93,0 (80)
максимальная	162,8 (140)	162,8 (140)	133,7 (115)
6. Пределы изменения давления в отборах, МПа (кгс/см2)
6.1. П-отбор	1,18-2,06 (12-21)	1,18-2,06 (12-21)	0,88-1,47 (9-15)
6.2. Т-отбор
верхний	0,059-0,245 (0,6-2,5)*	0,059-0,245 (0,6-2,5)*	0,059-0,245 (0,6-2,5)*
нижний	0,039-0,118 (0,4-1,2)	0,039-0,118 (0,4-1,2)	0,039-0,118 (0,4-1,2)
7. Количество ступеней ЦВД/ЦНД, шт.	13/12	13/11	14/10
8. Расчётная температура питательной воды, °С	232	232	232
9. Расчётная температура охлаждающей воды, °С	20	27	27
10. Расчётный расход охлаждающей воды, м3/ч	13500	13500	13500
11. Поверхность охлаждения конденсатора, м2	6000	6000	6000
* При ступенчатом подогреве сетевой воды с отключённой диафрагмой верхнего отбора, а при независимом поддержании в каждом отборе (включены обе диафрагмы) пределы регулирования давления составляют: в верхнем отборе 0,088-0,245 МПа (0,9-2,5 кгс/см2), в нижнем отборе 0,039-0,196 МПа (0,4-2,0 кгс/см2)

При высоком солесодержании исходной воды химическое обессоливание дополняется термическим с использованием испарительной установке (ИУ) 23. В состав ИУ входит два испарителя и охладитель вторичного пара. Конденсат греющего пара от ИУ отводится в соответствующий ПНД (на рис. 3.1 отвод не показан).

Утечка воды в ТС компенсируется умягчённой деаэрированной водой от подпиточной установки. Она состоит из ВПУ с предочисткой, механической очисткой и умягчением исходной воды (например, одно- или двухступенчатого Na-катионированием). Такая ВПУ может представлять собой часть описанной выше ВПУ 36, предназначенной для восполнения потерь пара и конденсата. Умягчённая вода после ВПУ направляется в подпиточный деаэратор 9 атмосферного типа (0,12 МПа), а затем подпиточным насосом через регулятор подпитки 33 подаётся во всасывающий коллектор СН 1-го подъёма. Импульс на регулятор подпитки поступает от перемычки СН 2-го подъёма. Если расход подпиточной воды не соответствует величине утечки в ТС, меняется давление в импульсной линии, что приводит к открытию или прикрытию регулятора для восстановления требуемого давления сетевой воды.

Приведённая выше схема ТФУ и подпиточной установки ТЭЦ применяется в закрытой системе теплоснабжения (СТЗ). Об этом свидетельствует использование встроенного пучка ВП конденсатора для подогрева обратной сетевой воды, хотя выработка электроэнергии была бы больше при охлаждении ВП подпиточной водой или общим потоком исходной воды перед ВПУ. Однако его расход в СТЗ существенно меньше необходимого для охлаждения ВП.

В открытой системе теплоснабжения (СТО) расход подпиточной воды, в качестве исходной воды для которой используется холодная вода из городского водопровода, вполне достаточен для охлаждения ВП. Один из упрощённых вариантов схемы подготовки подпиточной воды на производственно-отопительных ТЭЦ в СТО представлен на рис. 3

.

Рис. 3.2. Принципиальная тепловая схема подготовки подпиточной воды на ТЭЦ

1 – конденсатор турбины со встроенным пучком; 2 – ВПУ; 3 – декарбонизатор; 4 – вакуумный деаэратор ВД; 5 – трубопровод греющей воды на ВД; 6, 7 – СП (нижний и верхний) СП; 8 – байпас верхнего СП

