Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0 С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

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 должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

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 отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

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

Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

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 турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

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

• Tutorial

Предисловие к первой части

Моделирование паровых турбин — повседневная задача сотен людей в нашей стране. Вместо слова модель принято говорить расходная характеристика . Расходные характеристики паровых турбин используют при решении таких задач, как вычисление удельного расхода условного топлива на электроэнергию и тепло, производимые ТЭЦ; оптимизация работы ТЭЦ; планирование и ведение режимов ТЭЦ.

Мною разработана новая расходная характеристика паровой турбины — линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Разработанная расходная характеристика удобна и эффективна в решении указанных задач. Однако на текущий момент она описана лишь в двух научных работах:

1. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России ;
2. Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки .

И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:

• во-первых, простым и доступным языком ответить на основные вопросы о новой расходной характеристике (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 1. Основные вопросы);
• во-вторых, предоставить пример построения новой расходной характеристики, который поможет разобраться и в методе построения, и в свойствах характеристики (см. ниже);
• в-третьих, опровергнуть два известных утверждения относительно режимов работы паровой турбины (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 3. Развенчиваем мифы о работе паровой турбины).

1. Исходные данные

Исходными данными для построения линеаризованной расходной характеристики могут быть

1. фактические значения мощностей Q 0 , N, Q п, Q т измеренные в процессе функционирования паровой турбины,
2. номограммы q т брутто из нормативно-технической документации.

Конечно, фактические мгновенные значения Q 0 , N, Q п, Q т являются идеальными исходными данными. Сбор таких данных трудоемок.

В тех случаях, когда фактические значения Q 0 , N, Q п, Q т недоступны, можно обработать номограммы q т брутто. Они, в свою очередь, были получены на основании измерений. Подробнее об испытаниях турбин читайте в Горнштейн В.М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем .

2. Алгоритм построения линеаризованной расходной характеристики

Алгоритм построения состоит из трех шагов.

1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид.
2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины.
3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины.

При работе с номограммами q т брутто первый шаг осуществляется быстро. Такую работу называют оцифровкой (digitizing). Оцифровка 9 номограмм для текущего примера заняла у меня около 40 минут.

Второй и третий шаг требуют применения математических пакетов. Я люблю и много лет использую MATLAB. Мой пример построения линеаризованной расходной характеристики выполнен именно в нем. Пример можно скачать по ссылке , запустить и самостоятельно разобраться в методе построения линеаризованной расходной характеристики.

Расходная характеристика для рассматриваемой турбины строилась для следующих фиксированных значений параметров режима:

• одноступенчатый режим работы,
• давление пара среднего давления = 13 кгс/см2,
• давление пара низкого давления = 1 кгс/см2.

1) Номограммы удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии (отмеченные красные точки оцифрованы — перенесены в таблицу):

• PT80_qt_Qm_eq_0_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_100_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_120_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_140_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_150_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_20_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_40_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_60_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_80_digit.png.

2) Результат оцифровки (каждому файлу csv соответствует файл png):

• PT-80_Qm_eq_0.csv,
• PT-80_Qm_eq_100.csv,
• PT-80_Qm_eq_120.csv,
• PT-80_Qm_eq_140.csv,
• PT-80_Qm_eq_150.csv,
• PT-80_Qm_eq_20.csv,
• PT-80_Qm_eq_40.csv,
• PT-80_Qm_eq_60.csv,
• PT-80_Qm_eq_80.csv.

3) Скрипт MATLAB с расчетами и построением графиков:

• PT_80_linear_characteristic_curve.m

4) Результат оцифровки номограмм и результат построения линеаризованной расходной характеристики в табличном виде:

• PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.

Шаг 1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид

1. Обработка исходных данных

Исходными данными для нашего примера являются номограммы q т брутто.

Для перевода в цифровой вид множества номограмм нужен специальный инструмент. Я многократно использовала web-приложение для этих целей. Приложение просто, удобно, однако не имеет достаточной гибкости для автоматизации процесса. Часть работы приходится делать вручную.

На данном шаге важно оцифровать крайние точки номограмм, которые задают границы регулировочного диапазона работы паровой турбины .