Обычно подогрев исходной воды в ВП конденсатора производится до 30-40 °С. Далее она умягчается на ионообменных фильтрах ВПУ, освобождается от двуокиси углерода в декарбонизаторе и от кислорода в вакуумном деаэраторе ВД. В качестве греющего теплоносителя в ВД используется сетевая вода с температурой не ниже 100 °С, которая отбирается после ПВК (на рис. 3.2 не показаны), а при их отключении – после верхнего СП. Это обеспечивает необходимое качество деаэрации подпиточной воды при температуре 70-75 °С, поскольку в ВД с помощью пароструйного эжектора поддерживается абсолютное давление на уровне 32-39 кПа (0,32-0,39 кгс/см²). Применение ВД обеспечивает дополнительную выработку электроэнергии и экономию затрат на водоподготовку обессоленной воды по сравнению с атмосферным деаэратором, для работы которого в СТО необходим значительный расход греющего пара. Размещать ВД необходимо на высоте 10 м от максимального уровня воды в установленных на ТЭЦ баках-аккумуляторах.

Несмотря на неоспоримые преимущества, эффективность применения ВД во многом определяется соответствием их монтажа и уровня эксплуатации нормативным требованиями. Необходим постоянный контроль стабильности температурного режима, герметичности вакуумной системы и качества отвода выпара из ВД с обеспечением конденсации содержащегося в нём пара в специально установленном охладителе выпара.

На современных производственно-отопительных ТЭЦ в зависимости от структуры и уровня тепловых нагрузок помимо турбин типа ПТ могут дополнительно устанавливаться турбины типа Т с отопительными отборами и (или) типа Р с производственным противодавлением. К числу основных заводов-изготовителей теплофикационных турбин относятся:

• Уральский турбинный завод (УТЗ, г. Екатеринбург)¹ – турбины мощностью 30…285 МВт. Для ТЭЦ предприятий с умеренной паровой нагрузкой УТЗ выпускает турбины Тп-185/220-130-2 и Тп-185/220-130-4.

• Силовые машины (СМ, г. Санкт-Петербург)² - турбины мощностью 25…185 МВт.

• Калужский турбинный завод (КТЗ, г. Калуга)³, входящий в состав компании СМ – турбины мощностью 0,5…30 МВт для производственных ТЭЦ небольших и средних предприятий.

• Тип и количество энергетических котлов для производственно-отопительной ТЭЦ должен быть согласован с характеристиками устанавливаемых турбин по начальным параметрам пара и максимальному расходу пара на турбины с учётом необходимого отпуска технологического пара через РОУ и расчётного отпуска теплоты из регулируемых отборов. Дефицит отпуска теплоты между расчётной нагрузкой по сетевой воде и расчётным отпуском теплоты от турбин в тепловые сети собственных и сторонних потребителей должен быть обеспечен выбором ПВК с минимально возможным запасом по теплопроизводительности. Выбор энергетических котлов и ПВК целесообразно осуществлять с помощью Интернет-ресурсов по сайтам заводов-изготовителей: Таганрогского котлостроительного завода «Красный котельщик» (ТКЗ, г. Таганрог)⁴;

• Производственного комплекса «СИБЭНЕРГОМАШ» (г. Барнаул)⁵;

• Подольского машиностроительного завода (ЗИО, г. Подольск)⁶;

Дорогобужкотломаш (ДКМ, г. Дорогобуж)⁷.

Важным преимуществом паротурбинных ТЭЦ по сравнению с раздельным энергоснабжением является снижение уровня вредного воздействия на окружающую среду. Это обусловлено снижением потребления топлива при одинаковом производстве электроэнергии и теплоты в схемах комбинированного и раздельного энергоснабжения, что приводит к соответствующему снижению газообразных выбросов в атмосферу, включая парниковые газы, выбросов золы, тепловых сбросов в водоёмы, а также сокращению площадей под золоотвалами и т.п.

Годовые отчёты по эксплуатации ТЭЦ должны содержать основные технико-экономические показатели (ТЭП) за отчётный период. ТЭП производственно-отопительной ТЭЦ обычно получают в результате расчёта тепловой схемы, методика расчёта которой изложена в технической литературе. К основным ТЭП относятся уже знакомые нам КПИТ и удельные расходы УТ на отпуск ЭЭ и ТЭ. Сопоставление основных ТЭП паротурбинных, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ будет представлено ниже.