Работа состояла в том, чтобы в каждом файле png при помощи приложения отметить точки расходной характеристики, скачать полученный csv и собрать все данные в одной таблице. Результат оцифровки можно найти в файле PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, лист «PT-80», таблица «Исходные данные».

2. Приведение единиц измерения к единицам мощности

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \frac {q_T \cdot N} {1000} + Q_П + Q_Т \qquad (1) \end{equation}$$display$$

и приводим все исходные величины к МВт. Расчеты реализованы средствами MS Excel.

Полученная таблица «Исходные данные (ед. мощности)» является результатом первого шага алгоритма.

Шаг 2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины

1. Проверка работы MATLAB

На данном шаге требуется установить и открыть MATLAB версии не ниже 7.3 (это старая версия, текущая 8.0). В MATLAB открыть файл PT_80_linear_characteristic_curve.m, запустить его и убедиться в работоспособности. Все работает корректно, если по итогам запуска скрипта в командной строке вы увидели следующее сообщение:

Значения считаны из файла PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx за 1 сек Коэффициенты: a(N) = 2.317, a(Qп) = 0.621, a(Qт) = 0.255, a0 = 33.874 Средняя ошибка = 0.006, (0.57%) Число граничных точек регулировочного диапазона = 37

Если у вас возникли ошибки, то разберитесь самостоятельно, как их исправить.

2. Вычисления

Все вычисления реализованы в файле PT_80_linear_characteristic_curve.m. Рассмотрим его по частям.

1) Укажем название исходного файла, лист, диапазон ячеек, содержащий полученную на предыдущем шаге таблицу «Исходные данные (ед. мощности)».

XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRange = "F3:I334";

2) Считаем исходные данные в MATLAB.

sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRange); N = sourceData(:,1); Qm = sourceData(:,2); Ql = sourceData(:,3); Q0 = sourceData(:,4); fprintf("Значения считаны из файла %s за %1.0f сек\n", XLSFileName, toc);

Используем переменную Qm для расхода пара среднего давления Q п, индекс m от middle — средний; аналогично используем переменную Ql для расхода пара низкого давления Q n , индекс l от low — низкий.

3) Определим коэффициенты α i .

Вспомним общую формулу расходной характеристики

$$display$$\begin{equation} Q_0 = f(N, Q_П, Q_Т) \qquad (2) \end{equation}$$display$$

и укажем независимые (x_digit) и зависимые (y_digit) переменные.

x_digit = ; % электроэнергия N, промышленный пар Qп, теплофикационный пар Qт, единичный вектор y_digit = Q0; % расход острого пара Q0

Если вам непонятно, зачем в матрице x_digit единичный вектор (последний столбец), то читайте материалы по линейной регрессии. На тему регрессионного анализа рекомендую книгу Draper N., Smith H. Applied regression analysis . New York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (есть на русском языке).

Уравнение линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_П \cdot Q_П + \alpha_Т \cdot Q_Т + \alpha_0 \qquad (3) \end{equation}$$display$$

является моделью множественной линейной регрессии. Коэффициенты α i определим при помощи «большого блага цивилизации» — метода наименьших квадратов. Отдельно отмечу, что метод наименьших квадратов разработан Гауссом в 1795 году.

В MATLAB это делается одной строчкой.

A = regress(y_digit, x_digit); fprintf("Коэффициенты: a(N) = %4.3f, a(Qп) = %4.3f, a(Qт) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A);

Переменная A содержит искомые коэффициенты (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Таким образом, полученная линеаризованная расходная характеристика паровой турбины ПТ-80 имеет вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.621 \cdot Q_П + 0.255 \cdot Q_Т + 33.874 \qquad (4) \end{equation}$$display$$

4) Оценим ошибку линеаризации полученной расходной характеристики.

y_model = x_digit * A; err = abs(y_model - y_digit) ./ y_digit; fprintf("Средняя ошибка = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100);

Ошибка линеаризации равна 0,57% (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Для оценки удобства использования линеаризованной расходной характеристики паровой турбины решим задачу вычисления расхода пара высокого давления Q 0 при известных значениях нагрузки N, Q п, Q т.

Пусть N = 82.3 МВт, Q п = 55.5 МВт, Q т = 62.4 МВт, тогда

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot 82,3 + 0.621 \cdot 55,5 + 0.255 \cdot 62,4 + 33.874 = 274,9 \qquad (5) \end{equation}$$display$$

Напомню, что средняя ошибка вычислений составляет 0,57%.

Вернемся к вопросу, чем линеаризованная расходная характеристика паровой турбины принципиально удобнее номограмм удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии? Чтобы понять принципиальную разницу на практике, решите две задачи.

1. Вычислите величину Q 0 с указанной точностью с использованием номограмм и ваших глаз.
2. Автоматизируйте процесс расчета Q 0 с использованием номограмм.

Очевидно, что в первой задаче определение значений q т брутто на глаз чревато грубыми ошибками.

Вторая задача громоздка для автоматизации. Поскольку значения q т брутто нелинейны , то для такой автоматизации число оцифрованных точек в десятки раз больше, чем в текущем примере. Одной оцифровки недостаточно, также необходимо реализовать алгоритм интерполяции (нахождения значений между точками) нелинейных значений брутто.

Шаг 3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины

1. Вычисления

Для вычисления регулировочного диапазона воспользуемся другим «благом цивилизации» — методом выпуклой оболочки, convex hull.

В MATLAB это делается следующим образом.

indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplify", true); index = unique(indexCH); regRange = ; regRangeQ0 = * A; fprintf("Число граничных точек регулировочного диапазона = %d\n\n", size(index,1));

Метод convhull() определяет граничные точки регулировочного диапазона , заданного значениями переменных N, Qm, Ql. Переменная indexCH содержит вершины треугольников, построенных при помощи триангуляции Делоне. Переменная regRange содержит граничные точки регулировочного диапазона; переменная regRangeQ0 — значения расхода пара высокого давления для граничных точек регулировочного диапазона.

Результат вычислений можно найти в файле PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, лист «PT-80-result», таблица «Границы регулировочного диапазона».

Линеаризованная расходная характеристика построена. Она представляет собой формулу и 37 точек, задающих границы (оболочку) регулировочного диапазона в соответствующей таблице.

2. Проверка

При автоматизации процессов расчета Q 0 необходимо проверять, находится ли некоторая точка со значениями N, Q п, Q т внутри регулировочного диапазона или за его пределами (режим технически не реализуем). В MATLAB это можно делать следующим образом.

Задаем значения N, Q п, Q т, которые мы хотим проверить.

n = 75; qm = 120; ql = 50;

Проверяем.

in1 = inpolygon(n, qm, regRange(:,1),regRange(:,2)); in2 = inpolygon(qm, ql, regRange(:,2),regRange(:,3)); in = in1 && in2; if in fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится внутри регулировочного диапазона\n", n, qm, ql); else fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится снаружи регулировочного диапазона (технически недостижима)\n", n, qm, ql); end

Проверка осуществляется в два шага:

• переменная in1 показывает, попали ли значения N, Q п внутрь проекции оболочки на оси N, Q п;
• аналогично переменная in2 показывает, попали ли значения Q п, Q т внутрь проекции оболочки на оси Q п, Q т.

Если обе переменные равны 1 (true), то искомая точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон работы паровой турбины.

Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Наиболее «щедрые блага цивилизации» нам достались в части иллюстрации результатов расчетов.

Предварительно нужно сказать, что пространство, в котором мы строим графики, т. е. пространство с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , w – Q п, называем режимным пространством (см. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России

). Каждая точка этого пространства определяет некоторый режим работы паровой турбины. Режим может быть

• технически реализуемым, если точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон,
• технически не реализуемым, если точка находится за пределами этой оболочки.

Если говорить о конденсационном режиме работы паровой турбины (Q п = 0, Q т = 0), то линеаризованная расходная характеристика представляет собой отрезок прямой . Если говорить о турбине Т-типа, то линеаризованная расходная характеристика представляет собой плоский многоугольник в трехмерном режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , который легко визуализировать. Для турбины ПТ-типа визуализация наиболее сложная, поскольку линеаризованная расходная характеристика такой турбины представляет плоский многоугольник в четырехмерном пространстве (пояснения и примеры см. в Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России, раздел Линеаризация расходной характеристики турбины ).

1. Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Построим значения таблицы «Исходные данные (ед. мощности)» в режимном пространстве.

Рис. 3. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0

Поскольку построить зависимость в четырехмерном пространстве мы не можем, до такого блага цивилизации еще не дошли, оперируем значениями Q п следующим образом: исключаем их (рис. 3), зафиксируем (рис. 4) (см. код построения графиков в MATLAB).

Зафиксируем значение Q п = 40 МВт и построим исходные точки и линеаризованную расходную характеристику.

Рис. 4. Исходные точки расходной характеристики (синие точки), линеаризованная расходная характеристика (зеленый плоский многоугольник)

Вернемся к полученной нами формуле линеаризованной расходной характеристики (4). Если зафиксировать Q п = 40 МВт МВт, то формула будет иметь вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_Т + 58.714 \qquad (6) \end{equation}$$display$$

Данная модель задает плоский многоугольник в трехмерном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 по аналогии с турбиной Т-типа (его мы и видим на рис. 4).

Много лет назад, когда разрабатывали номограммы q т брутто, на этапе анализа исходных данных совершили принципиальную ошибку. Вместо применения метода наименьших квадратов и построения линеаризованной расходной характеристики паровой турбины по неведомой причине сделали примитивный расчет:

$$display$$\begin{equation} Q_0(N) = Q_э = Q_0 - Q_Т - Q_П \qquad (7) \end{equation}$$display$$

Вычли из расхода пара высокого давления Q 0 расходы паров Q т, Q п и отнесли полученную разницу Q 0 (N) = Q э на выработку электроэнергии. Полученную величину Q 0 (N) = Q э поделили на N и перевели в ккал/кВт·ч, получив удельный расход q т брутто. Данный расчет не соответствует законам термодинамики.

Дорогие читатели, может, именно вы знаете неведомую причину? Поделитесь ею!

2. Иллюстрация регулировочного диапазона паровой турбины

Посмотрим оболочку регулировочного диапазона в режимном пространстве. Исходные точки для его построения представлены на рис. 5. Это те же самые точки, которые мы видим на рис. 3, однако теперь исключен параметр Q 0 .

Рис. 5. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q п, z – Q т

Множество точек на рис. 5 является выпуклым. Применив функцию convexhull(), мы определили точки, которые задают внешнюю оболочку этого множества.

Триангуляция Делоне (набор связанных треугольников) позволяет нам построить оболочку регулировочного диапазона. Вершины треугольников являются граничными значениями регулировочного диапазона рассматриваемой нами паровой турбины ПТ-80.

Рис. 6. Оболочка регулировочного диапазона, представленная множеством треугольников

Когда мы делали проверку некоторой точки на предмет попадания внутрь регулировочного диапазона, то мы проверяли, лежит ли эта точка внутри или снаружи полученной оболочки.

Все представленные выше графики построены средствами MATLAB (см. PT_80_linear_characteristic_curve.m).

Перспективные задачи, связанные с анализом работы паровой турбины при помощи линеаризованной расходной характеристики

Если вы делаете диплом или диссертацию, то могу предложить вам несколько задач, научную новизну которых вы легко сможете доказать всему миру. Кроме того, вы сделаете отличную и полезную работу.

Задача 1

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления пара низкого давления Q т.

Задача 2

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления в конденсаторе.

Задача 3

Проверьте, можно ли представить коэффициенты линеаризованной расходной характеристики в виде функций дополнительных параметров режима, а именно:

$$display$$\begin{equation} \alpha_N = f(p_{0},...); \\ \alpha_П = f(p_{П},...); \\ \alpha_Т = f(p_{Т},...); \\ \alpha_0 = f(p_{2},...). \end{equation}$$display$$

Здесь p 0 — давление пара высокого давления, p п — давление пара среднего давления, p т — давление пара низкого давления, p 2 — давление отработанного пара в конденсаторе, все единицы измерения кгс/см2.

Обоснуйте результат.

Ссылки

Чучуева И.А., Инкина Н.Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2015. № 8. С. 195-238.

• Раздел 1. Содержательная постановка задачи оптимизации работы ТЭЦ в России
• Раздел 2. Линеаризация расходной характеристики турбины

Добавить метки

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